UNIVERSIDAD DE CHILE FACULTAD DE CIENCIAS FÍSICAS Y MATEMÁTICAS DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

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1 UNIVERSIDAD DE CHILE FACULTAD DE CIENCIAS FÍSICAS Y MATEMÁTICAS DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA ELÉCTRICA INTEGRACIÓN DE UN ENLACE HVDC AL CONTROL DE FRECUENCIA DEL SIC TESIS PARA OPTAR AL GRADO DE MAGÍSTER EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MENCIÓN ELÉCTRICA MEMORIA PARA OPTAR AL TÍTULO DE INGENIERO CIVIL ELECTRICISTA FRANCESCA GEMITA MILANI TORRES SANTIAGO DE CHILE AGOSTO

2 UNIVERSIDAD DE CHILE FACULTAD DE CIENCIAS FÍSICAS Y MATEMÁTICAS DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA ELÉCTRICA INTEGRACIÓN DE UN ENLACE HVDC AL CONTROL DE FRECUENCIA DEL SIC TESIS PARA OPTAR AL GRADO DE MAGÍSTER EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MENCIÓN ELÉCTRICA MEMORIA PARA OPTAR AL TÍTULO DE INGENIERO CIVIL ELECTRICISTA FRANCESCA GEMITA MILANI TORRES PROFESOR GUÍA: LUIS VARGAS DÍAZ MIEMBROS DE LA COMISIÓN: SERGIO DÍAZ CARO DIEGO PIZARRO GONZÁLEZ SANTIAGO DE CHILE AGOSTO

3 RESUMEN DE LA TESIS PARA OPTAR AL TÍTULO DE INGENIERO CIVIL ELECTRICISTA Y AL GRADO DE MAGÍSTER EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MENCIÓN ELÉCTRICA POR: FRANCESCA GEMITA MILANI TORRES FECHA: 16 DE AGOSTO DE 2011 PROF.GUÍA SR. LUIS VARGAS DÍAZ INTEGRACIÓN DE UN ENLACE HVDC AL CONTROL DE FRECUENCIA DEL SIC El Proyecto Hidroeléctrico Aysén pretende unir al Sistema Interconectado Central (SIC) con un conjunto de centrales que suman una potencia instalada de [MW], las que se construirían en la XI Región de Aysén, a través de un enlace en Corriente Continua en Alta Tensión (HVDC) de [km] de longitud aproximadamente. En este contexto, es importante el análisis del comportamiento de la frecuencia del SIC ante distintas contingencias. El presente trabajo de Tesis propone el diseño de un enlace HVDC que una dos subsistemas, homologables al SIC y al subsistema de las centrales de Aysén, para lo cual se construye un sistema de control en el enlace HVDC que permita mantener el rango de variación de frecuencia en el lado correspondiente al Inversor (lado SIC ) en torno a ciertos valores definidos en la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio (NTSyCS). En la primera parte del trabajo, se desarrolla un modelo de control de frecuencia primaria en un enlace HVDC implementado en el programa Digsilent. El sistema simulado comprende un conjunto de centrales que representan un sistema homologable al subsistema que formarían las centrales de Aysén, unidas mediante un enlace HVDC de tipo monopolar que transmite [MW] de potencia a otro sistema homologable al SIC, el que se compone de un conjunto de centrales generadoras y de consumos, con una demanda total conjunta de [MW]. El sistema de control comprende varios bloques: un primer bloque de Control de Frecuencia del inversor, el cual tiene como entrada una señal de variación de frecuencia medida en el inversor y entrega como salida una variación de potencia, la cual depende de la ganancia K que se le asigne al controlador. El segundo bloque corresponde al Control de Potencia, el cual tiene como entrada la variación de potencia antes señalada y su salida corresponde a la corriente de referencia que, a su vez, es entrada del Bloque control del Inversor y del Bloque control del Rectificador. Éstos entregan como salida los ángulos de disparo α del rectificador e inversor, y el ángulo de extinción γ del inversor. En la segunda parte de la presente Tesis, se verifica el control de frecuencia implementado en el programa Digsilent, mediante la simulación dinámica de distintas contingencias comparando los casos controlado y no controlado. En el primer caso, en todas las contingencias simuladas la frecuencia no cumple con lo señalado en el Artículo 5-31 para el Estado Normal y Alerta, pero no se puede afirmar si se cumple con lo señalado en el Estado de Emergencia (Artículo 5-65) sin conocer el comportamiento estadístico de las perturbaciones y variaciones de demanda del sistema. Además, en el caso de la desconexión de la central de 900 [MW] en el subsistema SIC, no se cumple el Artículo 5-44 respecto a la frecuencia mínima. En el segundo caso, se determina que la frecuencia cumple con los requisitos establecidos en la NTSyCS para el estado Normal y Alerta, para las siguientes contingencias: desconexión de generador de 300 [MW] y desconexión de consumo de 500 [MW] en el subsistema SIC; mientras que para las contingencias: desconexión de generador de 500 [MW] en el subsistema SIC, desconexión de generador de 500 [MW] en el subsistema Aysén, y desconexión de generador de 900 [MW] en el subsistema SIC, no es posible afirmar si se cumple con lo señalado para el Estado Normal en el caso de la primera contingencia y Estado de Emergencia en el caso de las restantes contingencias, sin conocer el comportamiento estadístico del sistema. Además, todas las contingencias estudiadas cumplen con la frecuencia mínima establecida en el caso controlado, y cumplen el Artículo 3-18 de la NTSyCS referente al tiempo de establecimiento de cada central, en los casos controlado y no controlado. Cabe señalar que para lograr un adecuado control, se debe contar con la reserva en giro suficiente para afrontar las contingencias que se presenten. De lo contrario, el equilibrio demandageneración se pierde y se producen desviaciones de frecuencia indeseadas. Al respecto, es importante destacar la flexibilidad del modelo para entregar la potencia necesaria en régimen transitorio, al limitar la variación de potencia que puede entregar el enlace HVDC mediante la modificación de la ganancia K del controlador de frecuencia. 3

