Transmisión de potencia en corriente directa HVDC - análisis y simulación

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(1)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.

(2) 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.

(3) IEL2-II-04-36. A mi familia, por todos sus años de apoyo y dedicación en mi formación personal y profesional. Gracias.

(4) 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..

(5) IEL2-II-04-36. TABLA DE CONTENIDO. RESUMEN…………………………………………………………………………………………10 1. 2. 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 íficos................................................................................... 12. 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 Multiter minal.......................................................................... 23. 2.4. DISPOSITIVOS PRINCIPALES DE UN SISTEMA DE TRANSMISION HVDC..................................................................................................................... 23. 2.5 3. TOPOLOGÍA DE LOS CONVERTIDORES .......................................................... 29. DISPOSITIVOS. DE ELECTRONICA. DE. POTENCIA. UTILIZADOS. EN. TRANSMISION HVDC …………………………………………………………………….. LA 29. 3.1. VALVULAS DE TIRISTOR.................................................................................... 30. 3.2. CIRCUITOS DE CONV ERSION DE POTENCIA ELECTRICA............................ 31. 3.2.1. Puente rectificador trifásico de 12 pulsos.................................................... 31. 3.2.2. Convertidores AC-DC ( Rectificadores controlados).................................... 35. 3.2.3. Convertidores DC-AC ( Inversores).............................................................. 37. 5.

(6) IEL2-II-04-36. 4. CIGRE BENCHAMARK MODEL………………………………………………………… 4.1. CONFIGURACION Y. PARA METROS. BASICOS. DEL. 40. 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 trans misión DC ........................................... 42. 4.1.4. Estaciones convertidoras ............................................................................. 43. 4.1.5. Transformadores convertidores................................................................... 44. 4.1.6. Parámetros de control.................................................................................. 45. 4.2. 5. IMPLEMENTACION MODELO BENCHMA RK EN PSCAD................................. 45. 4.2.1. Tiristores ....................................................................................................... 46. 4.2.2. Rectificador................................................................................................... 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 ar mónicos en el lado A C................................................................ 50. 4.2.7. Sistema de Control DC................................................................................. 51. 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 rectificador .............................. 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 tierra en la línea DC, cercana al rectificador ................................... 65. 5.3.2. Falla a tierra en la línea DC, cercana al inversor ........................................ 66. 6. CONCLUSIONES…………………………………………………………………………... 68. 7. TRABAJO FUTURO………………………………………………………………………... 69. 8. REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS………………………………………………………. 70. 6.

(7) IEL2-II-04-36. 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 kV DC. 24. Figura 2.9. Sala de Válvulas. Subestación Stärnö, Suecia. 26. Figura 2.10. Sala de Válvulas (interior) Convertidor de 12 pulsos, 500 kV DC. 27. Figura 2.11.Banco de filtros trifásico AC, 400 kV DC. 28. Figura 2.12. Filtro 500 kV DC 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 kV DC. 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. For mas 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 V DC – IDC del control de un convertidor. 45. Figura 4.5. Sistema de control HVDC – CIGRE Benchmark model. 46. 7.

(8) IEL2-II-04-36. Figura 4.6. Modelo PSCAD válvula de tiristores de 6 pulsos. 46. Figura 4.7. Configuración PSCAD, circuito sistema trifásico AC al lado del rectificador. 47. Figura 4.8. Configuración en PSCAD, circuito rectificador 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 Rectificador. 56. Figura 4.18. Modelo en PSCAD para el Control del Rectificador. 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 unifilar 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 rectificador. 61. Figura 5.5. Respuesta del sistema AC, falla trifásica a tierra al lado del rectificador. 62. Figura 5.6. Respuesta del sistema DC, falla trifásica a tierra al lado del rectificador. 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 rectificador. 65. Figura 5.11. Respuesta del sistema AC, falla en la línea DC cercana al rectificador. 65. Figura 5.12. Respuesta del sistema DC, falla en la línea DC cercana al rectificador. 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. 8.

(9) IEL2-II-04-36. 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 Dispositivos principales de un sistema de trans misión HV DC clásico .............. 25 Tabla 4.1. Parámetros característicos para un transformador convertidor HVDC ............ 44 Tabla 4.2. Parámetros circuito principal, sistema de trans misión 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. 9.

