TRANSMISION DE POTENCIA EN CORRIENTE DIRECTA – HVDC ...

TRANSMISION DE POTENCIA EN CORRIENTE DIRECTA – HVDC

ANALISIS Y SIMULACION

ESPERANZA SUSANA TORRES GUTIERREZ

UNIVERSIDAD DE LOS ANDES

Facultad de Ingeniería Departamento de Ingeniería Eléctrica y Electrónica

Bogotá, D.C. 2004

IEL2-II-04-36

TRANSMISION DE POTENCIA EN CORRIENTE DIRECTA – HVDC

ANALISIS Y SIMULACION

ESPERANZA SUSANA TORRES GUTIERREZ

Trabajo de Grado para optar al título de Ingeniera Electrónica

Directora: María Teresa Rueda de Torres Ph.D Engineering Management

UNIVERSIDAD DE LOS ANDES

Facultad de Ingeniería Departamento de Ingeniería Eléctrica y Electrónica

Bogotá, D.C. 2004

IEL2-II-04-36

A mi familia, por todos sus años de apoyo y dedicación

en mi formación personal y profesional. Gracias

AGRADECIMIENTOS

A MARIA TERESA RUEDA DE TORRES, profesora del Departamento de Ing. Eléctrica y Electrónica de la Universidad de Los Andes, directora y colaboradora de este proyecto.

A GUSTAVO ANDRÉS RA MOS, profesor del Departamento de Ing. Eléctrica y

Electrónica de la Universidad de Los Andes, asesor y colaborador de este proyecto.

A Todas aquellas personas que de una u otra forma colaboraron en la realización de

este proyecto.

IEL2-II-04-36

5

TABLA DE CONTENIDO

RESUMEN…………………………………………………………………………………………10

1 INTRODUCCIÓN ……………………………………………………………………………. 11

1.1 JUSTIFICA CIÓN ................................................................................................... 11

1.2 ANTECEDENTES ................................................................................................. 11

1.3 OBJETIVOS .......................................................................................................... 12

1.3.1 Objetivo General .......................................................................................... 12

1.3.2 Objetivos Espec íf icos................................................................................... 12

2 CONCEPTOS BASICOS DE LA TRANSMISION EN CORRIENTE DIRECTA –

HVDC ………………………………………………………………………………………… 13

2.1 RESEÑA HISTORICA DE LA TRANSMISION EN HVDC ................................... 13

2.2 UTILIZACION DE LA TRANSMISIÓN EN DC...................................................... 18

2.2.1 Ventajas........................................................................................................ 18

2.2.2 Desventajas .................................................................................................. 18 2.3 CARA CTERISTICAS Y CONFIGURA CIONES DE UN SISTEMA DE

TRANSMISION HV DC.......................................................................................... 19

2.3.1 Configuración ‘Back to Back’ ....................................................................... 20

2.3.2 Configuración ‘Punto a Punto’ ..................................................................... 21

2.3.3 Configuración Multiterminal.......................................................................... 23

2.4 DISPOSITIVOS PRINCIPALES DE UN SISTEMA DE TRANSMISION

HVDC..................................................................................................................... 23

2.5 TOPOLOGÍA DE LOS CONVERTIDORES .......................................................... 29

3 DISPOSITIVOS DE ELECTRONICA DE POTENCIA UTILIZADOS EN LA

TRANSMISION HVDC ……………………………………………………………………. 29

3.1 VALVULAS DE TIRISTOR.................................................................................... 30

3.2 CIRCUITOS DE CONV ERSION DE POTENCIA ELECTRICA............................ 31

3.2.1 Puente rectif icador trifásico de 12 pulsos.................................................... 31

3.2.2 Convertidores AC-DC (Rectif icadores controlados).................................... 35

3.2.3 Convertidores DC-AC ( Inversores).............................................................. 37

IEL2-II-04-36

6

4 CIGRE BENCHAMARK MODEL………………………………………………………… 40

4.1 CONFIGURACION Y PARA METROS BASICOS DEL MODELO

BENCHMARK........................................................................................................ 40

4.1.1 Representación del Sistema AC.................................................................. 41

4.1.2 Compensación de reactivos......................................................................... 42

4.1.3 Representación de la línea de transmisión DC ........................................... 42

4.1.4 Estaciones convertidoras ............................................................................. 43

4.1.5 Transformadores convertidores................................................................... 44

4.1.6 Parámetros de control.................................................................................. 45

4.2 IMPLEMENTACION MODELO BENCHMA RK EN PSCAD................................. 45

4.2.1 Tiristores ....................................................................................................... 46

4.2.2 Rectif icador................................................................................................... 47

4.2.3 Inversor......................................................................................................... 48

4.2.4 Transformadores de regulación ................................................................... 50

4.2.5 Reactor suavizante (smoothing) en el lado DC........................................... 50

4.2.6 Filtro de armónicos en el lado A C................................................................ 50

4.2.7 Sistema de Control DC................................................................................. 51

5 SIMULACION Y ANALISIS DE RESULTADOS………………………………………. 59

5.1 ESTA DO ESTABLE .............................................................................................. 59

5.2 FALLAS EN EL SISTEMA AC............................................................................... 61

5.2.1 Falla trifásica a tierra, sistema AC lado del rectif icador .............................. 61 5.2.2 Falla trifásica a tierra, sistema AC lado del inversor ................................... 63

5.3 FALLAS EN EL SISTEMA DC .............................................................................. 64

5.3.1 Falla a t ierra en la línea DC, cercana al rectif icador ................................... 65

5.3.2 Falla a t ierra en la línea DC, cercana al inversor ........................................ 66

6 CONCLUSIONES………………………………………………………………………….. 68

7 TRABAJO FUTURO……………………………………………………………………….. 69

8 REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS……………………………………………………… 70

IEL2-II-04-36

7

LISTADO DE FIGURAS

Figura 2.1. Crecimiento de la capacidad de transmisión en HVDC por año 14

Figura 2.2. Configuración HVDC Back to Back 20

Figura 2.3. Enlace HVDC Monopolar 21

Figura 2.4. Enlace HVDC Bipolar 22

Figura 2.5. Enlace HVDC Homopolar 22

Figura 2.6. Configuración HVDC Multiterminal 23

Figura 2.7. Diagrama típico de una subestación convertidora HVDC 24

Figura 2.8. Subestación HVDC Garabi, Brasil - Argentina. 2200 MW – 140 kVDC 24

Figura 2.9. Sala de Válvulas. Subestación Stärnö, Suecia 26

Figura 2.10. Sala de Válvulas (interior) Convertidor de 12 pulsos, 500 kVDC 27

Figura 2.11.Banco de f iltros trifásico AC, 400 kVDC 28

Figura 2.12. Filtro 500 kVDC con condensador suspendido 28

Figura 2.13. Smoothing DC reactor con aislamiento en aceite. 28

Figura 2.15.Transformador 404 MVA, 1/3 fases, 60 Hz, 500 kVDC 28

Figura 3.1. Símbolo del tiristor 30

Figura 3.2. Configuración convertidor trifásico de 12 pulsos 32

Figura 3.3. Forma de onda de corriente, LS=0 33

Figura 3.4. Forma de onda de voltaje DC, LS=0 35

Figura 3.5. Configuración puente de Graetz 35

Figura 3.6. Formas de onda características con LS=0 36

Figura 3.7. Diagrama voltaje de polarización inversor, LS=0 37

Figura 3.8. Formas de onda idealizadas para el voltaje y la corriente en modo de

operación de inversor, LS=0 38

Figura 3.9. Diagrama fasorial para el modo de operación de inversor, LS=0 38

Figura 4.1. Configuración estándar Sistema AC-DC Benchmark 41 Figura 4.2. Impedancia vs. Frecuencia característica en el lado AC del Inversor 42

Figura 4.3. Impedancia vs. Frecuencia característica en la línea DC 43

Figura 4.4. Características VDC – IDC del control de un convertidor 45

Figura 4.5. Sistema de control HVDC – CIGRE Benchmark model 46

IEL2-II-04-36

8

Figura 4.6. Modelo PSCAD válvula de tiristores de 6 pulsos 46

Figura 4.7. Configuración PSCAD, circuito sistema trifásico AC al lado del rectif icador 47

Figura 4.8. Configuración en PSCAD, circuito rectif icador trifásico de 12 pulsos 48

Figura 4.9. Configuración en PSCAD, circuito inversor trifásico de 12 pulsos 49

Figura 4.10. Configuración PSCAD, circuito sistema AC trifásico en el lado del Inversor 50

Figura 4.11. Modelo en PSCAD para el Control de Gamma, usando un control PI 51

Figura 4.12. Diagrama genérico del Controlador de Gamma, librería PSCAD 52

Figura 4.13. Modelo en PSCAD para el Control de Corriente, usando un control de polo 53

Figura 4.14. Diagrama genérico del Controlador de Corriente, librería PSCAD 54

Figura 4.15. Operación característica bloques VDCL3 y VDCL7, librería PSCAD 54

Figura 4.16. Diagrama genérico del voltaje dependiente del limite de corriente VDCL 55

Figura 4.17. Diagrama de bloques en PSCAD para el Control del Rectif icador 56

Figura 4.18. Modelo en PSCAD para el Control del Rectif icador 56

Figura 4.19. Diagrama de bloques en PSCAD para el Control del Inversor 57

Figura 4.20. Modelo en PSCAD para el Control del Inversor 58

Figura 5.1. Diagrama unif ilar sistema Benchmark HVDC Monopolar 59

Figura 5.2. Voltajes sistema AC en estado estable 60

Figura 5.3. Sistema DC en estado estable 60

Figura 5.4. Falla trifásica a tierra en el sistema AC al lado del rectif icador 61

Figura 5.5. Respuesta del sistema AC, falla trifásica a tierra al lado del rectif icador 62

Figura 5.6. Respuesta del sistema DC, falla trifásica a tierra al lado del rectif icador 62 Figura 5.7. Falla trifásica a tierra en el sistema AC al lado del inversor 63

Figura 5.8. Respuesta del sistema AC, falla trifásica a tierra al lado del inversor 63

Figura 5.9. Respuesta del sistema DC, falla trifásica a tierra al lado del inversor 64

Figura 5.10. Falla a tierra en la línea DC, cercana al rectif icador 65

Figura 5.11. Respuesta del sistema AC, falla en la línea DC cercana al rectif icador 65

Figura 5.12. Respuesta del sistema DC, falla en la línea DC cercana al rectif icador 66

Figura 5.13. Falla a tierra en la línea DC, cercana al inversor 66

Figura 5.14. Respuesta del sistema AC, falla en la línea DC cercana al inversor 67

Figura 5.15. Respuesta del sistema DC, falla en la línea DC cercana al inversor 67

IEL2-II-04-36

9

LISTADO DE TABLAS

Tabla 2.1. Proyectos de interconexión HVDC en Latinoamérica ...................................... 15

Tabla 2.2. Otros proyectos de transmisión HVDC en el mundo ........................................ 16

Tabla 2.3 Disposit ivos principales de un sistema de transmisión HV DC clásico .............. 25

Tabla 4.1. Parámetros característicos para un transformador convertidor HVDC ............ 44

Tabla 4.2. Parámetros circuito principal, sistema de transmisión HV DC Monopolar ....... 44

Tabla 4.3. Cálculo de parámetros para el transformador convertidor HV DC..................... 44

Tabla 4.4. Definición de los argumentos para el control de un grupo de válvulas ............. 52

Tabla 4.5. Definición de los argumentos para el control de corriente................................. 53

Tabla 4.6. Definición de los argumentos para el VDCL ...................................................... 55

IEL2-II-04-36

10

RESUMEN

La transmisión de sistemas de Alto Voltaje en Corriente Directa (HVDC - High Voltage

Direct Current) es una aplicación importante de las tecnologías de la electrónica de potencia. La tecnología HVDC se utiliza para transportar electricidad a grandes distancias por líneas aéreas o cables submarinos. Se utiliza también para interconectar sistemas eléctricos independientes, cuando las conexiones tradicionales en corriente alterna (AC) no son posibles.

Este documento tiene como objetivo presentar las ventajas de los sistemas de

transmisión HVDC y describir las configuraciones básicas de dichos sistemas. El documento también presenta el modelo CIGRE-BENCHMA RK para estudios de sistemas HVDC implementado con la herramienta de Simulación de Sistemas de Potencia PSCAD (Pow er Systems Simulator). El modelo desarrollado permite hacer un análisis de la función, operación y control de las estaciones convertidoras AC-DC y su influencia sobre los sistemas de transmisión.