4 AGRADECIMIENTOS - A mis padres, que sin su apoyo, comprensión y cariño, no hubiese logrado concluir exitosamente esta etapa de mi vida; y por enseñarme que siendo perseverante se logran objetivos. - A José, por su ayuda, paciencia, compañía y cariño, en especial en los momentos difíciles. - A mis abuelos y hermano, por su apoyo en todo momento. - A mis profesores que guiaron esta tesis, por sus buenos consejos y valiosas enseñanzas. - A todos quienes hicieron posible de alguna forma, la finalización de esta carrera: amigos, profesores, familiares. 4

5 ÍNDICE ÍNDICE DE FIGURAS INTRODUCCIÓN OBJETIVOS DE LA TESIS ENLACE HVDC Introducción Historia Características principales de los Sistemas HVDC Configuraciones de enlaces HVDC Transmisión en Corriente Continua versus Transmisión en Corriente Alterna Evaluación de Costos de Transmisión Evaluación de Consideraciones Técnicas Límites de Estabilidad Control de Tensión Compensación reactiva en líneas Problemas de interconexión en redes AC Impedancia de Tierra Evaluación de consideraciones Ambientales Problemas con Transmisión DC CONTROL DE FRECUENCIA Control de Frecuencia en el SIC Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio (NTSyCS) Antecedentes Control de Frecuencia en otros Países Control Automático de Generación (AGC) Control automático de la generación en un sistema aislado Control automático de la generación en un sistema con dos áreas Control automático de la generación en un sistema con más de dos áreas Algunos aspectos prácticos del control automático de la generación Regulación terciaria Control de tiempo Regulación de Frecuencia en Argentina Requisitos para participar en la Regulación Primaria de Frecuencia (RPF) del SADI [14] Requisitos para participar en la Regulación Secundaria de Frecuencia (RSF) del SADI [14] 52 5

6 Regulación Terciaria de Frecuencia (RTF) [14] CONTROL PARA TRANSMISIÓN HVDC Introducción Principios básicos de Control Significado básico del control Bases para la selección de los controles Características del Control Características Ideales Características Reales Modos de control alternativos en el inversor Modo de control de tensión DC Control de ángulo β Control del cambiador de Tap Límites de corriente Límite de mínimo ángulo de disparo Control de Potencia División Jerárquica de un Sistema de Control en Corriente Continua Introducción Nivel de control de Tiristores y Válvulas Convertidor y niveles de control básicos Nivel de control de Polos Nivel de control de polo maestro Nivel de control de Bipolo Tipos de Interacción entre controles y el sistema AC Introducción Disparo de Tiristores Tensión de disparo del tiristor y la disponibilidad de pulsos en la compuerta Redisparo del tiristor Interacciones con los controles de disparo Control de fase individual de disparo Frecuencia de la red AC y control de estabilización Control de frecuencia constante Control de Potencia/frecuencia Estabilización de una interconexión AC por un enlace DC paralelo Estabilización de sistema aislado AC con un enlace DC que lo conecta con otro sistema aislado AC generador de potencia Modelos propuestos de Controles en HVDC Sistema de Transmisión HVDC Río Nelson, Canadá Control del Extremo Rectificador Control del Extremo Inversor Control de Fase en el extremo Inversor Control de Frecuencia en el Sistema HVDC Back-to-back del río Eel 85 6