(10) IEL2-II-04-36. 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 per mite hacer un análisis de la función, operación y control de las estaciones convertidoras AC-DC y su influencia sobre los sistemas de transmisión.. 10.

(11) IEL2-II-04-36. 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 tiempo 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 tienden a reducir o retrasar al máximo nuevas inversiones en nuevos proyectos de generación, transmisión y subestaciones. En los últimos 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 flexible 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 tipo 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 per mita 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. 11.

(12) IEL2-II-04-36. 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 trans misión en corriente continua con fines 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 kV DC. 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 dis minución 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 kV DC. 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 kV DC. 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 •. •. 1. 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).. 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.. 12.

(13) IEL2-II-04-36. 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 trans misión 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 kV DC con cable submarino desde Suecia hasta la isla de Gottland y una longitud de 98 km, basada en válvulas rectificadoras de arco de mercurio. Hacia finales de los años 1960s, la tecnología de semiconductores de estado sólido fue introducida en los sistemas de conversión HVDC. Una mejora significativa 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 trans misión HV DC fueron construidos alrededor del mundo. En las últimas dos décadas, la capacidad media de la. 13.

(14) IEL2-II-04-36. 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 figura 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.. 14.

(15) IEL2-II-04-36. 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 • Año operación: 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. Principal razón para escoger HVDC: Interconexión de sistemas asíncronos, 50 Hz y 60 Hz •. 4. Tomado de http://www.abb.com. 15.

(16) IEL2-II-04-36. Tabla 2.2. Otros proyectos de transmisión HVDC en el mundo 5. Québec - New England Cánada, USA • Año operación: 1990 - Enlace Multiterminal • Características: Voltaje DC: ± 450 kV Capacidad: 2000 MW Longitud: 1480 km. Principal razón para escoger HVDC: Interconexión de sistemas asíncronos, 50 Hz y 60 Hz Suecia– Alem ania •. •. Año operación: 1994 – Cable submarino. • Características: Voltaje DC 450 kV Capacidad 600 MW Longitud 250 km. Principal razón para escoger HVDC: 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. 16.

(17) IEL2-II-04-36. 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. •. 17. Principal razón para escoger HVDC: Longitud, estabilidad de la red, requerimientos ambientales..

(18) IEL2-II-04-36. 2.2. UTILIZACION DE LA TRANSMISIÓN EN DC. Cuando se opta por la trans misión en DC sobre la tradicional AC suele ser más por motivos económicos que técnicos, justificado por alguna de las siguientes ventajas:. 2.2.1. Ventajas. • Para líneas aéreas de transmisión sobre los 600 km de extensión la trans misión 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 trans mitir 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. • Per mite la interconexión entre sistemas asíncronos o entre sistemas que trabajan a igual frecuencia, pero que emplean distintas estrategias de control de la frecuencia. • La trans misión 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 flujo de potencia puede modificarse 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.. 18.

(19) IEL2-II-04-36. • Necesidad de instalar equipos de filtrado 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. CARACT ERISTICAS TRANSMISION HVDC. Y. CONFIGURACIONES. DE. UN. SIST EMA. DE. 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 kV DC. Al contrario de la corriente alterna, donde se encuentran dificultades 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 asincronis mo (no es necesario que los dos sistemas de corriente alterna conectados mediante la línea de DC estén sincronizados). Interconectando dos redes con HV DC per mite mantener el control de frecuencias separado. Un disturbio en una de las redes que resulte en un cambio de frecuencia no afectará la potencia trans mitida 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 mis ma 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 trans mitida 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. 19.

(20) IEL2-II-04-36. se puede controlar el flujo de potencia en una línea de transmisión, dependiendo dicho flujo del sistema de generación y de la carga. El hecho de que la potencia trans mitida por el enlace de HVDC es continuamente controlada imposibilita la sobrecarga del enlace y la consecuente pérdida de éste cuando más es necesitado. También significa que, en comparación con enlaces de corriente alterna, se puede limitar los flujos 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 nor malmente 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 “Backto-Back”, donde el rectificador y el inversor se encuentran en la mis ma subestación, no existiendo realmente línea inter media 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 Kv DC, 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. 20.

(21) IEL2-II-04-36. 2.3.2. Configuración ‘Punto a Punto’. Para la trans misión 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 tierra 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.. Sistema. Sistema. AC. Retorno Metálico. AC. (Opcional) 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 tiene 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.. 21.