IEL2-II-04-36

11

1 INTRODUCCIÓN

1.1 JUSTIFICACIÓN

La internacionalización económica ha incentivado la expansión hacia mercados interconectados en los cuales la infraestructura eléctrica tiene un impacto cada vez mayor en la economía, de tal manera que en caso de falla se tendrán consecuencias económicas mayores y mucho más críticas en los entornos nacionales e internacionales. Durante mucho t iempo no existieron restricciones en la construcción de grandes obras en el sector eléctrico, pero actualmente las nuevas políticas de regulación y de manejo del medio ambiente t ienden a reducir o retrasar al máximo nuevas inversiones en nuevos proyectos de generación, transmisión y subestaciones. En los últ imos años la introducción de la electrónica de potencia en el transporte y la distribución de energía eléctrica ha favorecido el desarrollo de nuevos sistemas que permiten aumentar la densidad de potencia y la capacidad del transporte, as í como hacer un uso más eficiente y f lexible de la infraestructura eléctrica existente, a la vez que ayuda a aumentar su confiabilidad. La transmisión en alta tensión a corriente directa (HVDC), es una alternativa para el transporte y distribución de energía que se analiza y se evalúa en muchos de los proyectos de mejoramiento de infraestructura ó expansión de transmisión en el mundo por sus múltiples ventajas. En Colombia no se han construido proyectos de transporte en HVDC, ya que las condiciones de longitud, potencia y costos no los han hecho factibles, pero si se mira hacia el futuro, y al analizar cómo se están integrando los mercados en América Latina, se observa que estas condiciones pueden cambiar y es posible que este t ipo de proyectos se utilicen en la integración de sistemas de transporte. Debido a esto es de interés conocer los principios de la transmisión HVDC y desarrollar un modelo que permita simular las estaciones convertidoras AC-DC para estudiar su influencia sobre los sistemas de transmisión.

1.2 ANTECEDENTES

Hasta el siglo XX toda la energía eléctrica era producida en forma de corriente continua. La aparición de los transformadores y de las máquinas de inducción al principio de ese siglo impulsaron el desarrollo de la corriente alterna, dejando a la corriente continua en un segundo plano, aunque prosiguió estudiándose en los países nórdicos. Con la aparición de los conmutares de arco de mercurio, a comienzos de la década de

IEL2-II-04-36

12

1950, los sistemas de transmisión HVDC se volvieron económicos en casos particulares (líneas de transmisión aéreas superiores a 500 km y subterráneas o submarinas superiores a 50 km). En 1954 entra en servicio la primera línea de transmisión en corriente continua con f ines comerciales, que conectaba la isla de Gotland, en el mar Báltico y la red eléctrica de la península sueca. Consistía en una línea submarina con retorno por tierra, de 98 km de longitud con una potencia de 20 MW a 100 kVDC. Con el desarrollo de los convertidores a base de tiristores (que son conmutadores electrónicos), la transmisión HVDC se volvió aún más atractiva. La primera aplicación de un sistema HV DC que utilizó tiristores fue entre los sistemas de potencia de Quebec y New Brunswick, Canadá, en 1970. La disminución tanto en el costo como en el tamaño de los equipos de conversión de A C a DC y DC a AC, acompañada de su creciente confiabilidad, ha suscitado un incremento constante en el uso de la transmisión HVDC. Actualmente existen 95 proyectos alrededor del mundo, entre los cuales se destaca el proyecto más grande de transmisión de potencia HVDC en China de 3.000 MW que conecta la central hidráulica Tres Gargantas localizada en el centro de China con la provincia de Guangdong localizada en el sur, con una longitud de 940 km y una tensión de operación de ±500 kVDC. Este proyecto tubo un costo de 360 millones de dólares y luego de 32 meses de construcción entro en funcionamiento en junio del 2004. Es importante resaltar que en América Latina ya existe la experiencia en este tipo de proyectos, como el de Itaipú en Brasil que conecta en HV DC los sistemas de Brasil (60 Hz) y Paraguay (50Hz), con una longitud de 800 km, una capacidad total de transporte de 6.300 MW (2 x 3150 MW) y una tensión de operación de ± 600 kVDC.

1.3 OBJETIVOS

1.3.1 Objetivo General

Desarrollar e implementar con ayuda de la herramienta de Simulación de Sistemas de Potencia PSCAD1, el modelo ‘CIGRE HVDC Benchmark Model’ 2 utilizado para estudiar el control de los sistemas de transmisión HVDC.

1.3.2 Objetivos Específicos

• Estudiar las ventajas en la transmisión de HVDC, las diferentes configuraciones y componentes de un sistema HVDC.

• Realizar un estudio y análisis detallado de la función, operación y control de los

diferentes elementos de electrónica de potencia utilizados en los sistemas de Alto Voltaje en Corriente Directa (HVDC - High Voltage Direct Current).

1 PSCAD V4.1 Power Systems Simulator. Manitoba HVDC research centre Inc. 2 M. Szechtman, T Wess, C.V.Thio, "A Benchmark Model for HVDC System Studies", international Conference on AC and DC power Transmission, 1991, London.

IEL2-II-04-36

13

2 CONCEPTOS BASICOS DE LA TRANSMISION EN CORRIENTE

DIRECTA - HVDC

2.1 RESEÑA HISTORICA DE LA TRANSMISION EN HVDC

Desde los inicios de la energía eléctrica, los cables y líneas de transmisión en corriente directa (DC) han sido menos costosos que los cables y líneas para transmisión trifásica en corriente alterna (AC). La corriente alterna, sin embargo, ha sido más ventajosa que la corriente continua para la generación, distribución en bajo voltaje, y para el consumo de energía eléctrica. Para utilizar las ventajas que ofrece la transmisión en DC, la potencia generada en AC debe ser convertida a DC en una estación convertidora y transmitida a través de una línea DC a otra estación convertidora, donde se convierte nuevamente en AC. La falta de equipos confiables para la conversión de corriente directa a alto-voltaje hizo que la aplicación de sistemas DC fuera poco práctica hasta mediados de los 1950s, cuando el desarrollo de las válvulas rectif icadoras de arco de mercurio a alto voltaje tuvo una posición comercialmente competitiva para la transmisión de HVDC. A través de los años, se han hecho muchos intentos para desarrollar los convertidores para la transmisión en DC. El mejor resultado conocido fue desarrollado por M.Thury en 1889. El sistema de Thury se utilizo en Europa desde 1890 hasta 1937. Este consistió en una combinación de generadores y motores AC/DC conectados en serie en el lado DC y en paralelo en el lado AC. Más tarde, los convertidores basados en interruptores mecánicos se probaron en Inglaterra y Suecia en los años 1920s y 1930s. En Estados Unidos durante 1930, la compañía General Electric construyo un convertidor para la transmisión en DC. Este convertidor usaba válvulas de arco de mercurio con características relativamente bajas, y estuvieron en operación desde 1937 hasta 1945. Las primeras estaciones convertidoras de corriente directa a alto-voltaje aparecieron hace 50 años. En 1951 se completó en la antigua Unión Soviética, un proyecto experimental de 30 MW en HVDC y en 1954 se termino el primer proyecto comercial HVDC de 20 MW a 100 kVDC con cable submarino desde Suecia hasta la isla de Gottland y una longitud de 98 km, basada en válvulas rectif icadoras de arco de mercurio. Hacia f inales de los años 1960s, la tecnología de semiconductores de estado sólido fue introducida en los sistemas de conversión HVDC. Una mejora signif icativa de la tecnología HVDC se produce en 1970, cuando las válvulas de tiristores remplazan las válvulas de arco de mercurio. Esto redujo el tamaño y la complejidad de las estaciones de conversión de HVDC substancialmente. El primer sistema HV DC basado en tiristores fue instalado en 1970 en Canadá, con una capacidad de 360 MW. Durante los años 1970s y 1980s, numerosos sistemas de transmisión HV DC fueron construidos alrededor del mundo. En las últimas dos décadas, la capacidad media de la

IEL2-II-04-36

14

transmisión de HVDC introducida en servicio ha estado cerca de 2.000 MW por año; la capacidad verdadera de la transmisión agregada por año se muestra en la f igura 2.1. En total se ha instalado una capacidad cumulativa de transmisión HVDC de 70,000 MW en 95 proyectos alrededor del mundo.

Figura 2.1. Crecimiento de la capacidad de transmisión en HVDC por año3

Las tablas 2.1 y 2.2, resumen las principales características de los proyectos de interconexión HVDC existentes en Latinoamérica y algunos proyectos en el resto del mundo.

3 Narain G. Hingorani. “The rise of high voltage, direct current systems”. IEEE Spectrum. August 2004.

IEL2-II-04-36

15

Tabla 2.1. Proyectos de interconexión HVDC en Latinoamérica 4

Itaipú, Brasil

• Año operación:

1984 – Enlace monopolar 1987 – Enlace bipolar

• Características: Voltaje DC: ± 600 kV Capacidad: 6300 MW (2 x 3150 MW) Longitud: 785 km + 805 km

• Principal razón para escoger HVDC:

Longitud y conversión 50Hz/60Hz.

Argentina – Brasil


2000 Primera fase 2002 Segunda fase

• Características: Voltaje DC 140 kV (± 70kV) Capacidad: 2200 MW (4 x 550 MW)

• Configuración Back to Back, Estación Garabi Brasil


Interconexión de sistemas asíncronos, 50 Hz y 60 Hz

4 Tomado de http://www.abb.com

IEL2-II-04-36

16

Tabla 2.2. Otros proyectos de transmisión HVDC en el mundo 5

Québec - New England Cánada, USA


1990 - Enlace Multiterminal

• Características: Voltaje DC: ± 450 kV Capacidad: 2000 MW Longitud: 1480 km


Interconexión de sistemas asíncronos, 50 Hz y 60 Hz

Suecia– Alemania

• Año operación: 1994 – Cable submarino

• Características:

Voltaje DC 450 kV Capacidad 600 MW Longitud 250 km


Cruzar el mar Báltico

Suecia– Polonia

• Año operación: 2000 – Enlace monopolar con retorno metálico • Características:

Voltaje DC: 450 kV Voltaje AC: 400 kV Capacidad: 600 MW Longitud: 245 km

• Principal razón para escoger HVDC: Longitud submarina,

sistemas asíncronos 5 Tomado de http://www.abb.com

IEL2-II-04-36

17

Italia – Grecia

• Año operación: 2001- Enlace Monopolar • Características:

Voltaje DC: 400 kV Voltaje AC: 400 kV Capacidad: 500 MW Longitud: cable submarino 160 km cable subterráneo 40 km

Oregon – California USA

• Año operación: 1970, con 1.440 MW 1985, con 1.600 MW 1989, con 2.000 MW 2004, con 3.100 MW • Características:

Voltaje DC: ± 500 kV (orig. ± 400 kV) Longitud: 1.361 km

• Principal razón para escoger HVDC: Longitud, estabilidad de la red.

Three Gorges – Guangdong

China

• Año operación: 2004 • Características:

Voltaje DC: ± 500 kV Capacidad: 3.000 MW Longitud: 900 km

• Principal razón para escoger HVDC: Longitud, estabilidad de la red, requerimientos ambientales.

IEL2-II-04-36

18

2.2 UTILIZACION DE LA TRANSMISIÓN EN DC

Cuando se opta por la transmisión en DC sobre la tradicional AC suele ser más por motivos económicos que técnicos, justif icado por alguna de las siguientes ventajas:

2.2.1 Ventajas

• Para líneas aéreas de transmisión sobre los 600 km de extensión la transmisión en DC es más barata por unidad de longitud que una en alterna, pues el hecho de requerir solamente dos conductores en vez de tres, repercute no sólo en un ahorro en conductores sino también en un menor tamaño de las torres y número de aisladores. • En el caso de la transmisión submarina o subterránea en cable aislado, con longitudes sobre los 50 km, la mejor opción es transmitir la energía en DC. La razón de esto es la enorme cantidad de energía reactiva que se requiere, en el caso de la AC, y que llega a saturar los conductores sin dejar margen para corriente activa alguna. • Permite la interconexión entre sistemas asíncronos o entre sistemas que trabajan a igual frecuencia, pero que emplean distintas estrategias de control de la frecuencia. • La transmisión en DC ofrece mucho mayor control sobre los sistemas eléctricos de potencia y con mucha mayor rapidez que su homóloga en alterna, por lo que es utilizada para mejorar las condiciones de operación de las redes eléctricas. • En caso de falla, las conexiones a través de líneas en DC no contribuyen a las corrientes de cortocircuito, problema creciente en las grandes ciudades. • Donde no sea posible establecer nueva generación, o se necesite un aumento de la densidad de potencia ya existente, existe la opción de sustituir las líneas de AC por líneas de DC, lo que aumenta la capacidad de transporte de las líneas. • Permite aislar a una red de las perturbaciones o distorsiones que sufra la red del otro lado. • El f lujo de potencia puede modif icarse o incluso invertirse en cuestión de milisegundos, variando el ángulo de disparo de los interruptores estáticos. • En materias medioambientales el campo magnético continuo y estático a orillas del corredor de la línea, tiene un valor semejante al del campo magnético terrestre, pudiendo incluso eliminarse si se opera en modo bipolar.