7 Sistema HVDC CU Sistema de Transmisión HVDC de Itaipú [17] Control de Tensión AC Dinámico Amortiguación de Oscilaciones de frecuencia METODOLOGÍA Introducción Descripción del Sistema de Potencia estudiado Modelación del Sistema de Control Control de Frecuencia del Inversor Restador: Banda Muerta (dband) Control Proporcional Integrador Limitador de potencia Control de Potencia Restador de señales Integrador de Señal de Tensión (MeasFilt) Divisor de señal Control del Ángulo de disparo del Rectificador Integrador de Señal de Tensión (MeasFilt) Integrador de Señal de Corriente (MeasFilt(1)) VDCOL Mínimo Restador Controlador PI Control de Corriente del Rectificador (PI Ctrl) Restador Control del Ángulo de disparo del Inversor Integrador de Señal de Corriente (MeasFilt) Restador Mínimo Rampa (Ramp) Restador Restador Controlador PI Control de Corriente Controlador PI Control de ángulo γ Máximo Restador Control de Estaciones convertidoras SIMULACIONES DEL SISTEMA DE CONTROL Desconexión intempestiva de central de 500 [MW] en el subsistema Aysén 133 7

8 7.2. Desconexión de consumo de 500 [MW] en el SIC Desconexión intempestiva de central de 300 [MW] en el SIC Desconexión intempestiva de central de 500 [MW] en el SIC Desconexión intempestiva de central de 900 [MW] en el SIC Análisis de elección del parámetro K CONCLUSIONES Sistema de Control Modelado Resultados de simulaciones Validez y optimización del sistema de control Proposición de trabajos futuros REFERENCIAS ANEXOS Control de Frecuencia Primaria y Potencia Activa Fundamentos del Regulador de Velocidad Respuesta del generador a los cambios de carga Respuesta de la carga a desviaciones de frecuencia Regulador Isócrono Aplicado a un Único Generador del Sistema Regulador de Velocidad con característica de estatismo Participación en la regulación primaria de generadores en paralelo Cambio en la potencia de referencia Regulación primaria en un sistema con carga dependiente de la frecuencia Modelo CIGRÉ HVDC Benchmark Reguladores de la central Ralco Señales internas controladores frecuencia y potencia Desconexión de central de 500 [MW] en el subsistema Aysén Desconexión consumo 500 [MW] en el subsistema SIC Desconexión de central de 300 [MW] en el subsistema SIC Desconexión de central de 500 [MW] en el subsistema SIC Desconexión de central de 900 [MW] en el subsistema SIC Frecuencias Rectificador Desconexión Central 500 [MW] en el subsistema Aysén Desconexión Consumo 500 [MW] subsistema SIC Desconexión Central 300 [MW] en el subsistema SIC Desconexión Central 500 [MW] en el subsistema SIC Desconexión Central 900 [MW] en el subsistema SIC Programación en Digsilent de los modelos de control Control de Frecuencia del Inversor Banda Muerta (dband) Control Proporcional 200 8

9 Integrador Limitador de potencia Control de Potencia Limitador de Pendiente de Señal de Tensión (MeasFilt) Control del Ángulo de disparo del Rectificador Limitador de Pendiente de Señal de Tensión (MeasFilt) Limitador de Pendiente de Señal de Corriente (MeasFilt(1)) VDCOL Controlador PI Control de Corriente del Rectificador (PI Ctrl) Control del Ángulo de disparo del Inversor Limitador de Pendiente de Señal de Corriente (MeasFilt) Rampa (Ramp) Controlador PI Control de Corriente Controlador PI Control de ángulo γ 205 9