(22) IEL2-II-04-36. +. Sistema. Sistema. AC. AC. Figura 2.4. Enlace HVDC Bipolar. c) Enlace Hom opolar La configuración de enlace homopolar tiene dos o más componentes, todos con la mis ma 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.. Sistema Sistema. AC. AC. Figura 2.5. Enlace HVDC Homopolar. La corriente de tierra 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.. 22.

(23) IEL2-II-04-36. 2.3.3. Configuración Multiterm inal. Los sistemas multiter minales, 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, multiter minal 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 rectificación 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 filtros de AC y si esto no es suficiente se agregan bancos de capacitores. Tanto los bancos de capacitores como los filtros 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 fluctuaciones de voltaje en el lado de alterna.. 23.

(24) IEL2-II-04-36. Figura 2.7. Diagrama típico de una subestación convertidora HVDC. Figura 2.8. Subestación HVDC Garabi, Brasil - Argentina. 2200 MW – 140 kV DC 7. Tomado de http://www.abb.com. 24. 7.

(25) IEL2-II-04-36. 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 fijos.. Tabla 2.3 Dispositivos principales de un sistema de transmisión HVDC clásico. ELEMENTO. FUNCIÓN Compuesta por una estación Estación rectificadora, que convierte la energía conversora AC en DC y una estación inversora, que convierte la energía DC en AC. Transportar la energía desde los centros Líneas de de generación de energía a los centros transm isión de consumo. (Fig. 2.14) Válvulas y sala de Albergan las estaciones convertidoras. válvulas (Figs. 2.9, 2.10) Tienen la misión de suavizar o eliminar el rizado de la Filtros e corrientes armónicas del orden 6 y 12, inductancia en el así como evitar bruscos aumentos de ésta en caso de falla, permitiendo a los lado de DC tiristores restablecer el control antes que la corriente sea excesiva para ellos. (Figs.2.12, 2.13) Proporcionan a las corrientes armónicas del orden 12n±1 (para convertidores de Filtros de arm ónicos en el 12 pulsos) un camino de baja impedancia, reduciendo las lado de AC interferencias de éstas en los sistemas de comunicación. (Fig. 2.11) Su misión es adaptar las tensiones del Transform adores lado de alterna a las requer idas por la con regulador de entrada del rectificador y proporcionar tensión una tensión lo más constante posible. (Fig. 2.15) Proporciona la energía reactiva necesaria para el funcionamiento del Fuente Reactiva convertidor. Suministrada por los propios filtros de eliminación de ar mónicos, por bancos de condensadores y/o dispositivos SVC (compensadores. 25.

(26) IEL2-II-04-36. estáticos). Electrodo de tierra. Reduce los efectos de corrosión producidas por las corrientes DC.. Limita los efectos de las caídas de tensión en la entrada del lado de DC, Condensadores además, de disminuir la impedancia del en serie circuito de conmutación, aumentando su eficiencia y disminuyendo su consumo de energía reactiva.. Figura 2.9. Sala de Válvulas. Subestación Stärn Suecia 8. 8. Tomado de http://www.abb.com. 26.

(27) IEL2-II-04-36. Figura 2.10. Sala de Válvulas (interior) Convertidor de 12 puls 500 kV DC, 1500 MW Transmisión HVDC Chandrapur – Padgh India 8. Figura 2.11. Banco de filtros trifásico AC, 400 kV DC.. 27.

(28) IEL2-II-04-36. Subestación HVDC Tjele, Dinamarca. Figura 2.12. Filtro 500 kV DC 9 con condensador suspendido. 9. Figura 2.14. Línea de transmisión bipolar ±500 kV DC, 2000 MW. Figura 2.13. Smoothing DC reactor con aislamiento en aceite. 9 Sistema de transmisión HVDC Rihand – Delhi. 9. Figura 2.15. Transformador 404 MVA, Hz, 500 kV DC. 10. 9. Tomado de http://www.abb.com Tomado de http://www.abb.com. 10. 28. 1/3 fas.

(29) IEL2-II-04-36. 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 rectificador y el otro como inversor. El lado de alterna del rectificador 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 ar mónico 6º de la tensión del lado de continua) y proporciona la onda de doce pulsos de entrada al rectificador. Suele ser habitual la instalación de filtros sintonizados a los ar mónicos 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 Rectificador 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.. 29.