2.2.2 Desventajas

• Requerimientos de energía reactiva en las estaciones convertidoras.

IEL2-II-04-36

19

• Necesidad de instalar equipos de f iltrado de armónicos. • Necesidad de un mayor nivel de aislamiento, para una misma tensión, dado que es DC. • Elevados costos de las estaciones convertidoras

2.3 CARACTERISTICAS Y CONFIGURACIONES DE UN SISTEMA DE TRANSMISION HVDC

En un sistema de transmisión de Alta Tensión en Corriente Directa (HVDC), la energía eléctrica se toma en un punto de una red trifásica, se convierte en corriente continua (DC) en una estación convertidora, se transporta al punto de destino por una línea aérea o un cable, se vuelve a convertir a corriente alterna (AC) en otra estación convertidora y se inyecta a la red receptora. Típicamente, los sistemas de transporte HVDC tienen una potencia por encima de 100 MW y muchos están en el rango entre 1.000 y 3.000 MW. Los sistemas HVDC se utilizan para transportar energía eléctrica a muy grandes distancias, ya que esta circunstancia los hace rentables en comparación con las líneas convencionales de corriente alterna. El nivel de voltaje de HVDC es elegido para obtener la mejor solución técnico-económica del enlace completo y no es necesario coordinarlo con el nivel de voltaje del lado de corriente alterna. Un gran número de enlaces HVDC con potencia nominal de 1200 MW a 3000 MW operan con ± 500 kVDC. Al contrario de la corriente alterna, donde se encuentran dif icultades cuando la distancia a transmitir es considerable, con HVDC no hay límites técnicos. Una de las características fundamentales de un enlace con HVDC es su asincronismo (no es necesario que los dos sistemas de corriente alterna conectados mediante la línea de DC estén sincronizados). Interconectando dos redes con HV DC permite mantener el control de frecuencias separado. Un disturbio en una de las redes que resulte en un cambio de frecuencia no afectará la potencia transmitida por el enlace, y no hay ningún riesgo de inestabilidad en la interconexión. No es necesario que los dos sistemas de AC estén a la misma frecuencia. Se puede conectar un sistema de 50 Hz a un sistema de 60 Hz mediante un enlace HVDC. La posibilidad de controlar exactamente el nivel de potencia transmitida es una de las ventajas del HVDC. Este control es realizado electrónicamente por los sistemas de control en las estaciones conversoras. Usualmente el modo de control principal es el de transferencia de potencia constante, es decir el operador da la orden del nivel de potencia a transmitir por el enlace. Otra función de control que es frecuentemente implementada en los casos donde se interconectan diferentes sistemas de potencia, es permitir al enlace cambiar automáticamente el nivel de orden de potencia para de ésta manera asistir a la red que experimente problemas, como la pérdida de generación. En un sistema de AC, no

IEL2-II-04-36

20

se puede controlar el f lujo de potencia en una línea de transmisión, dependiendo dicho f lujo del sistema de generación y de la carga. El hecho de que la potencia transmitida por el enlace de HVDC es continuamente controlada imposibilita la sobrecarga del enlace y la consecuente pérdida de éste cuando más es necesitado. También signif ica que, en comparación con enlaces de corriente alterna, se puede limitar los f lujos de potencia en paralelo en un sistema interconectado. Hay tres configuraciones diferentes de transmisiones en HVDC:

• Estaciones Back to Back • Transmisión Punto a Punto • Sistemas Multiterminales

2.3.1 Configuración ‘Back to Back’

Un enlace de HVDC tiene normalmente dos (o más) estaciones conversoras, conectadas a las redes de corriente alterna (AC). Estas estaciones conversoras están interconectadas por medio de líneas aéreas, cables submarinos o subterráneos o en configuración “Back-to-Back”, donde el rectif icador y el inversor se encuentran en la misma subestación, no existiendo realmente línea intermedia alguna, sino únicamente el bus de corriente directa (DC).

Figura 2.2. Configuración HVDC Back to Back 6

La configuración 'Back to Back', suele darse a tensiones bajas, entre 50 y 150 KvDC, y se usa principalmente cuando se quiere conectar dos redes eléctricas contiguas y asíncronas, o síncronas con distintas estrategias de regulación de la frecuencia, para la estabilización de las redes, y para el aislamiento de perturbaciones o distorsiones de una carga o red sobre otra red. 6 Tomado de http://www.abb.com

IEL2-II-04-36

21

2.3.2 Configuración ‘Punto a Punto’

Para la transmisión entre regiones o sistemas eléctricos alejados, se usa la configuración 'Punto a Punto'. Esta a su vez puede presentarse en dos variantes: monopolar y bipolar.

a) Enlace Monopolar El enlace monopolar se caracteriza porque se utiliza un solo conductor entre las dos estaciones, usualmente de polaridad negativa, realizándose el retorno a través de t ierra ó agua. La configuración monopolar con retorno por tierra tiene más uso es en transmisión mediante cable submarino, pues el agua de mar tiene una alta conductividad.

Figura 2.3. Enlace HVDC Monopolar

También es posible la configuración monopolar con retorno 'metálico', donde se usa un segundo conductor como retorno. Se utiliza en situaciones donde la resistividad de la tierra es muy alta o donde una posible interferencia con las estructuras metálicas bajo agua o bajo tierra es poco conveniente. b) Enlace Bipolar La mayoría de los enlaces HVDC con línea aérea son construidos en forma bipolar. En términos de confiabilidad éstos son equivalentes a un doble circuito en corriente alterna ya que cada polo puede ser operado en forma independiente del otro. En caso de que un polo sea aislado debido a una falla sobre su conductor, el otro polo puede operar con tierra y así llevar la mitad de la carga nominal o más, por usar las capacidades de sobrecarga de sus convertidores y líneas funcionando temporalmente como un enlace monopolar. La configuración bipolar se caracteriza por el uso de dos conductores uno positivo y otro negativo, con tensiones simétricas respecto a tierra. Cada terminal t iene dos convertidores de igual voltaje nominal, conectados en serie en el lado DC. La unión entre los convertidores es aterrizada. En la situación ideal la corriente que atraviese cada conductor será la misma y ninguna corriente irá a tierra.

(Opcional)

Sistema

AC Retorno Metálico

Sistema

AC

IEL2-II-04-36

22

Figura 2.4. Enlace HVDC Bipolar

c) Enlace Homopolar La configuración de enlace homopolar t iene dos o más componentes, todos con la misma polaridad, generalmente de polaridad negativa ya que esta causa menos radio de interferencia debido al efecto corona. El camino de retorno para tal sistema es a través de tierra. Cuando hay una falla en un conductor, el convertidor completo esta disponible para alimentar los conductores restantes que, tienen alguna capacidad de sobrecarga y puede llevar más de la potencia normal. En contraste, para un esquema bipolar la reconexión del convertidor total a un polo de la línea es más complicado y usualmente no factible. La configuración homopolar ofrece una ventaja acerca de este punto en situaciones donde la corriente de tierra es aceptable.

Figura 2.5. Enlace HVDC Homopolar

La corriente de t ierra puede tener efectos de superficie en tuberías de gas o petróleo que están situadas al alcance de pocas millas de los electrodos del sistema. Las tuberías actúan como conductores para la corriente de la tierra la cual puede causar corrosión del metal. Por lo tanto, las configuraciones que usan retorno de tierra pueden no ser siempre aceptables.

Sistema

AC

+

Sistema AC

Sistema

AC

Sistema

AC

IEL2-II-04-36

23

2.3.3 Configuración Multiterminal

Los sistemas mult iterminales, consisten en la conexión de varias estaciones HVDC separadas por líneas de DC. Si todas están conectadas a la misma tensión se trata de un sistema multiterminal paralelo, si no, mult iterminal serie. También es posible un sistema híbrido.

Figura 2.6. Configuración HVDC Multiterminal

2.4 DISPOSITIVOS PRINCIPALES DE UN SISTEMA DE TRANSMISION HVDC

La tecnología HV DC ofrece hoy día diferentes soluciones de acuerdo a las necesidades de la aplicación. La tecnología clásica de HVDC está basada en estaciones conversoras de conmutación natural, usando tiristores como elemento de rectif icación e inversión. La mayor ía de las instalaciones de HVDC en el mundo usan ésta tecnología. La característica más importante de las conversoras de conmutación natural es que necesitan de una red con generación para poder operar. Las conversoras de conmutación natural consumen potencia reactiva y ésta es generada en parte por los f iltros de AC y si esto no es suficiente se agregan bancos de capacitores. Tanto los bancos de capacitores como los f iltros son conectados y desconectados con interruptores. Se suele requerir un 50 % de la potencia activa del enlace en potencia reactiva. La tabla 2.3 muestra los elementos principales de un sistema de transmisión HVDC clásico y la función de los mismos. En 1994, ABB lanzó un sistema llamado HVDC 2000. Las partes más importantes de éste son:

• CCC - Conversora Conmutada por Capacitores • Filtros con reactor ConTune • Filtros activos de corriente directa • Sistema de control MACH2 • Válvulas modulares de exterior

Las conversoras conmutadas por capacitores, CCC, son utilizadas cuando las redes de alterna, donde se va a conectar la estación conversora, tienen una relación de cortocircuito menor a 2. Al tener un capacitor en serie entre el transformador y las válvulas de tiristores hace que el conversor tolere f luctuaciones de voltaje en el lado de alterna.

IEL2-II-04-36

24

Figura 2.7. Diagrama típico de una subestación convertidora HVDC

Figura 2.8. Subestación HVDC Garabi, Brasil - Argentina. 2200 MW – 140 kVDC 7


IEL2-II-04-36

25

La tecnología más reciente de HVDC, llamada HVDC Light especialmente adecuada para aplicaciones de transporte de dimensión mediana o pequeña, se basa en conversoras de conmutación forzada y su comportamiento se asemeja al de las máquinas s íncronas. Usando componentes de alta frecuencia de sw itcheo, como el IGBT (Insulated Gate Bipolar Transistor), es posible usar tecnología PWM (Modulación del Ancho de Pulso) para producir el voltaje de corriente alterna como un sw itcheo ultra-rápido entre dos voltajes f ijos.

Tabla 2.3 Dispositivos principales de un sistema de transmisión HVDC clásico

ELEMENTO FUNCIÓN

Estación conversora

Compuesta por una estación rectif icadora, que convierte la energía AC en DC y una estación inversora, que convierte la energía DC en AC.

Líneas de transmisión

Transportar la energía desde los centros de generación de energía a los centros de consumo. (Fig. 2.14)

Válvulas y sala de válvulas

Albergan las estaciones convertidoras. (Figs. 2.9, 2.10)

Filtros e inductancia en el

lado de DC

Tienen la misión de suavizar o eliminar el rizado de la corrientes armónicas del orden 6 y 12, así como evitar bruscos aumentos de ésta en caso de falla, permitiendo a los tiristores restablecer el control antes que la corriente sea excesiva para ellos. (Figs.2.12, 2.13)

Filtros de armónicos en el

lado de AC

Proporcionan a las corrientes armónicas del orden 12n±1 (para convertidores de 12 pulsos) un camino de baja impedancia, reduciendo las interferencias de éstas en los sistemas de comunicación. (Fig. 2.11)

Transformadores con regulador de

tensión

Su misión es adaptar las tensiones del lado de alterna a las requer idas por la entrada del rectif icador y proporcionar una tensión lo más constante posible. (Fig. 2.15)

Fuente Reactiva

Proporciona la energía reactiva necesaria para el funcionamiento del convertidor. Suministrada por los propios f iltros de eliminación de armónicos, por bancos de condensadores y/o dispositivos SVC (compensadores

IEL2-II-04-36

26

estáticos).

Electrodo de tierra

Reduce los efectos de corrosión producidas por las corrientes DC.

Condensadores en serie

Limita los efectos de las caídas de tensión en la entrada del lado de DC, además, de disminuir la impedancia del circuito de conmutación, aumentando su eficiencia y disminuyendo su consumo de energía reactiva.