10 ÍNDICE DE FIGURAS Figura 1: Potencia vs Distancia para sistemas DC y AC [8] Figura 2: Distribución de costos en función de la distancia [8] Figura 3: Enlace Monopolar [19] Figura 4: Enlace Bipolar [19] Figura 5: Enlace Homopolar [19] Figura 6: Franja de servidumbre torre AC vs torre DC Figura 7: Control automático de generación en un sistema aislado Figura 8: Esquema de un sistema con dos áreas Figura 9: Sistema con dos áreas sin control secundario Figura 10: Sistema con dos áreas con control secundario [15] Figura 11: Diagrama Esquemático Figura 12: Circuito equivalente Figura 13: Perfil de Tensión Figura 14: Característica V-I ideal en régimen permanente, con V d medido en el rectificador.. 58 Figura 15: Característica real de control del convertidor en régimen permanente Figura 16: Regulador de corriente Figura 17: Modos de control alternativos en el inversor Figura 18: Circuito equivalente del inversor Figura 19: Limitadores de corriente dependientes de la tensión (VDCOLs) Figura 20: Característica V-I en régimen permanente incluyendo VDCOL, con límites de corriente mínima y de ángulos de disparo Figura 21: Niveles jerárquicos de un sistema de control HVDC, con constantes de tiempo típicas asociadas Figura 22: Nivel de control de tiristores y válvulas Figura 23: Convertidor y niveles de control básicos Figura 24: Control de polo maestro en una transmisión bipolar Figura 25: Control de fase individual de disparo Figura 26: Control de frecuencia constante en una red AC operando en isla Figura 27: Control de frecuencia/potencia Figura 28: Estabilización de un enlace AC mediante líneas DC en paralelo Figura 29: Ubicación de los enlaces de Río Nelson (NR) y CU [16] Figura 30: Controles de frecuencia de los bipolos del enlace HVDC de Río Nelson, diagrama de bloques detallado Figura 31: Controles de frecuencia de los bipolos del enlace HVDC de Río Nelson, diagrama esquemático Figura 32: Modelo de control externo (External Control System, ECS) del Sistema HVDC del río Eel Figura 33: Diagrama de bloques para el control de frecuencia-potencia de CU Figura 34: Controlador de frecuencia del enlace CU Figura 35: Sistema de transmisión de Itaipú Figura 36: Diagrama de bloques de la modulación del ángulo γ del sistema HVDC de Itaipú Figura 37: Estabilizador de frecuencia en el sistema de Itaipú a 50 [Hz] Figura 38: Regulador de frecuencia del sistema de Itaipú a 60 [Hz]

11 Figura 39: Diagrama de bloques simplificado del control de potencia de bipolos de Itaipú Figura 40: VDCOL de Itaipú Figura 41: Característica estática del VDCOL de Itaipú Figura 42: Sistema HVDC implementado en Digsilent Figura 43: Diagrama de Bloques General de Modelo de Control de enlace HDVC Figura 44: Modelo de control en Digsilent Figura 45: Diagrama de bloques general del controlador de frecuencia del inversor Figura 46: Bloque control frecuencia del Inversor Figura 47: Diagrama de bloques detallado del Controlador de Frecuencia del Inversor Figura 48: Diagrama de Bloques detallado, implementado en Digsilent Figura 49: Diagrama de bloques general del Controlador de Potencia Figura 50: Bloque Control de Potencia Figura 51: Diagrama de Bloques detallado del Controlador de Potencia Figura 52: Control de Potencia del enlace HVDC Figura 53: Diagrama de bloques general del controlador de ángulo de disparo del rectificador Figura 54: Bloque Control de Ángulo de disparo de Rectificador Figura 55: Diagrama de bloques detallado del controlador del ángulo de disparo del rectificador Figura 56: Control del Rectificador Figura 57: Diagrama de bloques general del controlador del ángulo de disparo del Inversor. 121 Figura 58: Bloque control del ángulo de disparo α del inversor en Digsilent Figura 59: Diagrama de bloques detallado del Control del Ángulo de Disparo del Inversor Figura 60: Controlador del inversor Figura 61: A) Diagrama de bloques del Control del Inversor y B) Diagrama de bloques del Control del Rectificador Figura 62: Bloque control estación Inversora Figura 63: Frecuencia medida en el inversor para caída de central de 500 [MW] del subsistema Aysén con y sin acción de control Figura 64: Potencias resultantes para caída de central de 500 [MW] en el subsistema Aysén, con y sin acción de control Figura 65: Frecuencias en el inversor, casos controlado y no controlado Figura 66: Potencias vs tiempo, para los casos controlado y no controlado Figura 67: Señales de frecuencia en el inversor, con y sin los controles activados Figura 68: Señales de de potencia en el rectificador e inversor, condición controlada y no controlada Figura 69: Señales de frecuencia en el inversor, con y sin los controles activados Figura 70: Señales de salida de potencia en el rectificador e inversor, con y sin los controles activados Figura 71: Señales de frecuencia en el inversor, con y sin los controles activados Figura 72: Señales de salida de potencia en el rectificador e inversor, con y sin los controles activados Figura 73: Generador alimentando carga independiente Figura 74: Función de transferencia que relaciona velocidad y torques Figura 75: Función de transferencia que relaciona velocidad y potencia Figura 76: Efecto de la frecuencia sobre la demanda [15] Figura 77: Diagrama de bloques reducido del efecto de la frecuencia sobre la demanda [15]. 173 Figura 78: Diagrama esquemático de un regulador isócrono [15]