(30) IEL2-II-04-36. 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 tiristor 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 tiristor 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. Rejilla de control o compuerta Anodo (+). Catodo (-). Figura 3.1. Símbolo del tiristor. Tanto los tiristores 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 tiristores: 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. 30.

(31) IEL2-II-04-36. 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 deter minada 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 convertidores convertidores convertidores. AC-DC (rectificadores controlados) AC-AC (reguladores de voltaje AC, cicloconvertidores) DC-AC (Inversores) 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 clasificar en: -. 3.2.1. convertidores conmutados por la red (red de AC) convertidores de conmutación forzada o auto conmutados convertidores conmutados por la carga. Puente rectificador trifásico de 12 pulsos. El rectificador de 12 pulsos es una configuración utilizada en los sistemas HVDC, se obtiene a través de la conexión en serie de dos rectificadores de 6 pulsos alimentados por transformadores de diferente tipo de conexión. Este rectificador 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. 31.

(32) IEL2-II-04-36. Figura 3.2. Configuración convertidor trifásico de 12 pulsos. 11. Con un arreglo de 12-pulsos, se eliminan los ar mónicos quinto y séptimo en el lado AC. Esto reduce los costos de filtros de ar mónicos AC. El rizo de voltaje DC se reduce; los armónicos sexto y octavo se eliminan (puentes de 6 pulsos tienen múltiplos de ar mónicos sextos en el lado DC mientras que puentes de 12-pulsos tienen sólo múltiplos 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 i DC (t ) ≈ I DC y teniendo en cuenta que el voltaje Vas1n1 esta adelantado 30º con respecto al voltaje Vas 2n 2 , se obtiene la forma de onda de corriente mostrada en la figura 3.3.. 11. Tomado de Mohan, Ned. Undeland, Tore. Robbins, William. “Power Electronics. Converters, applications and design”.John Wiley and Sons. 2003. 32.

(33) IEL2-II-04-36. 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 i a = i a1 + ia 2 contiene pocos armónicos de debido a las corrientes i a 1 ó i a 2 de cada convertidor de 6 pulsos. Se pueden expresar las corrientes con una serie de Fourier de la forma:. i a1 =. 1 1 1 2 3 1 I DC (cos θ − cos 5θ + cos 7θ − cos 11θ + cos13θ ....) 2 Nπ 5 7 11 13. [3.1]. i a2 =. 2 3 1 1 1 1 I DC (cosθ + cos 5θ − cos 7θ + cos11θ − cos13θ ....) 2 Nπ 5 7 11 13. [3.2]. donde θ = ωt y el radio de transformación N es indicado en la figura 3.2. Entonces se tiene la forma de onda mostrada en la figura 3.2:. i a = i a1 + ia 2 =. 2 3 1 1 I DC (cosθ − cos11θ − cos13θ ....) 2Nπ 11 13. 12. [3.3]. Tomado de Mohan, Ned. Undeland, Tore. Robbins, William. “Power Electronics. Converters, applications and design”.John Wiley and Sons. 2003. 33.

(34) IEL2-II-04-36. El análisis de Fourier muestra que la combinación de la corriente tiene ar mónicos del orden: h = 12 k ± 1 (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 ar mónicos del orden h = 6k ± 1 (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 VDC1 y VDC 2 son mostradas en la figura 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 VDC = V DC1 + VDC 2 tiene 12 pulsos por cada ciclo de la frecuencia fundamental AC. Como resultado se tienen armónicos de voltaje de orden h = 12 k (k=entero) donde el ar mónico 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:. VDC1 = VDC 2 =. V DC 3 2 3ω LS = V LL cos α − π π 2. [3.4]. donde VLL es el voltaje línea a línea r ms aplicado a cada uno de los convertidores de 6 pulsos y LS 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.. 34.

(35) IEL2-II-04-36. Figura 3.4. Forma de onda de voltaje DC, LS =0. 3.2.2. 13. 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 rectificadores usada en sistemas de trans misión HVDC es el rectificador 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 tiristores dispuestos como se muestra en la figura 3.5.. Figura 3.5. Configuración puente de Graetz. La numeración de las válvulas en la figura 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 figura 3.6 muestra el voltaje fase neutroVas1n1 y la corriente i as1 , asumiendo LS =0, con. i DC (t ) ≈ I DC y ángulo de disparo α . La línea punteada corresponde a la frecuencia fundamental de la corriente ( i as1 ) 1 la cual está retrasada con respecto al voltaje de fase con un ángulo de factor de potencia de desplazamiento φ1 = α .. 13. Tomado de Mohan, Ned. Undeland, Tore. Robbins, William. “Power Electronics. Converters, applications and design”.John Wiley and Sons. 2003. 35.