Figura 2.9. Sala de Válvulas. Subestación StärnSuecia 8


IEL2-II-04-36

27

Figura 2.10. Sala de Válvulas (interior) Convertidor de 12 puls500 kVDC, 1500 MW Transmisión HVDC Chandrapur – PadghIndia 8

Figura 2.11. Banco de filtros trifásico AC, 400 kVDC.

IEL2-II-04-36

28

Subestación HVDC Tjele, Dinamarca 9 Figura 2.12. Filtro 500 kVDC 9

con condensador suspendido

Figura 2.13. Smoothing DC reactor

con aislamiento en aceite. 9 Sistema de transmisión HVDC Rihand – Delhi

Figura 2.14.

Línea de transmisión bipolar 9 ±500 kVDC, 2000 MW

Figura 2.15. Transformador 404 MVA, 1/3 fasHz, 500 kVDC. 10

9 Tomado de http://www.abb.com 10 Tomado de http://www.abb.com

IEL2-II-04-36

29

2.5 TOPOLOGÍA DE LOS CONVERTIDORES

Generalmente la topología del convertidor más utilizado en HVDC consta de seis válvulas que conforman un convertidor llamado 'de doce pulsos', que produce una menor distorsión armónica (del orden 12n±1) que el caso de seis pulsos. Existirá un convertidor en cada extremo de la línea en continua, uno actuando como rectif icador y el otro como inversor. El lado de alterna del rectif icador se conecta con la red a través de transformadores de regulación de tres devanados cuyo primario forma una estrella con neutro a tierra, mientras que un secundario se configura en triángulo y el otro secundario lo hace como estrella con neutro aislado. Esto proporciona un desfase de 30º entre las tensiones de ambos devanados secundarios, lo cual cancela parte de las componentes armónicas (armónicos 5º y 7º de la corriente del lado de alterna, así como el armónico 6º de la tensión del lado de continua) y proporciona la onda de doce pulsos de entrada al rectif icador. Suele ser habitual la instalación de f iltros sintonizados a los armónicos más característicos (5,7,11,13,23 y 25) del lado de alterna, así como para alguno del lado de continua.

3 DISPOSITIVOS DE ELECTRONICA DE POTENCIA UTILIZADOS EN LA TRANSMISION HVDC

El avanzado desarrollo de los semiconductores de potencia y sus encapsulados ha alcanzado un estado que les permite ser un elemento importante en el transporte y la distribución de la energía eléctrica en forma de convertidores estáticos con una alta eficiencia a elevadas frecuencias de conmutación, los cuales han llegado a procesar potencias del orden de MW. Durante la primera mitad del siglo XX, surgió el Rectif icador de Arco de Mercurio como resultado de la aplicación del descubrimiento de Meter Cooper Hew itt (1880-1940) de que un arco eléctrico entre una masa de mercurio y un ánodo metálico permite el paso de corriente en una sola dirección. Este es considerado como el primer dispositivo estático para la conversión AC a DC.

IEL2-II-04-36

30

La primera revolución electrónica inicia en 1948 con la invención del transistor de silicio en los Laboratorios Bell Telephone por los señores Bardeen, Brattain y Schockley. La mayor parte de las tecnologías electrónicas avanzadas actuales tienen su origen en esta invención. A través de los años, la microelectrónica moderna ha evolucionado a partir de los semiconductores de silicio. Durante las últimas décadas aparecen los dispositivos semiconductores semicontrolables, en 1956 los Laboratorios Bell Telephone inventan el transistor de disparo PNPN, que se definió como un tiristor o rectif icador controlado de silicio (SCR por sus siglas en inglés). La segunda revolución electrónica empezó en 1958 con el desarrollo del t iristor comercial por General Electric Company. Ese fue el principio de una nueva era en la electrónica de potencia. Desde entonces, se han introducido diversos tipos de dispositivos semiconductores de potencia y técnicas de conversión.

3.1 VALVULAS DE TIRISTOR

Los tiristores son el componente pr incipal de los convertidores estáticos, conducen cuando la tensión en el ánodo es mayor que la del cátodo y puede controlarse el momento de inicio de la conducción aplicando un pulso de corriente a través de la terminal de compuerta. El apagado del t iristor se produce cuando la tensión de red hace que la tensión en el cátodo sea mayor que en el ánodo, y la corriente cruza por cero.

Anodo(+)

Catodo(-)

Rejilla de controlo compuerta

Figura 3.1. Símbolo del tiristor

Tanto los t iristores como otros dispositivos utilizados se asocian en serie y en paralelo, formando las llamadas “válvulas”, dentro de la cual todos los elementos conmutan coordinadamente para lograr soportar tensiones de cientos de kilovoltios. Las válvulas constan de módulos independientes facilitando las tareas de mantenimiento, pueden estar instaladas en intemperie o dentro de una sala especial, apoyadas en el suelo o colgando en el techo, en cualquiera de los casos disponen de un sistema de antivibraciones sísmicas. Los interruptores estáticos conmutan a una frecuencia de 50 Hz ó 60 Hz, llegando a kHz, por lo que requieren un sistema de refrigeración para que su temperatura a plena carga no exceda el límite del encapsulado, dejando un margen de seguridad para sobrecorrientes. Actualmente existen diferentes métodos de refrigeración y aislamiento para las válvulas de t iristores: enfriadas por aire, aisladas en aire; enfriadas por aceite, aisladas en aceite, enfriadas por agua, aisladas en aire; y enfriadas por freon, aisladas en SF6. Todos los sistemas HV DC construidos desde los mediados de los 70’s han utilizado válvulas de Tiristor. A mayor diámetro de la oblea de silicio que constituye el tir istor, mayor será la corriente que pueda conducir. Hoy en día es común un diámetro de 100 mm

IEL2-II-04-36

31

para aplicaciones HVDC, actualmente se dispone de tiristores cuyas obleas tienen 150 mm con prestaciones de 8 kA y 12 kV de tensión de bloqueo.

3.2 CIRCUITOS DE CONVERSION DE POTENCIA ELECTRICA

Los sistemas electrónicos de potencia gobiernan la transferencia de energía con uno o más convertidores de potencia. El convertidor es un modulo básico en un sistema de potencia que convierte la potencia eléctrica de una corriente y tensión determinada a otra forma de corriente y tensión, tratando de que se pierda el mínimo de energía. De manera general los convertidores se pueden clasif icar de acuerdo al tipo de conversión:

- convertidores AC-DC (rectif icadores controlados) - convertidores AC-AC (reguladores de voltaje AC, cicloconvertidores) - convertidores DC-AC (Inversores) - convertidores DC-DC (pulsador o regulador de conmutación)

De acuerdo con el método de conmutación (quien determina cuando se prenden o se apagan los sw itch del convertidor) los convetidores se pueden clasif icar en:

- convertidores conmutados por la red (red de AC) - convertidores de conmutación forzada o auto conmutados - convertidores conmutados por la carga

3.2.1 Puente rectificador trifásico de 12 pulsos

El rectif icador de 12 pulsos es una configuración utilizada en los sistemas HVDC, se obtiene a través de la conexión en serie de dos rectif icadores de 6 pulsos alimentados por transformadores de diferente tipo de conexión. Este rectif icador debe su nombre al hecho de que, en un período de la tensión de alimentación, genera 12 pulsos en el voltaje de la carga. A través de esta conexión, es factible obtener más potencia en la carga, menos armónicas en la tensión de la carga y menos armónicas en las corrientes de entrada. Los convertidores de 6 pulsos son conectados en serie en el lado DC y en paralelo en el lado AC. El acople se hace a través de transformadores, uno conectado Y-Y y el otro Y-∆. La conexión en serie permite obtener un voltaje directo tan alto como se requiera. Los voltajes trifásicos que se proveen en un puente se desplazan 30º de aquellos provistos en el otro puente. Figura 3.2

IEL2-II-04-36

32

Figura 3.2. Configuración convertidor trifásico de 12 pulsos 11

Con un arreglo de 12-pulsos, se eliminan los armónicos quinto y séptimo en el lado AC. Esto reduce los costos de f iltros de armónicos AC. El rizo de voltaje DC se reduce; los armónicos sexto y octavo se eliminan (puentes de 6 pulsos tienen múlt iplos de armónicos sextos en el lado DC mientras que puentes de 12-pulsos t ienen sólo múlt iplos del armónico doceavo). Para obtener la forma de onda del voltaje y de la corriente se asume una corriente IDC en el lado DC del convertidor como una constante DC para un inductor suavizante LDC muy grande. Asumiendo inicialmente una inductancia LS=0 en el lado AC, resultando una corriente de pulsos rectangular, y DCDC Iti ≈)( y teniendo en cuenta que el voltaje 11nasV esta adelantado 30º con respecto al voltaje 22nasV , se obtiene la forma de onda de corriente mostrada en la f igura 3.3.

11 Tomado de Mohan, Ned. Undeland, Tore. Robbins, William. “Power Electronics. Converters, applications and design”.John Wiley and Sons. 2003

IEL2-II-04-36

33

Figura 3.3. Forma de onda de corriente, LS=0 12

Cada convertidor de 6 pulsos opera con igual ángulo de disparo alpha ( α ). La forma de onda total de corriente por fase 21 aaa iii += contiene pocos armónicos de debido a las corrientes 1ai ó 2ai de cada convertidor de 6 pulsos. Se pueden expresar las corrientes con una serie de Fourier de la forma:

....)13cos131

11cos111

7cos71

5cos51

(cos2

321 θθθθθ

π+−+−= DCa I

Ni [3.1]

....)13cos131

11cos111

7cos71

5cos51

(cos2

322 θθθθθ

π−+−+= DCa I

Ni [3.2]

donde tωθ = y el radio de transformación N es indicado en la f igura 3.2. Entonces se tiene la forma de onda mostrada en la f igura 3.2:

....)13cos131

11cos111

(cos2

3221 θθθ

π−−=+= DCaaa I

Niii [3.3]


IEL2-II-04-36

34

El análisis de Fourier muestra que la combinación de la corriente t iene armónicos del orden: 112 ±= kh (donde k = entero), dando como resultado una operación de 12 pulsos, cuando se compara con una operación de 6 pulsos donde la corriente AC tiene armónicos del orden 16 ±= kh (donde k = entero). La amplitud de los armónicos de corriente en la ecuación [3.3] para un convertidor de 12 pulsos es inversamente proporcional a su orden de armónicos y el orden de armónicos más bajo es el 11 y el 13. La corriente en el lado AC de los dos convertidores de 6 pulsos es sumada, confirmando la efectividad de la unión de los dos convertidores en paralelo en el lado AC. En el lado DC, las formas de onda de voltaje 1DCV y 2DCV son mostradas en la f igura 3.4. Las formas de onda de voltaje están desfasadas 30º una de otra. Debido a que los dos convertidores de 6 pulsos están conectados en serie en el lado de DC, el voltaje DC total

21 DCDCDC VVV += tiene 12 pulsos por cada ciclo de la frecuencia fundamental AC. Como resultado se tienen armónicos de voltaje de orden kh 12= (k=entero) donde el armónico 12 es el más bajo. La magnitud de los armónicos de voltaje en el lado DC varían de acuerdo al ángulo α . En la práctica, LS ≠0 debido a la inductancia interna de los transformadores. La presencia de LS no cambia el orden de los armónicos característicos producidos en el lado AC y en el lado DC, cuando los convertidores de 6 pulsos operan con idénticas condiciones. La magnitud de los armónicos dependen de LS, en ángulo α , y la corriente IDC. El voltaje DC medio se puede expresar de la forma:

πω

απ

SLL

DCDCDC

LV

VVV

3cos

23221 −=== [3.4]

donde LLV es el voltaje línea a línea rms aplicado a cada uno de los convertidores de 6 pulsos y SL es la inductancia por fase de cada uno de los transformadores, al lado del convertidor. Cuando se tiene un α >90º corresponde al modo de operación de inversor con una transferencia de potencia del lado DC al lado AC del convertidor.

IEL2-II-04-36

35

Figura 3.4. Forma de onda de voltaje DC, LS=0 13

3.2.2 Convertidores AC-DC (Rectificadores controlados)

Estos convertidores conocidos como rectificadores controlados, con ayuda de tiristores permiten variar el voltaje DC promedio de salida deseado, controlando el tiempo de conducción de los tiristores o el ángulo de disparo alpha (α ). La configuración más común de rectif icadores usada en sistemas de transmisión HVDC es el rectif icador de puente trifásico ó de onda completa conocida como Puente de Graetz, el cual provee un mejor uso del transformador convertidor y un voltaje más bajo a lo largo de la válvula cuando no conduce, consiste de seis válvulas de t iristores dispuestos como se muestra en la f igura 3.5.