12 Figura 79: Diagrama de bloques con realimentación en estado estacionario [15] Figura 80: Diagrama de Bloques reducido [15] Figura 81: Característica de un control primario con estatismo [15] Figura 82: Reparto de la carga entre dos generadores con distinto estatismo [15] Figura 83: Diagrama de bloques reducido del sistema de regulación primaria [15] Figura 84: Efecto de modificar la consigna de potencia [15] Figura 85: Modelo de Sistema con control Primario [15] Figura 86: Sistema HVDC Benchmark CIGRÉ Figura 87: Regulador de velocidad de Ralco Figura 88: Regulador de velocidad de Ralco Figura 89: Señales internas control potencia Figura 90: Señales internas controlador frecuencia Figura 91: Variables internas control potencia Figura 92: Señales internas control frecuencia Figura 93: Señales internas control de potencia Figura 94: Señales internas control de frecuencia Figura 95: Señales internas control de potencia Figura 96: Señales internas control de frecuencia Figura 97: Señales internas control de potencia Figura 98: Señales internas control de frecuencia Figura 99: Frecuencia rectificador caso controlado y no controlado Figura 100: Frecuencia rectificador caso controlado y no controlado Figura 101: Frecuencia rectificador caso controlado y no controlado Figura 102: Frecuencia en el rectificador caso controlado y no controlado Figura 103: Frecuencias en el rectificador caso controlado y no controlado

13 LISTADO DE ACRÓNIMOS AC: Alternating current, corriente alterna AGC: Automatic Generation Control, Control Automático de Generación CAMMESA: Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico Sociedad Anónima CC: Centro de Control CCA: Constant Current Amplifier, Amplificador de Control de Corriente CCAT: Corriente Continua en Alta Tensión CDC: Centro de Despacho y Control del CDEC CDEC: Centro de Despacho Económico de Carga CNE: Comisión Nacional de Energía COC: Centro de Control de Operaciones COG: Centro de Control de Operación de Generadores COyM: Costos de Operación y Mantenimiento CPF: Control Primario de Frecuencia CSF: Control Secundario de Frecuencia DC: Direct Current, Corriente Continua DPC: Damping Power Controller, Controlador de Amortiguamiento de Potencia EDAC: Esquema de Desconexión Automática de Carga ENRE: Ente Nacional Regulador de la Electricidad HVAC: High Voltage Alternating Current, Corriente Alterna en Alta Tensión HVDC: High Voltage Direct Current, Corriente Continua en Alta Tensión MEM: Mercado Eléctrico Mayorista NTSyCS: Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio OED: Organismo Encargado del Despacho PCU: Primary control Unit, Regulador de Velocidad RIAC: Rectifier Integrator Alpha Clamp SADI: Sistema Argentino de Interconexión SCR: Short Circuit Rate, Razón de Cortocircuito SI: Sistema Interconectado SIC: Sistema Interconectado Central STOL: Short Time Overload Limit, Limitador de Sobrecarga de Corta Duración SVC: Sistema de Compensación Estática de Potencia Reactiva TCU: Thyristor Control Unit, Unidad de Control de Tiristor UCTE: Union for the Coordination of the Transmission of Electricity UTC: Universal Time Coordinated, Tiempo Universal Coordinado VCO: Voltage-controlled oscillator, Regulador de Tensión VDCOL: Voltage Dependent Current Order Limit, Limitador de Corriente de Referencia dependiente de la Tensión 13