(36) IEL2-II-04-36. La potencia reactiva trifásic a (en atraso) requerida por el convertidor de 6 pulsos, esta dada por la expresión:. Q1 = 3V LL ( I as1 )1 senα. [3.5]. donde VLL 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 i as1 en la figura 3.6, el valor rms de la componente fundamental es de la forma:. (I as1 ) 1 =. 6. π. I DC ≈ 0.78I DC. [3.6]. ⎞ ⎛ 6 Q1 = 3V LL ⎜ I DC ⎟⎟ senα = 1.35V LL I DC senα ⎜ π ⎠ ⎝. [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:. PDC1 = VDC1 I DC1 = 1.35V LL I DC cosα. [3.8]. Para transferir una potencia deseada PDC1 , la potencia reactiva demandada Q1 puede reducirse tanto como sea posible. La corriente I DC también puede ser reducida con el fin de minimizar las pérdidas I 2 R en la línea de trans misión DC. Para minimizar I DC y Q1 , el valor de VLL debe ser constante en las ecuaciones [3.7] y [3.8]. Para la operación en modo de rectificador se debe escoger un ángulo α pequeño, entre 10º y 20º.. 14. Tomado de Mohan, Ned. Undeland, Tore. Robbins, William. “Power Electronics. Converters, applications and design”.John Wiley and Sons. 2003. 36.

(37) IEL2-II-04-36. 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 figura 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:. γ = 180 o − (α + µ ) [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:. VDC1 = VDC 2 =. V DC 3ωLS = 1.35VLL cos γ − I DC π 2. [3.10]. Figura 3.7. Diagrama voltaje de polarización inversor, LS =0. 15. Asumiendo nuevamente LS =0, la figura 3.8 muestra la forma de onda ideal para Vas1n1 y. i as1 con un ángulo α >90º, correspondiente al modo de operación de inversor. La línea punteada corresponde a la frecuencia fundamental ( i as1 ) 1 de la corriente de fase.. 15. Tomado de Mohan, Ned. Undeland, Tore. Robbins, William. “Power Electronics. Converters, applications and design”.John Wiley and Sons. 2003. 37.

(38) IEL2-II-04-36. 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 figura 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 flujo 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 , γ = 180 o − α , la expresión para PDC1 y Q1 de las ecuaciones [3.7] y [3.8] en términos de γ , se tiene que para el modo de operación de inversor:. Q1 = 1.35VLL I DC senγ. [3.11]. PDC1 = 1.35V LL I DC cos γ. [3.12]. la dirección de la potencia reactiva y real son mostradas en la figura 3.7.. 16. Tomado de Mohan, Ned. Undeland, Tore. Robbins, William. “Power Electronics. Converters, applications and design”.John Wiley and Sons. 2003. 38.

(39) IEL2-II-04-36. En las ecuaciones [3.11] y [3.12], el ángulo γ debe ser mínimo con el fin de minimizar las perdidas I 2 R en la línea de transmisión debidas a I DC , y para minimizar la demanda de potencia reactiva por el convertidor. El ángulo de extinción mínimo γ min debe per mitir 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 filtros del lado A C y el banco de capacitares correctores del factor de potencia suministran parcialmente la potencia reactiva demandada por cada convertidor.. 39.

(40) IEL2-II-04-36. 4 CIGRE BENCHAMARK MODEL. La Conferencia Internacional de Grandes Redes Eléctricas CIGRE 17 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 simulación 18 (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 ter minales DC como se muestra en la figura 4.1. Los valores propuestos son arbitrarios y no representan ningún esquema en particular. Los parámetros del sistema de control no son especificados.. 17. Working Group 14.02 of CIGRE Study Committee 14, Control in HVDC systems. 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. 18. 40.

(41) IEL2-II-04-36. NOTA: Todos los valores en Ω, H, µF Figura 4.1. Configuración estándar Sistema AC-DC Benchmark. 4.1.1. 20. Representación del Sistem a 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 rectificador 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 dificultad 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 rectificador.. 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. 41.