Figura 3.5. Configuración puente de Graetz

La numeración de las válvulas en la f igura 3.5 indica el orden de disparo de los tiristores. La válvula 2 es usualmente disparada 60º después de la válvula 1; la válvula 3 es disparada 60º después de la válvula 2; etc. El transformador convertidor posee taps bajo-carga en el lado AC para control del voltaje. Los devanados del lado AC del transformador están usualmente conectadas en estrella con neutro aterrizado; los devanados laterales de válvula están conectados en delta o en estrella con neutro sin aterrizar. La f igura 3.6 muestra el voltaje fase neutro 11nasV y la corriente 1asi , asumiendo LS=0, con

DCDC Iti ≈)( y ángulo de disparo α . La línea punteada corresponde a la frecuencia fundamental de la corriente ( 1asi )1 la cual está retrasada con respecto al voltaje de fase con un ángulo de factor de potencia de desplazamiento αφ =1 .


IEL2-II-04-36

36

La potencia reactiva trifásica (en atraso) requerida por el convertidor de 6 pulsos, esta dada por la expresión:

αsenIVQ asLL 111 )(3= [3.5] donde LLV es el voltaje línea a línea rms en el lado AC del convertidor.

Figura 3.6. Formas de onda características con LS=0 14

Haciendo un análisis de Fourier de la corriente 1asi en la f igura 3.6, el valor rms de la componente fundamental es de la forma:

DCDCas III 78.06

)( 11 ≈=π

[3.6]

ααπ

senIVsenIVQ DCLLDCLL 35.16

31 =⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛= [3.7]

Utilizando la ecuación [3.4] con LS=0, se calcula la potencia real transferida por cada uno de los convertidores de 6 pulsos:

αcos35.1111 DCLLDCDCDC IVIVP == [3.8]

Para transferir una potencia deseada 1DCP , la potencia reactiva demandada 1Q puede reducirse tanto como sea posible. La corriente DCI también puede ser reducida con el f in

de minimizar las pérdidas RI 2 en la línea de transmisión DC. Para minimizar DCI y 1Q , el valor de LLV debe ser constante en las ecuaciones [3.7] y [3.8]. Para la operación en modo de rectif icador se debe escoger un ángulo α pequeño, entre 10º y 20º.


IEL2-II-04-36

37

3.2.3 Convertidores DC-AC (Inversores)

Este tipo de convertidores se conocen como inversores y su función es convertir un voltaje DC de entrada en un voltaje AC con magnitud y frecuencia deseadas. Cuando el convertidor opera en modo de inversor es necesario definir la polaridad del voltaje DC, como de muestra en la f igura 3.7, cuando la polaridad es positiva se asegura el modo de operación como inversor. El ángulo de extinción para el inversor esta definido en términos de α y µ de la forma:

)(180 µαγ +−= o [3.9] donde α es el ángulo de disparo y µ el ángulo de conmutación ó superposición. El voltaje del inversor puede ser calculado mediante la relación:

DCS

LLDC

DCDC IL

VV

VVπ

ωγ

3cos35.1

221 −=== [3.10]

Figura 3.7. Diagrama voltaje de polarización inversor, LS=0 15

Asumiendo nuevamente LS =0, la f igura 3.8 muestra la forma de onda ideal para 11nasV y

1asi con un ángulo α >90º, correspondiente al modo de operación de inversor. La línea punteada corresponde a la frecuencia fundamental ( 1asi )1 de la corriente de fase.


IEL2-II-04-36

38

Figura 3.8. Formas de onda idealizadas para el voltaje y la corriente en modo de operación de inversor, LS=0 16

El diagrama fasorial de la f igura 3.9, muestra la frecuencia fundamental de la componente de la corriente reactiva atrasada del voltaje fase-neutro, indicando que el conversor esta operando en modo de inversor, la dirección del f lujo de potencia en el convertidor es invertida, el convertidor requiere potencia reactiva (en atraso) del sistema AC.

Figura 3.9. Diagrama fasorial para el modo de operación de inversor, LS=0

Con LS=0, µ =0 , αγ −= o180 , la expresión para 1DCP y 1Q de las ecuaciones [3.7] y [3.8] en términos de γ , se tiene que para el modo de operación de inversor:

γsenIVQ DCLL35.11 = [3.11]

γcos35.11 DCLLDC IVP = [3.12] la dirección de la potencia reactiva y real son mostradas en la f igura 3.7.


IEL2-II-04-36

39

En las ecuaciones [3.11] y [3.12], el ángulo γ debe ser mínimo con el f in de minimizar las perdidas RI 2 en la línea de transmisión debidas a DCI , y para minimizar la demanda de potencia reactiva por el convertidor. El ángulo de extinción mínimo minγ debe permitir el tiempo suficiente para el apagado de los tiristores. En un convertidor de 12 pulsos, la potencia reactiva requerida es el resultado de la suma de la potencia reactiva requerida por cada uno de los convertidores de 6 pulsos. El banco de f iltros del lado A C y el banco de capacitares correctores del factor de potencia suministran parcialmente la potencia reactiva demandada por cada convertidor.

IEL2-II-04-36

40

4 CIGRE BENCHAMARK MODEL

La Conferencia Internacional de Grandes Redes Eléctricas CIGRE17 estableció un modelo conocido como "CIGRE HVDC Benchmark Model" cuyo objetivo pr incipal es tener una referencia estándar para realizar estudios de los sistemas de transmisión HVDC a través de herramientas computacionales de simulación. El modelo permite hacer estudios relacionados con el desempeño de los diferentes equipos, estrategias de control DC y comportamiento del sistema en caso de fallas. El sistema HV DC Benchmark de CIGRE ha sido modelado usando diferentes programas de simulación18 (FGH Par ity Simulator, EMTDC/PSCAD, EMTP, NETOMAC, EPRI DCMP Stability Program) con el propósito de comparar los resultados obtenidos y establecer respuestas características que permitan dar recomendaciones de las funciones y parámetros del sistema de control DC que se deben tener en cuenta para poder implementar y ajustar el modelo en otros programas de simulación. A continuación se describen los parámetros y características básicas del modelo Benchmark.

4.1 CONFIGURACION Y PARAMETROS BASICOS DEL MODELO BENCHMARK

El sistema adoptado como modelo Benchmark No.1, propuesto por Ainsw orth19 , es un esquema con dos terminales DC como se muestra en la f igura 4.1. Los valores propuestos son arbitrarios y no representan ningún esquema en particular. Los parámetros del sistema de control no son especif icados.

17 Working Group 14.02 of CIGRE Study Committee 14, Control in HVDC systems. 18 M. Szechtman, T Wess, C.V.Thio, "First Benchmark Model for HVDC Control Studies", Electra, No. 135, April 1991 19 J.D. Ainsworth. "Proposed Benchmark Model for Study of HVDC Controls by Simulator or Digital Computer", presented at the CIGRE SC-14 Colloquium on HVDC with Weak AC Systems, September 1985, Maidstone, England.

IEL2-II-04-36

41

NOTA: Todos los valores en Ω, H, µF

Figura 4.1. Configuración estándar Sistema AC-DC Benchmark 20

4.1.1 Representación del Sistema AC

Las redes eléctricas AC seleccionadas al lado del inversor y el rectif icador son representadas con un circuito equivalente de Thevenin. La red AC al lado del rectif icador esta representada con un circuito R-R-L el cual tiene el mismo ángulo de impedancia de 84º para los armónicos fundamental y tercero. El alto valor del ángulo de impedancia puede ser representativo de una región donde la generación en sistemas de potencia AC es predominante. La red AC al lado del inversor está representada con un circuito R-L-L el cual presenta un mayor amortiguamiento del tercer armónico comparado con el fundamental, con ángulos de impedancia de 69º para el tercer armónico y 75º para el fundamental. El bajo valor del ángulo de impedancia en el bus del inversor es considerado como una relación de la presencia de cargas cercanas al inversor. El radio de corto circuito (SCR) es uno de los parámetros más importantes para caracterizar el grado de dif icultad que puede presentarse en el control DC. El SCR escogido para los dos extremos del sistema es de 2.5 pu con un radio efectivo ESCR de 1.9 pu, con un ángulo de amortiguamiento de 70º para el inversor y 82º para el rectif icador.

20 M. Szechtman, T Wess, C.V.Thio, "A Benchmark Model for HVDC System Studies", International conference on AC and DC Power Transmission, 1991, London

IEL2-II-04-36

42

4.1.2 Compensación de reactivos

La compensación de los requerimientos de potencia reactiva en los terminales de cada convertidor, es proporcionada por una combinación de un banco de condensadores y f iltros de amortiguamiento AC. El sistema AC más los f iltros y el banco de condensadores ubicados a la salida del inversor, muestran una impedancia y frecuencia características representadas en la f ig.4.2

Figura 4.2. Impedancia vs. Frecuencia característica en el lado AC del Inversor 21

4.1.3 Representación de la línea de transmisión DC

La línea de transmisión DC, representada por una sección T, tiene parámetros típicos de un cable de alto voltaje de 100 km de longitud, caracterizada por una impedancia alta y una inductancia baja. Las capacitancias altas normalmente ocasionan más problemas para el control DC. La Figura 4.3 muestra la variación de la impedancia con respecto a la frecuencia en magnitud y ángulo para el cable DC más el reactor DC.

21 Tomado de: M. Szechtman, T Wess, C.V.Thio, "A Benchmark Model for HVDC System Studies", International conference on AC and DC Power Transmission, 1991, London

IEL2-II-04-36

43

La impedancia de entrada en el cable DC más los reactores suavizantes (smoothing) tienen un mínimo de 5Ω ó 0.02 pu a una frecuencia de 56.5 Hz y un valor máximo de 9.25Ω ó 37 pu a una frecuencia de 40 Hz.

Figura 4.3. Impedancia vs. Frecuencia característica en la línea DC 22

La combinación en el sistema inversor de la resonancia del lado de DC cerca de la fundamental, y la resonancia del lado AC cerca del segundo armónico hace que el sistema Benchmark dif iculte deliberadamente las operaciones de control DC. La presencia de un segundo armónico no característico en AC causaría un primer y tercer componente en el lado DC. En cambio, un componente fundamental en el lado de DC causa un componente de DC y un segundo (en frecuencia antiresonante) en el lado de AC. El componente de DC puede causar la saturación del transformador, y esto, en combinación con armónicos de los lazos de transferencia puede imponer condiciones desfavorables para las acciones de control DC.

4.1.4 Estaciones convertidoras

Las estaciones convertidoras están representadas por un puente rectif icador de 12 pulsos por estación. El ángulo de disparo en el rectif icador (α ) y el ángulo de extinción en el inversor (γ ) se asumen de 15º.

22 Tomado de: M. Szechtman, T Wess, C.V.Thio, "A Benchmark Model for HVDC System Studies", International conference on AC and DC Power Transmission, 1991, London

IEL2-II-04-36

44

4.1.5 Transformadores convertidores

Los parámetros adoptados (basados en medidas AC) son considerados como típicos para transformadores encontrados en las instalaciones HV DC. La tabla 4.1 describe los valores característicos del transformador. Las tablas 4.2 y 4.3 describen los datos y cálculos que se deben tener en cuenta para obtener todos los parámetros del circuito.

Tabla 4.1. Parámetros característicos para un transformador convertidor HVDC

Parámetro X X1 X2 Ms Vsat

Valor [p.u] 0.18 j 0.344 j 0.172 j 0.168 j 1.22

Tabla 4.2. Parámetros circuito principal, sistema de transmisión HVDC Monopolar

Frecuencia 50 Hz

Sistema AC a la entrada del

Rectificador

Sistema AC a la salida del

Inv ersor

Sistema DC línea de transmisión

Tensión 345 kV L-L 230 kV L-L 500 kV

Potencia 1000 MW 1000 MW 1000 MW

Impedancia 119.03 Ω 52.9 Ω 250 Ω

Corriente __ __ 2000 A

Rectif icador SCR = 2.5 pu @ 84º α min = 15º

Inversor SCR = 2.5 pu @ 75º γ min = 15º

Tabla 4.3. Cálculo de parámetros para el transformador convertidor HVDC

Entrada Rectificador

Salida Inv ersor

Tensión Nominal Secundario

)2

(cos

1*

232

puXN

VV

CN

BR

drr

−∗=

α

π

)09.015(cos235.1500

02 −∗=rV

kV42.211=

kVV i 42.2112 =

Corriente nominal RMS secundario

dNr II32

2 =

AI r 16332000*8165.02 ==

AI i 16332 =

Potencia transformador en MVA

rrr IVS 22 **3=

MVASr 99.597=

MVASi 99.597=

Radio de transformación

r

rV

VA1

2=

6128.0345

42.211 ==A

23042.211=A

9192.0=

IEL2-II-04-36

45

=BRN Número de puentes de seis pulsos =CX Reactancia de comutación =dRV Voltaje nominal DC en el rectif icador =dNI Corriente nominal DC

4.1.6 Parámetros de control

Las estrategias de control pueden ser especif icadas por cada usuario. La f igura 4.4 muestra las características utilizadas por CIGRE para la calibración del modelo.