14 1. INTRODUCCIÓN La transmisión en HVDC es una tecnología de transmisión de potencia existente en más de 90 proyectos en el mundo, cifra que se encuentra en expansión. Una de las principales razones para este crecimiento, es el incremento de la demanda energética que se ha producido en todos los países, lo cual se ha traducido en la problemática de llevar grandes bloques de energía desde zonas generadoras a zonas consumidoras. En Chile, se encuentra en evaluación el Proyecto Hidroaysén, el cual pretende unir, mediante un enlace en corriente continua, el SIC con un conjunto de centrales que se construirían en Aysén. El objetivo de este proyecto es la construcción y operación de cinco centrales hidroeléctricas, dos en el río Baker y tres en el río Pascua. El complejo tendría una potencia instalada de [MW] y una capacidad de [GWh] de energía media anual. Esta energía será conectada al SIC mediante una línea de corriente continua en alta tensión con una longitud cercana a [km]. Sin embargo, existen diversas limitantes técnicas a la construcción y operación de este proyecto, y una de éstas tiene que ver con la regulación de frecuencia, tema que será tratado en la presente Tesis. Este tema es altamente relevante en la operación del sistema, pues la regulación primaria de frecuencia es la encargada de mantener el equilibrio entre la potencia consumida en la red y la potencia motriz de los grupos generadores. Por su parte, la regulación secundaria de frecuencia tiene por objetivo principal volver la frecuencia de la red a su valor nominal, correspondiente a 50 [Hz] en el caso chileno. El presente trabajo de Tesis propone el diseño de un enlace HVDC que conecta dos subsistemas, homologables al SIC y al subsistema de las centrales de Aysén, para lo cual se construye un sistema de control en el sistema HVDC que permita mantener el rango de variación de frecuencia en torno a ciertos valores definidos en la NTSyCS. Estos controles de frecuencia se modelan en el programa Digsilent, y se realizan distintas contingencias, para probar la efectividad del controlador. 14

15 2. OBJETIVOS DE LA TESIS Los objetivos a alcanzar de este Trabajo de Tesis son: Objetivos Generales: Estudio del impacto de un enlace HVDC conectado con un modelo homólogo al SIC, en relación con la respuesta de frecuencia primaria del este sistema. Integración del enlace HVDC al control de frecuencia primario del sistema homólogo al SIC, con el objeto de mantener la respuesta de frecuencia dentro de las bandas establecidas en la NTSyCS. Objetivos Específicos Proponer un modelo de control de frecuencia primario, que modifique la potencia inyectada a través del enlace HVDC, de modo de estabilizar la frecuencia en el inversor ante perturbaciones de distinta severidad. Diseño de un Sistema de Control particular para el enlace HVDC estudiado, con estudio de sus parámetros. Cada enlace HVDC tiene requerimientos distintos, por lo que los sistemas de control son diferentes tanto en el diseño de sus controladores como en sus parámetros. Modelar el control propuesto en el software Digsilent, verificando su funcionamiento ante distintas contingencias. 15

16 3. ENLACE HVDC 3.1. Introducción Historia En sus inicios, la transmisión de energía eléctrica se desarrolló en corriente continua. En aquellos momentos, los principales avances se habían realizado en acumuladores y generadores eléctricos en corriente continua, por lo que la distribución de energía eléctrica se ejecutó con esta tecnología. Así, en 1882 se realizó el tendido de una línea de 2 [kv] de corriente continua, de 50 [km] de extensión entre Miesbach y Münich (Alemania). Las primeras redes de distribución instaladas en Europa y Estados Unidos funcionaron en corriente continua y baja tensión, pero gran parte de la energía generada se perdía en los cables. Luego, gracias a la invención del transformador en 1885, los sistemas de transmisión en corriente alterna se potenciaron, pues se logró transmitir en tensiones más altas y con menores pérdidas. Luego, en 1893 se introduce la transmisión en corriente alterna trifásica y se desarrollan los motores de inducción, lo que hace más económico el uso de esta tecnología que dominó en el siglo XX. Paralelamente, el desarrollo de la tecnología en corriente continua siguió con la invención del diodo en el año 1904, el tubo de vacío en 1910 y las válvulas de arco de mercurio en 1929, los que se utilizaron para el proceso de conversión de corriente alterna a continua. En 1930 se instalaron plantas de investigación en USA y Suecia. La corriente continua resultaba interesante en la transmisión de energía a largas distancias, al no perder capacidad de transporte en largos recorridos producto de problemas de estabilidad como ocurre en redes AC. El primer enlace HVDC se construyó en 1954 y unió la isla de Gotland con Suecia (100 [kv], 20 [MW]), con un cable submarino de 98 [km] de extensión en el mar Báltico. Luego, en 1967 se inicia el uso de las válvulas de estado sólido (tiristores) en la transmisión HVDC y se aplican nuevamente en el enlace Gotland-Suecia. Luego, en 1968 se usan tiristores en el proyecto Cahora Bassa, el cual une la estación generadora hidráulica del mismo nombre con Mozambique, en Sudáfrica. Este proyecto tiene la 16