(42) IEL2-II-04-36. 4.1.2. Com pensación de reactivos. La compensación de los requerimientos de potencia reactiva en los ter minales de cada convertidor, es proporcionada por una combinación de un banco de condensadores y filtros de amortiguamiento AC. El sistema AC más los filtros y el banco de condensadores ubicados a la salida del inversor, muestran una impedancia y frecuencia características representadas en la fig.4.2. Figura 4.2. Impedancia vs. Frecuencia característica en el lado AC del Inversor. 4.1.3. 21. Representación de la línea de transm isión 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 nor malmente 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. 42.

(43) IEL2-II-04-36. 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 Benchmar k dificulte deliberadamente las operaciones de control DC. La presencia de un segundo ar mónico 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 rectificador de 12 pulsos por estación. El ángulo de disparo en el rectificador ( 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. 43.

(44) IEL2-II-04-36. 4.1.5. Transform adores 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. V sat. 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. Tensión. 345 kV. Sistema AC a la salida del Inv ersor. 230 kV. L-L. Sistema DC línea de transmisión. L-L. 500 kV. Potencia. 1000 MW. 1000 MW. 1000 MW. Impedancia. 119.03 Ω. 52.9 Ω. 250 Ω. __. __. 2000 A. Corriente. Rectificador 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. V2 r =. πV dr 3 2 ∗ N BR. 1. *. (cos α N −. XC pu ) 2. V2 r =. 500 1.35 ∗ 2(cos15 0 − 0.09) = 211.42kV. V2 i = 211.42kV. Corriente nominal RMS secundario. I 2r =. 2 I 3 dN. I 2 r = 0.8165 * 2000 = 1633 A. I 2 i = 1633A. S r = 597.99 MVA. S i = 597.99MVA. A = 211.42 345 = 0.6128. A = 211.42 230. Potencia transformador en MVA. S r = 3 *V 2 r * I 2 r Radio de transformación. A = V2 r V. 1r. 44. = 0.9192.

(45) IEL2-II-04-36. N BR = Número de puentes de seis pulsos X C = Reactancia de comutación VdR = Voltaje nominal DC en el rectificador I dN = Corriente nominal DC 4.1.6. Parám etros de control. Las estrategias de control pueden ser especificadas por cada usuario. La figura 4.4 muestra las características utilizadas por CIGRE para la calibración del modelo.. Figura 4.4. Características V DC – 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 D 23 se 24 implemento la red A C-DC del modelo ‘CIGRE Benchmark Model’ . Este consiste de un sistema trifásico balanceado, un circuito de control del rectificador, y un circuito de control del inversor (Figura 4.5). La red eléctrica contiene un puente rectificador de 12 pulsos y un puente inversor de 12 pulsos. La principal función del rectificador 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. M. Szechtman, T Wess, C.V.Thio, "A Benchmark Model for HVDC System Studies", International conference on AC and DC Power Transmission, 1991, London 24. 45.

(46) IEL2-II-04-36. convertidor. Los filtros en la red son calculados para los ar mónicos 11 y 13. El rectificador 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 rectificador 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 puls o de disparo para la válvula #1…#6 KB = -7: Bloqueo y bypass. Figura 4.6. Modelo PSCAD válvula de tiristores de 6 pulsos. 46.

(47) IEL2-II-04-36. 4.2.2. Rectificador. La principal función del rectificador es convertir el voltaje de entrada AC en voltaje de salida DC. El circuito rectificador 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 rectificador trif ásico de 12 pulsos, el cual consiste de dos puentes rectificadores de 6 pulsos con un ángulo de desfase de 30º entre ellos. Figura 4.8 El rectificador es conectado a un bus AC, que suministra el voltaje de entrada A C. El lado AC es conectado a un filtro de armónicos sintonizado para los armónicos 11 y 13. Se conecta un reactor suavizante (smoothing) en serie al lado DC del rectificador con el fin 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 rectificador. 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:. ⎡V ⎤ I DC = [cos α − cos(α + µ )]⎢ línea ⎥ ⎢⎣ 2 X c ⎥⎦ VDC =. 3 2. π. cos(φ ) =. V1 cos(α ) −. 3. π. X cId. cos(α ) + cos(α + µ) 2. Figura 4.7. Configuración en PSCAD, circuito sistema trifásico AC al lado del rectificador. 47.