Figura 4.4. Características VDC – IDC del control de un convertidor

4.2 IMPLEMENTACION MODELO BENCHMARK EN PSCAD

Con el uso de la herramienta de Simulación de Sistemas de Potencia PSCA D23 se implemento la red A C-DC del modelo ‘CIGRE Benchmark Model’ 24. Este consiste de un sistema trifásico balanceado, un circuito de control del rectif icador, y un circuito de control del inversor (Figura 4.5). La red eléctrica contiene un puente rectif icador de 12 pulsos y un puente inversor de 12 pulsos. La principal función del rectif icador es actuar como un interruptor para la conversión del voltaje de A C-DC, y el inversor de DC-AC en un sistema de potencia. Todos los elementos de interrupción en el conversor son tiristores, estos son controlados por el voltaje de polarización directa o positiva y por el ángulo de disparo alpha (α ). El ángulo de disparo (α ) determina la forma de onda del voltaje de salida del 23 PSCAD V4.1 Power Systems Simulator. Manitoba HVDC research centre Inc. 24 M. Szechtman, T Wess, C.V.Thio, "A Benchmark Model for HVDC System Studies", International conference on AC and DC Power Transmission, 1991, London

IEL2-II-04-36

46

convertidor. Los f iltros en la red son calculados para los armónicos 11 y 13. El rectif icador y el inversor son controlados separadamente por diferentes bloques de control. Estos están basados en la corriente de control, y gamma de control (γ ), respectivamente.

Figura 4.5. Sistema de control HVDC – CIGRE Benchmark model

4.2.1 Tiristores

Los tiristores son los componentes del rectif icador y el inversor de el CIGRE benchamrk model. Actúan como un interruptor constante controlado en la conversión de potencia y el control. Pueden estar en uno de los siguiente estados: condición de bloqueo directo ó en estado desactivado, condición de bloqueo inverso (desactivado) y estado de conducción ó activado.

ComBus: AM: Señal Alpha Medida GM: Señal Gamma Medida AO: Orden Alpha de entrada (radianes) KB: Señal bloqueada/desbloqueada A la variable “KB” se le pueden asignar los siguientes valores: KB = 0 : Bloquea todos los pulsos KB = 1: Desbloqueo KB = -1,…,-6 Bloquea solo el pulso de disparo para la válvula #1…#6 KB = -7: Bloqueo y bypass.

Figura 4.6. Modelo PSCAD válvula de tiristores de 6 pulsos

IEL2-II-04-36

47

4.2.2 Rectificador

La principal función del rectif icador es convertir el voltaje de entrada AC en voltaje de salida DC. El circuito rectif icador es controlado con los elementos de conmutación de los tiristores. El valor del ángulo de disparo alpha (α ) es menor de 90º. Se emplea un puente rectif icador trifásico de 12 pulsos, el cual consiste de dos puentes rectif icadores de 6 pulsos con un ángulo de desfase de 30º entre ellos. Figura 4.8 El rectif icador es conectado a un bus AC, que suministra el voltaje de entrada A C. El lado AC es conectado a un f iltro de armónicos sintonizado para los armónicos 11 y 13. Se conecta un reactor suavizante (smoothing) en serie al lado DC del rectif icador con el f in de minimizar la corriente de rizado DC. Figura 4.7 Para un circuito trifásico, la transferencia de corriente de la fase saliente a la fase entrante no puede ser instantánea. La superposición en que ambas fases conducen se conoce como ángulo se conmutación o de superposición ( µ ). El efecto de esta superposición es reducir el voltaje promedio de salida del rectif icador. El valor de µ depende de la corriente de carga DC. La corriente de salida DC, el voltaje DC, y el factor de potencia pueden ser determinados usando la siguiente relación:

[ ]

2)cos()cos()cos(

3)cos(23

2)cos(cos

1

µααφ

πα

π

µαα

++=

−=

⎥⎥⎦

⎤

⎢⎢⎣

⎡+−=

dcDC

c

líneaDC

IXVV

XV

I

Figura 4.7. Configuración en PSCAD, circuito sistema trifásico AC al lado del rectificador

IEL2-II-04-36

48

Figura 4.8. Configuración en PSCAD, circuito rectificador trifásico de 12 pulsos

4.2.3 Inversor

En el modo de inversión, una fuente DC es conectada en el lado DC en polaridad inversa. Esto hace que el f lujo de potencia vaya del lado DC al lado AC, pero la dirección del f lujo de corriente permanece del lado AC hacia el lado DC. Todos los elementos de sw itcheo en el inversor son tiristores. El ángulo de disparo alpha ( α ) es mayor de 90º. La configuración del circuito inversor es similar al circuito rectif icador, se emplea un puente rectif icador trifásico de 12 pulsos, el cual consiste de dos puentes rectif icadores de 6 pulsos con un ángulo de desfase de 30º entre ellos. Figura 4.9 Para una conmutación exitosa, el ángulo de disparo alpha ( α ) debe satisfacer la relación: µγα −−≤180 La probabilidad de que la conmutación falle en el circuito inversor es mayor que en el circuito rectif icador. Esto es debido a que los grandes valores de corriente DC causan incrementos en el ángulo de superposición ( µ ) e induce fallas en la conmutación. Las fallas en la conmutación pueden ser provocadas como resultado del incremento en la

IEL2-II-04-36

49

corriente, también pueden ser debidas al incremento del voltaje DC en el lado DC del inversor, o a una disminución del voltaje en el bus AC. La corriente DC, el voltaje DC y el factor de potencia del inversor incluyendo la superposición puede n ser calculados utilizando las siguientes relaciones:

[ ]

2)cos()cos()cos(

2)cos()cos()cos(

3)cos(23

2)cos(cos

1

µγγφ

µααφ

πγ

π

µγγ

++−=

++=

−=

⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡+−=

dcDC

c

líneaDC

IXVV

XVI

Figura 4.9. Configuración en PSCAD, circuito inversor trifásico de 12 pulsos

IEL2-II-04-36

50

Figura 4.10. Configuración en PSCAD, circuito sistema AC trifásico en el lado del Inversor

4.2.4 Transformadores de regulación

Para una operación de 12 pulsos, la principal función de los transformadores es conectar cada puente rectif icador de 6 pulsos proporcionando un ángulo de desfase de 30º entre las tensiones de los dos puentes, lo que cancela los armónicos (3 y 5) y acondiciona la onda de entrada al rectif icador. Estos elevan o reducen el voltaje, y suministran un aislamiento eléctrico entre los sistemas AC y DC.

4.2.5 Reactor suavizante (smoothing) en el lado DC

Durante la conducción, la diferencia de voltaje entre el lado DC y el voltaje instantáneo de fase en el lado AC causa rizado en el voltaje DC. La función de los reactores es absorber el voltaje de rizado y minimizar el rizado de la corriente DC. El valor del reactor es mayor en el inversor que en el rectif icador, porque la fuente DC en el lado AC del inversor no puede balancear los voltajes DC y de rizado.

4.2.6 Filtro de armónicos en el lado AC

Diferentes armónicos son generados durante el sw itcheo de los convertidores. Para una operación de 12 pulsos, los armónicos característicos son del orden 12n±1, donde n es múltiplo de la frecuencia fundamental. La magnitud de los armónicos decrecen a medida que la frecuencia aumenta. Los f iltros AC son sintonizados para reducir principalmente los armónicos 11 y 13.

IEL2-II-04-36

51

La modulación del ángulo de disparo alpha (α ) puede generar armónicos característicos y no característicos.

4.2.7 Sistema de Control DC

Es necesario implementar un sistema de control que permita que un sistema de transmisión DC funcione correctamente. Un convertidor con control de ángulo de disparo alpha (α ) puede operar en uno o dos modos. El primer modo de control es de corriente, donde el ángulo de disparo alpha ( α ) es regulado para controlar la corriente DC a través del convertidor. Esto es posible si el inversor opera para mantener un voltaje constante en DC. Un método para obtener un voltaje constante en DC es controlando el ángulo de extinción gamma ( γ ) del inversor, con un valor mínimo de 15º. Este es el segundo modo de control llamado “Gamma Control”. Este no es siempre necesario para conservar un voltaje constante en el inversor. Los controles pueden ser invertidos para que el inversor controle la corriente y el rectif icador genere un voltaje constante DC manteniendo el ángulo de disparo alpha (α ) constante.

a) Control ángulo de extinción Gamma γ

Cuando un convertidor opera como inversor, puede ocurrir falla en la conmutación si el ángulo gamma ( γ ) es menor al valor mínimo, normalmente de 15º. Esto se logra midiendo el angulo gamma ( γ ), entonces se controla el ángulo de disparo alpha ( α ) del error entre el ángulo deseado y el ángulo medido γ . La modif icación de gamma medido o gamma deseado se hace con el f in de reducir la posibilidad de falla en la conmutación. La salida del controlador de gamma es el ángulo de disparo deseado que se compara con el ángulo de disparo deseado recibido del controlador de corriente para el polo. La selección de la orden del ángulo de disparo se realiza por selección mínima como se muestra en el diagrama de la f igura 4.11.

Figura 4.11. Modelo en PSCAD para el Control de Gamma, usando un control PI

IEL2-II-04-36

52

El ángulo gamma deseado también puede ser modif icado por un control de error de corriente derivado del controlador de polo. La f igura 4.12 muestra el bloque VG6P18 tomado de la librer ía HVDC de PSCAD. Los argumentos para controlar un grupo de válvulas, para el caso del modelo Benchmark, son resumidos en la tabla 4.4.

Tabla 4.4. Definición de los argumentos para el control de un grupo de válvulas

ARGUMENTO DESCRIPCION DA Angulo deseado en radianes (desde control de polo)

DGE Error de Gamma en radianes (desde control de polo)

CD Corriente DC medida, en por unidad (siempre positiva)

G Gamma medido de un grupo de válvulas, en radianes

F Frecuencia base del sistema

AMIN Alpha mínimo límite en radianes (rectificador si α < 0.35 rad)

AMAX Alpha máximo limite en radianes.

GMIN Orden de Gamma mínimo en radianes, generalmente 0.314 rad.

GP Ganancia control proporcional de gamma (radianes/radianes) Rango: 0.1 < GP < 2.0, usualmente GP = 0.27

GI Ganacia control integrador de gamma (por segundo) Rango: 10 < GP < 20, se sugiere GI = 15

CF Si el nivel (en p.u.) es excedido por un incremento en el cambio de corriente DC, puede causar que GMIN aumente Rango: 0.1 < CF < 0.7, se sugiere CF = 0.4

TF Fade-out time. Constante de tiempo en segundos para medir el incremento de cambio en la corriente DC. Rango: 0.01 < TF < 0.05, se sugiere TF = 0.02

AO Orden de salida de Alpha a las válvulas, en radianes.

Figura 4.12. Diagrama genérico del Controlador de Gamma, librería PSCAD

b) Control de corriente DC En un sistema DC real, las entradas para el control de gamma (gamma deseado) y el control de corriente (orden de corriente), deben ser procesados por un sistema de protección tal como la curva característica limitadora de corriente dependiendo del voltaje. Hay que tener en cuanta que en una conexión DC las válvulas tienen una capacidad límite

IEL2-II-04-36

53

de sobre corriente, por esta razón los límites del orden de corriente son escogidos para asegurar que la corriente del convertidor opere dentro de los niveles seguros. Se escoge un ángulo de disparo para cada grupo de válvulas. La orden de corriente dentro del controlador de corriente es regulada por controles adicionales de protección y de límites para asegurar el estado estable del sistema.

Figura 4.13. Modelo en PSCAD para el Control de Corriente, usando un control de polo

La f igura 4.14 muestra el bloque POLP15 tomado de la librería HVDC de PSCAD. Los argumentos para el control de corriente de un enlace DC, para el caso del modelo Benchmark, son resumidos en la tabla 4.5.