17 particularidad de poseer la mayor tensión (533 [kv]), mayor potencia (1.920 [MW]) y longitud (1.420 [km]) usada hasta ese momento en el mundo Características principales de los Sistemas HVDC La Figura 1 muestra la capacidad de transmisión de potencia del sistema HVDC en función de la distancia, la cual se mantiene prácticamente independiente. Por otra parte, los sistemas en corriente alterna disminuyen la capacidad de transmisión con la longitud de las líneas, debido a sus efectos inductivos. Figura 1: Potencia vs Distancia para sistemas DC y AC [8] Otra dificultad adicional es el desfase producido por esta misma inductancia entre las tensiones de los dos extremos de la línea, puesto que puede conducir a la inestabilidad del sistema (ver sección Límites de Estabilidad). Estos problemas no aparecen en los sistemas HVDC al no estar afectados por la inductancia de la línea. Otro factor técnico básico consiste en la imposibilidad de conectar en corriente alterna dos sistemas que funcionan a diferente frecuencia (asincrónicos). En estos casos se hace imprescindible el uso de HVDC independientemente de la distancia que separe ambos sistemas. En ocasiones, la conexión de los sistemas se realiza en el interior de una subestación, haciendo innecesaria la instalación de líneas de transporte en HVDC (sistemas back-to-back). 17

18 En el momento de analizar el costo total de un sistema de transporte es necesario contar con los costos directos de la instalación (líneas y convertidores/ transformadores) y los indirectos (pérdidas capitalizadas y COyM). La Figura 2 muestra la distribución de los costos de las instalaciones HVDC y HVAC en función de la distancia. Se aprecia el punto de intersección entre las curvas de costo total DC y costo total AC, el cual si se prolonga hasta el eje X, entrega la Distancia crítica AC-DC, que indica la distancia entre los terminales en que el costo de construir un sistema en corriente alterna o en continua es el mismo. Bajo la distancia crítica, conviene construir un sistema en corriente alterna ya que sus costos son inferiores, y sobre la distancia crítica, conviene construir un sistema en corriente continua. Usualmente, la distancia crítica puede variar entre 400 [km] y 700 [km], dependiendo de los costos unitarios por kilómetro de línea. Figura 2: Distribución de costos en función de la distancia [8] 18

19 3.2. Configuraciones de enlaces HVDC Las configuraciones básicas empleadas en los sistemas de transmisión HVDC dependerán del número de polos y de la polaridad de cada uno, siendo los principales: Enlace monopolar: Esta configuración presenta un conductor, generalmente de polaridad negativa. El retorno se realiza por tierra o mar, mediante electrodos que hacen la función de cátodo (electrodo de polaridad negativa) y ánodo (electrodo de polaridad positiva), según se observa en la Figura 3. Figura 3: Enlace Monopolar [19] Enlace bipolar: En esta configuración existen dos polos de polaridad opuesta con igual corriente nominal y con el punto neutral (punto entre ambas estaciones convertidoras, o electrodo 1 en la Figura 4) a tierra mediante un electrodo. De esta forma, en operación normal no existe corriente nominal transmitida desde el electrodo hacia tierra. En situación de mantenimiento o falla de uno de los polos, los electrodos de puesta a tierra son capaces de cerrar el circuito mediante la conducción por tierra de la corriente, por determinados períodos de tiempo. Dado que puede fallar tanto el electrodo negativo como el positivo, ambos deben ser capaces de funcionar como cátodo o ánodo; debido a esta última circunstancia es que ambos deben ser diseñados al menos como ánodos, pues así se toman las precauciones necesarias para evitar la corrosión del electrodo. 19

20 Figura 4: Enlace Bipolar [19] Enlace homopolar: Esta configuración presenta dos o más conductores de la misma polaridad y siempre opera con retorno a tierra mediante electrodos o por conductor metálico. En el caso de falla o mantenimiento de un conductor, el otro podrá sobrellevar la pérdida mediante la sobrecarga de la línea operativa. Figura 5: Enlace Homopolar [19] En los esquemas mencionados es posible usar retorno metálico en lugar de electrodos de puesta a tierra cuando las condiciones ambientales hacen prohibitivo o complejo utilizar 20

21 tierra como camino de retorno de la corriente. Sin embargo, se debe efectuar una evaluación económica detallada de los costos involucrados, pues éstos se incrementarían fuertemente en el caso del retorno metálico, sobre todo si las distancias involucradas son extensas. 21