Tabla 4.5. Definición de los argumentos para el control de corriente

ARGUMENTO DESCRIPCION CO ORDEN DE Corriente DC deseada en por unidad

CD Respuesta de Corriente DC medida, en por unidad (siempre positiva)

CM Margen de corriente en por unidad (positiva para el inversor, 0 o negativa para el rectificador)

DV Pendiente de error de corriente característica, margen de corriente de tiempos (p.u) Rango: 0.0 < DV < 0.1, DV = 0.0 si es rectificador

AMIN Alpha mínimo límite en radianes.

AMAX Alpha máximo limite en radianes.

GR1 Ganancia del integrador en º/amp-seg Rango: 3 < GR1 < 6

GR2 Ganancia proporcional Rango: 0.01 < GR2 < 0.02

DGE Gamma error en radianes

DA Alpha deseado en radianes

IEL2-II-04-36

54

Figura 4.14. Diagrama genérico del Controlador de Corriente, librería PSCAD

c) Voltaje dependiente de la corriente límite VDCL Muchos de los sistemas de transmisión DC necesitan minimizar los efectos de grandes corrientes de o suministradas a los sistemas AC con pérdidas de potencia real desproporcionadas. Con un radio de corto circuito SCR pequeño en los convertidores, el voltaje AC puede colapsar. El voltaje dependiente del límite de corriente se utiliza en conexiones DC para evitar una prolongada operación en estas condiciones. El colapso del voltaje DC es reconocido y la orden de corriente de cada control de corriente de los convertidores es reducida hasta los limites permisibles, 0.2 a 0.5 por unidad. El V DCL puede ser aplicado localmente en cada convertidor. Otra opción es aplicar un VDCL centralizado en el controlador del controlador de corriente o coordinador de corriente. La librer ía PSCAD proporciona dos bloques genéricos, VDCL3 y VDCL7. Con el VDCL3, la corriente limite es inicializada cuando el voltaje DC medido esta por debajo de un nivel f ijo en un tiempo determinado. Si el voltaje DC permanece constantemente por debajo del nivel a un tiempo especif icado, el límite de corriente puede ser aplicada durante un tiempo constante. Con el bloque VDCL7, el voltaje DC medido es procesado dentro de una función de retraso con una constante de tiempo especif icada. Cuando la salida de la función esta por debajo del nivel especif icado, la corriente límite es aplicada durante un tiempo variable dependiendo del nivel de voltaje DC que ocasionó el colapso.

Figura 4.15. Operación característica bloques VDCL3 y VDCL7, librería PSCAD

IEL2-II-04-36

55

La f igura 4.16 muestra el bloque V DCL tomado de la librer ía HV DC de PSCA D. Los argumentos para el voltaje dependiente del límite de corriente, para el caso del modelo Benchmark, son resumidos en la tabla 4.6.

Tabla 4.6. Definición de los argumentos para el VDCL

ARGUMENTO DESCRIPCION CI Orden de corriente dentro del VDCL en por unidad (siempre positivo)

VD Voltaje medido al lado DC en kV (negativo para el polo negativo)

NVG Número de grupo de válvulas/polo (positivo→caracteristica de histerisis; negativo→pendiente)

VRVG Rango de voltaje DC por grupo de válvulas (kV)

CPU Limite de corriente (por unidad)

VON Voltaje para aplicar el límite en por unidad (negativo si VD es negativo)

VOFF Voltaje para remover el límite en por unidad (negativo si VD es negativo) ABS(VOFF) > ABS(VON)

TL Tiempo de retraso (en segundos)

RAMPI Rango de orden de corriente de limite de recuperación (pu/seg)

CO Salida orden de corriente en por unidad (siempre positiva)

Figura 4.16. Diagrama genérico del voltaje dependiente del limite de corriente VDCL,

librería PSCAD

d) Control Rectificador El diagrama de la f igura 4.17 muestra el control para el circuito rectif icador, para un grupo de válvulas de 12 pulsos. La corriente DC medida pasa a traves de una función de retraso de primer orden. L ganancia de 0.27778 ha sido escogida para una corriente DC de 3.6 kA que genera una señal de control de 1 p.u. Se utiliza una constante de tiempo de 5 milisegundos para suavizar la corriente DC después de que esta pasa por el control.

sTG+1

G = 0.27778

T = 0.005 segundos

IEL2-II-04-36

56

Figura 4.17. Diagrama de bloques en PSCAD para el Control del Rectificador

El slider permite variar el orden de la corriente durante la ejecución de la simulación.

CO: Orden de Corriente Valor inicial = 0.0 pu Valor máximo = 1.0 pu Valor mínimo = 0.0 pu

CM: 0.0 pu DV : 0.0 pu AMAX : 3.142 radianes AMIN : 0 radianes GR1 : 5.0 deg/amp-seg GR2 : 0.020 pu

La f igura 4.18 muestra el diagrama de bloques del circuito para el control del rectif icador implementado en PSCAD para el modelo Benchmark. El modelo de control para el rectif icador esta basado principalmente en un proporcionador e integrador PI. El control del rectif icador contiene la corriente de control.

Figura 4.18. Modelo en PSCAD para el Control del Rectificador

IEL2-II-04-36

57

e) Control Inversor El modelo de control del inversor es el mostrado en la f igura 4.20. También esta basado en un proporcionador e integrador PI. El control del inversor consta de un control de corriente de control y un control de gamma. El VDCL (voltaje dependiente del limite de corriente) esta incluido en el modelo de control. El VDCL es implementado para monitorear el voltaje DC en el lado del inversor, y componerlo utilizando la corriente medida en la mitad del cable de transmisión DC. El voltaje medio computado es usado como una entrada para una ganancia no lineal que modif ica la característica básica del control.

F: 50 Hz AMIN : 1.5 radianes AMAX : 2.8 radianes GMIN : 0.2618 radianes GP : 0.2 pu GI : 10.0 1/seg CF : 0.4 pu TF: 0.02 segundos

CM: 0.1 pu DV : 0.1 pu AMAX : 2.8 radianes AMIN : 1.5 radianes GR1 : 5.0 deg/amp-seg GR2 : 0.02 pu

Figura 4.19. Diagrama de bloques en PSCAD para el Control del Inversor

IEL2-II-04-36

58

Figura 4.20. Modelo en PSCAD para el Control del Inversor

IEL2-II-04-36

59

5 SIMULACION Y ANALISIS DE RESULTADOS

Con el f in de poder comparar los resultados obtenidos en la simulación y validar el modelo implementado en PSCAD, los valores de los diferentes componentes del sistema A C para el rectif icador y el inversor usados en el modelo descrito en el capitulo anterior 25, han sido escogidos de acuerdo con el modelo estudiado en el paper de CIGRE 26.

5.1 ESTADO ESTABLE

Para obtener un voltaje de operación DC de 500 kV constante se realizaron varias simulaciones variando los parámetros del sistema de control. Al variar el ángulo de disparo alpha (α ) del rectif icador y el ángulo de extinción gamma ( γ ) del inversor entre 5o y 90º se comprobó que es necesario mantener los ángulos α y γ con un valor mínimo de 15º para tener una forma de onda de voltaje deseada constante en la salida del rectif icador.

Figura 5.1. Diagrama unifilar sistema Benchmark HVDC Monopolar

La Figura 5.3 muestra los voltajes y corrientes obtenidos en p.u. en el sistema de transmisión DC, para un alpha ( α ) y gamma ( γ ) constantes de 15º. La magnitud de la corriente en la línea DC es de 2000 Amp y la magnitud del voltaje es de 500 kVDC. La variación del ángulo α puede generar armónicos en el inversor, esta distorsión es verif icada en la forma de onda de la corriente DC. La distorsión causada por los armónicos inyectados al sistema es aceptable ya que se t iene una variación de la corriente DC alrededor de 0.03 pu. 25 Cap.4.2: Implementación Modelo Benchmark en PSCAD. Figuras: 4.5, 4.7, 4.8, 4.9, 4.10, 4.18 y 4.20 26 M. Szechtman, T Wess, C.V.Thio, "First Benchmark Model for HVDC Control Studies", Electra No.135 April 1991 (pp 54-73)

IEL2-II-04-36

60

Cigre Benchmark - Sistema AC

T Seg 0.00 0.10 0.20 0.30 0.40 0.50

-2.00 -1.50 -1.00 -0.50 0.00 0.50 1.00 1.50 2.00

p.u.

Voltaje (L-L) Sistema AC Rectificador Voltaje (RMS) Sistema AC Rectificador

-2.00 -1.50 -1.00 -0.50 0.00 0.50 1.00 1.50 2.00

p.u.

Voltaje (L-L) sistema AC Inversor Voltaje (RMS) sistema AC Inversor

Figura 5.2. Voltajes sistema AC en estado estable

Cigre Benchmark - Sistema DC

T Seg 0.00 0.10 0.20 0.30 0.40 0.50

-2.00 -1.50 -1.00 -0.50 0.00 0.50 1.00 1.50 2.00

p.u.

Voltaje DC - Rectif icador Voltaje DC - Inversor

-2.00 -1.50 -1.00 -0.50 0.00 0.50 1.00 1.50 2.00

p.u.

Corriente DC - Rectificador Corriente DC - Inversor

Figura 5.3. Sistema DC en estado estable

IEL2-II-04-36

61

5.2 FALLAS EN EL SISTEMA AC

Para comprobar que un sistema HVDC permite aislar a una red AC de las perturbaciones o distorsiones que sufra la red del otro lado, se simulo el caso de una falla trifásica a tierra en el sistema A C del lado del rectif icador y del lado del inversor. Para los diferentes casos de simulación se utilizo un t iempo de inicio de falla de 0.3 segundos, con una duración de la falla de 0.05 segundos. Tanto el t iempo de inicio como el de duración de la falla pueden ser modif icados. Algunas de estas fallas tienen efectos sobre el sistema AC causando oscilaciones que pueden llevar al sistema a una inestabilidad transitoria, estos efectos podrían eliminarse diseñando un sistema de control apropiado.

5.2.1 Falla trifásica a tierra, sistema AC lado del rectificador

Figura 5.4. Falla trifásica a tierra en el sistema AC al lado del rectificador

La falla inicia a los 0.3 seg y es extinguida 0.05 seg, la f igura 5.5 muestra la forma de onda de voltaje obtenida. Después de que ocurre una sobrecorriente el control del convertidor lleva a cero la corriente DC, ver f igura 5.6. Una vez que la falla es despejada no hay presencia de sobrevoltajes en los sistemas AC, todo el sistema recupera los valores nominales. La potencia DC y el consumo normal de reactivos son restaurados rápidamente. El control de corriente del rectif icador mantiene el valor total de la corriente durante el periodo de falla de acuerdo con la curva característica de los parámetros mostrados en la f igura 4.4. El sistema de control de compuerta de los tiristores mantiene los pulsos continuos después del colapso de voltaje y evita la circulación de corriente DC en los devanados del transformador. Una buena coordinación entre las estrategias de control del rectif icador y del inversor son necesarias para contrarrestar la inf luencia que pueda tener la corriente inrush del transformador, visiblemente sobrepuesta en la componente fundamental y que desaparece lentamente.

IEL2-II-04-36

62


T Seg 0.00 0.10 0.20 0.30 0.40 0.50 0.60

-2.00

-1.50

-1.00

-0.50

0.00

0.50

1.00

1.50

2.00

p.u.

Voltaje (L-L) Sistema AC Rectif icador Voltaje (RMS) Sistema AC Rectificador

-2.00 -1.50

-1.00

-0.50

0.00

0.50

1.00

1.50

2.00

p.u.

Voltaje (L-L) Sistema AC Inversor Voltaje (RMS) Sistema AC Inversor

Figura 5.5. Respuesta del sistema AC ante una falla trifásica a tierra al lado del rectificador


T Seg 0.00 0.10 0.20 0.30 0.40 0.50 0.60

-2.00

-1.50

-1.00

-0.50

0.00

0.50 1.00

1.50

2.00

p.u.

Voltaje DC Rectificador Voltaje DC Inversor

-2.00

-1.50

-1.00 -0.50

0.00

0.50

1.00

1.50

2.00

p.u.

Corriente DC Rectificador Corriente DC Inversor

Figura 5.6. Respuesta del sistema DC ante una falla trifásica a tierra al lado del rectificador

IEL2-II-04-36

63

5.2.2 Falla trifásica a tierra, sistema AC lado del inversor

A diferencia del caso anterior, hay una mayor distorsión en ls formas de onda del sistema DC.

Figura 5.7. Falla trifásica a tierra en el sistema AC al lado del inversor


T Seg 0.00 0.10 0.20 0.30 0.40 0.50 0.60

-2.00

-1.50

-1.00

-0.50

0.00

0.50

1.00

1.50

2.00

p.u.


-2.00

-1.50

-1.00

-0.50

0.00

0.50 1.00

1.50

2.00

p.u.


Figura 5.8. Respuesta del sistema AC ante una falla trifásica a tierra al lado del inversor

IEL2-II-04-36

64


T Seg 0.00 0.10 0.20 0.30 0.40 0.50 0.60

-2.00

-1.50

-1.00

-0.50

0.00

0.50

1.00

1.50

2.00

p.u.

Voltaje DC Rectif icador Voltaje DC Inversor

-0.50

0.00

0.50

1.00

1.50

2.00

2.50

p.u.


Figura 5.9. Respuesta del sistema DC ante una falla trifásica a tierra al lado del inversor

5.3 FALLAS EN EL SISTEMA DC

Para el caso de fallas en líneas aéreas DC, las fallas deben ser aclaradas por la acción del control de los convertidores, sin depender de cortacircuitos (breakers) u otro equipo de conmutación. La protección de la línea DC debe distinguir las fallas ocasionadas por defectos en la conmutación debido a las ondas de voltaje de paso a lo largo de la línea. Aunque los parámetros del lado de DC del sistema Benchmark son los de un cable, la reacción de protección esta incluida en este caso. La reacción protectora de la línea DC es controlada con los ángulos de disparo y de extinción luego de un t iempo de 20 milisegundos. El control de corriente previene una sobrecorriente excesiva, independientemente de la protección de la línea. La corriente directa es llevada a cero 30 milisegundos después de iniciada la falla. Después de un tiempo de espera de 200 milisegundos, los ángulos α y γ son reseteados para que tomen los valores iniciales. Se simularon tres casos de falla en la línea DC, cercana al rectif icador, cercana al inversor y en la mitad de la línea. Se utilizo un tiempo de inicio de falla de 0.3 segundos, con una duración de la falla de 0.05 segundos. Las formas de onda característica obtenidas son mostradas a continuación.

IEL2-II-04-36

65

5.3.1 Falla a tierra en la línea DC, cercana al rectificador

Se observo que la recuperación es relativamente rápida y la forma de onda es lisa. Al iniciar la falla hay una perdida de voltaje en el sistema A C al lado del rectif icador y durante el per íodo de la falla, debido a la ausencia de corriente hay una presencia de sobrevoltaje de 7.0 p.u. en el sistema DC al lado del inversor. Una vez que es despejada la falla el sistema toma los valores iniciales.

Figura 5.10. Falla a tierra en la línea DC, cercana al rectificador


T Seg 0.00 0.10 0.20 0.30 0.40 0.50

-2.00

-1.50

-1.00

-0.50

0.00

0.50

1.00

1.50

2.00

p.u.

Voltaje (L-L) Sistema AC Rectificador Voltaje (RMS) Sistema AC Rectif icador

-2.00

-1.50

-1.00

-0.50

0.00

0.50

1.00

1.50

2.00

p.u.


Figura 5.11. Respuesta del sistema AC ante una falla a tierra en la línea DC cercana al

rectificador

IEL2-II-04-36

66


TSeg 0.00 0.10 0.20 0.30 0.40 0.50

-1.0

0.0

1.0

2.0

3.0

4.0

5.0

6.0

7.0

p.u.


-0.75

-0.50

-0.25

0.00

0.25

0.50

0.75

1.00

1.25

1.50

p.u.

Corriente DC Rectif icador Corriente DC Inversor

Figura 5.12. Respuesta del sistema DC ante una falla a tierra en la línea DC cercana al

rectificador

5.3.2 Falla a tierra en la línea DC, cercana al inversor

Ya que la configuración del sistema solo permite el f lujo de potencia en una sola dirección, al ocurrir la falla en la línea DC cercana al inversor se observa que el sistema AC al lado del rectif icador no se ve afectado por la perdida de voltaje, como en el caso anterior. Durante la falla hay un sobrevoltaje de 1.3 p.u. en el sistema AC al lado del inversor, como consecuencia de esto se observan distorsiones leves en el voltaje.

Figura 5.13. Falla a tierra en la línea DC, cercana al inversor

IEL2-II-04-36

67


T Seg 0.00 0.10 0.20 0.30 0.40 0.50

-2.00

-1.50

-1.00

-0.50

0.00

0.50

1.00

1.50

2.00

p.u.


-2.00

-1.50

-1.00

-0.50

0.00

0.50

1.00

1.50

2.00

p.u.


Figura 5.14. Respuesta del sistema AC, falla a tierra en la línea DC cercana al inversor


T Seg 0.00 0.10 0.20 0.30 0.40 0.50

-2.00

-1.50

-1.00

-0.50

0.00

0.50

1.00

1.50

2.00

p.u.


-0.50

0.00

0.50

1.00

1.50

2.00

2.50

3.00

p.u.


Figura 5.15. Respuesta del sistema DC, falla a tierra en la línea DC cercana al inversor

IEL2-II-04-36

68

6 CONCLUSIONES

El avance de la tecnología de corriente continua ofrece beneficios en las interconexiones de sistemas eléctricos que no pueden ser obtenidos por otra tecnología, tales como: - Transmisión de potencia entre diferentes sistemas eléctricos ó partes de una red, sin

permitir la propagación de perturbaciones. - Control de la potencia activa/reactiva en forma rápida. - Aumento del nivel de transmisión y la disponibilidad del sistema completo. - Reducción de la salida de líneas de transmisión, se puede transmitir el doble de

energía que la actual tecnología convencional de Alta Tensión AC. Actualmente existen 95 proyectos de transmisión en HV DC alrededor del mundo, un gran número de estos enlaces HVDC tienen una potencia nominal de 1200 MW a 3000 MW y operan con una tensión de ±500 kVDC. Entre estos se destaca el proyecto más grande de transmisión de potencia HVDC en China de 3.000 MW que conecta la central hidráulica Tres Gargantas localizada en el centro de China con la provincia de Guangdong localizada en el sur, con una longitud de 940 km y una tensión de operación de ±500 kVDC. Este proyecto tubo un costo de 360 millones de dólares y luego de 32 meses de construcción entro en funcionamiento en junio del 2004, se espera que en el 2007 entre en operación comercial la segunda fase del proyecto que conectara la central hidráulica Tres Gargantas con Shangai localizada en la costa este, con una capacidad de 3.000 MW, tensión de ±500 kVDC y 1.060 km de longitud. El modelo implementado en PSCAD del sistema HVDC Benchmark es una herramienta con un sistema de control espec íf ico, la cual permite ver la inf luencia que pueden tener los cambios de los diferentes parámetros de dicho control sobre un sistema básico de transmisión HV DC. Por ejemplo, un cambio en el ángulo de extinción gamma ( γ ) del inversor ó en el ángulo de disparo alpha ( α ) del rectif icador implica un cambio en el voltaje DC generado a la salida del rectif icador. Para mantener un voltaje de operación DC constante se encontró como resultado de las simulaciones, que es necesario mantener el ángulo α con un valor de 15º. Del resultado de la simulación de las fallas, se pudo observar que algunas de estas tienen efectos sobre el sistema causando oscilaciones que pueden llevar al sistema a una inestabilidad transitoria, estos efectos podrían eliminarse diseñando un sistema de control apropiado. Después de que ocurre una sobrecorriente el control del convertidor lleva a cero la corriente DC. Una vez que la falla es despejada, todo el sistema recupera los valores nominales iniciales. Cuando es necesario realizar cambios o modif icaciones para mejorar o ampliar un sistema de transmisión HVDC existente, con el modelo implementado en PSCA D del sistema HVDC Benchmark se puede hacer un estudio previo para determinar las posibles respuestas del sistema ante los diferentes cambios.

IEL2-II-04-36

69

7 TRABAJO FUTURO

El modelo implementado en PSCA D del sistema CIGRE HV DC Benchmark debe ser explorado con el f in de encontrar la estrategia de control más eficiente. Se debe tratar de expandir la representación del sistema A C, incluyendo máquinas sincrónicas, modelos de cargas, SVC´s, etc, y debe ser adecuado para permitir la simulación de enlaces bipolares. Para el caso en particular de la interconexión eléctrica entre Colombia y Panamá, la empresa colombiana Interconexión Eléctrica S.A. (ISA) y la empresa panameña Empresa de Transmisión Eléctrica S.A. (ETESA), sugieren cuatro corredores ambientales para desarrollar el proyecto: dos terrestres y dos mixtos, combinando tramos terrestres y submarinos. Según ISA las alternativas tendrían una extensión entre 500 y 600 kilómetros y los costos dependiendo el proyecto oscilarían entre 172 y 221 millones de dólares. La interconexión se har ía entre la subestación Cerromatoso, en el departamento de Córdoba en Colombia, con la subestación Panamá II, para lo cual se tendr ía una capacidad de transporte de energía de 300 MW en dirección Colombia-Panamá y de 200 MW en sentido contrario. Teniendo en cuenta las longitudes y la capacidad de transmisión de potencia sugeridas por ISA, y el impacto medio ambiental que puede generar la transmisión con un sistema convencional de AC, es necesario realizar un estudio tanto de las líneas de transmisión DC como de las estaciones convertidoras AC-DC y DC-AC con el f in de determinar la viabilidad económica y técnica de implementar un sistema de transmisión HV DC y determinar que tipo de tecnología sería la más conveniente para este caso. Es necesario realizar un análisis de estabilidad transitoria con el f in de determinar la respuesta a los posibles eventos de falla tanto de los sistemas AC interconectados como de la línea DC. Se deben tener en cuenta las características eléctricas de cada una de las subestaciones involucradas en la interconexión, por ejemplo: tensión de operación, potencia, capacidad de cortocircuito, sistemas de protección contra sobretensiones y sobrecorrientes, etc.

IEL2-II-04-36

70

8 REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS

[1] M. Szechtman, T Wess, C.V.Thio. “A Benchmark Model for HV DC System Studies", IEEE International Conference on AC and DC Pow er Transmission, London. pp 374-378, September 1991

[2] M. Szechtman, T Wess, C.V.Thio. "First Benchmark Model for HVDC Control Studies",

Electra, No. 135, pp 54-73, April 1991. [3] PSCAD The Professional’s Tool for Pow er System Simulation. User’s guide. Manitoba

HVDC Research Centre Inc. Manitoba, Canada. April 30, 2004, Version 4.1.0 [4] Ma Teresa de Torres, Carolina Tranchita. “Transmisión de alto voltaje a corriente

directa HVDC”. Universidad de Los Andes. 2002. [5] John Grainger, William Stevenson Jr., “Pow er System Analysis”. McGraw -Hill. 1994. [6] Prabha Kundur. “Pow er System Stability and Controls”. McGraw -Hill. 1994. [7] Muhammad H. Rashid. “Electrónica de potencia. Circuitos, dispositivos y

aplicaciones”. Segunda edición. Prentice Hall Hispanoamericana, S.A. México, 1995. [8] Mohan, Ned. Undeland, Tore. Robbins, William. “Pow er Electronics. Converters,

applications and design”. John Wiley and Sons. 2003 [9] C.A.Brough, C.C.Davidson and J.D.Wheeler. “Pow er electronics in HVDC

transmission”. Pow er Engineering Journal. pp 233-240, October 1994. [10] Farhad Nozari, Hasmukh S. Patel. “Pow er Electronics in electric Utilit ies: HV DC

Pow er Transmission systems”. Proceedings of the IEEE, Vol 76, N.4, April 1988. [11] Roberto Rudervall, Jan Johansson. “Interconexión de sistemas eléctricos con

HVDC”. ABB Pow er Technologies Sw eden. Seminario Internacional de interconexiones regionales CIGRE. Santiago de Chile. Noviembre, 2003.

[12] IEEE committee report, “HV DC Controls for System Dynamic Performance”, IEEE

Transaction, Vol. PWRS-6 No.2, pp 743-752, May 1991. [13] Narain G. Hingorani. “The rise of high voltage, direct current systems”. IEEE

Spectrum. August 2004. [14] Asea Brow n Boveri ABB. Pow er Technologies. DC systems.

http://w w w .abb.com/pow erT&D

TRANSMISION DE POTENCIA EN CORRIENTE DIRECTA – HVDC ...

Documents

Transcript of TRANSMISION DE POTENCIA EN CORRIENTE DIRECTA – HVDC ...