22 3.3. Transmisión en Corriente Continua versus Transmisión en Corriente Alterna Para planear la elección entre transmisión en corriente continua y corriente alterna, es necesario realizar una evaluación de los costos de transmisión, consideraciones técnicas, y la confiabilidad y disponibilidad ofrecidas por las distintas alternativas de transmisión Evaluación de Costos de Transmisión El costo de una línea de transmisión se compone de la inversión de capital para la infraestructura (torres, conductores, aisladores y equipos requeridos en las estaciones terminales) y de los costos operacionales (por ejemplo, pérdidas de transmisión). Si se asume requerimientos de aislación similar para las tensiones máximas de líneas en corriente continua y alterna, una línea en corriente continua con dos conductores puede transportar tanta potencia como una línea en corriente alterna con tres conductores del mismo tamaño. De esta forma, para cierto nivel de potencia dado, una línea DC requiere costos de aislación y de conductores reducidos, y torres más delgadas y económicas. Para el caso de la línea DC, por el hecho de tener sólo dos conductores (con la misma capacidad de corriente que tres conductores en corriente alterna), las pérdidas de transmisión de potencia también se reducen en aproximadamente dos tercios respecto de aquellas en un sistema en corriente alterna [11]. Además, la ausencia del efecto pelicular, pérdidas dieléctricas y efecto Corona inferiores que en el caso de la transmisión en corriente alterna, también son beneficiosos para reducir las pérdidas de potencia en el caso de la transmisión en corriente continua. Por último, se deberá evaluar la longitud del enlace debido a que para distancias inferiores a la Distancia Crítica, los costos de instalar un enlace HVDC son mucho más altos a los de un enlace en corriente alterna, ya que los costos fijos de las estaciones convertidoras son muy altos y no se alcanzan a compensar con las menores pérdidas de 22

23 transmisión. Por lo tanto, un enlace HVDC sólo es conveniente para distancias mayores a la Distancia Crítica. Usualmente, la distancia crítica puede variar entre 400 y 700 [km], dependiendo de los costos unitarios por kilómetro de la línea. En el caso del Subsistema del Proyecto Hidroaysén, es conveniente conectarlo al SIC a través de una línea en corriente continua, ya que el largo de la línea es de aproximadamente [km], lo que hace inviable un enlace en corriente alterna por limitaciones técnico-económicas Evaluación de Consideraciones Técnicas Un enlace en corriente continua es capaz de controlar completamente la potencia transmitida, tiene la capacidad de mejorar la estabilidad transitoria de redes asociadas en corriente alterna, y puede limitar fallas de corriente a través de la línea, debido a su rápida controlabilidad. Además, la transmisión DC puede superar varios de los siguientes problemas asociados con transmisión en corriente alterna: Límites de Estabilidad La potencia transferida en una línea en corriente alterna depende de la diferencia del ángulo entre los fasores de tensión de los dos extremos de la línea. Para un nivel de transferencia de potencia dado, el ángulo se incrementa con la distancia. La máxima transferencia de potencia está limitada por consideraciones de estado estacionario y estabilidad transitoria. La transferencia de potencia de una línea de corriente alterna es inversamente proporcional a la distancia; mientras que en una línea de corriente continua, no depende del largo de ésta [11] Control de Tensión El control de tensión en líneas en corriente alterna es complicado debido a las caídas de tensión, entre otros motivos. El perfil de tensión en una línea AC es relativamente plano sólo para un nivel de potencia transferida correspondiente a su 23

24 Carga de Impedancia Característica S SIL, la que se define como la potencia suministrada por ésta a una carga óhmica pura: Ecuación 1 [3.1] Para tensión constante al final de la línea, la tensión se reduce en el punto medio para cargas de líneas mayores a su S SIL, inferiores a S SIL. [11]. y aumenta para cargas de línea A medida que la carga de la línea es incrementada, la mantención de tensión constante en ambos extremos de la línea requiere de control de potencia reactiva. Los requerimientos de ésta se elevan conforme aumenta el largo de la línea. Aunque las estaciones convertidoras AC/DC requieren potencia reactiva relacionada con la potencia transmitida, la línea DC no requiere potencia reactiva para sí misma Compensación reactiva en líneas La compensación reactiva en líneas de transmisión en corriente alterna de gran longitud es necesaria para reducir las limitaciones de estabilidad. El control de tensión, y el aumento de la potencia transferida son posibles a través del uso de SVC, reactancias Shunts, bancos de condensadores, entre otros. En el caso de las líneas DC, este tipo de compensación no es requerido Problemas de interconexión en redes AC La interconexión de dos sistemas de potencia a través de un enlace AC requiere de controladores de generación automática (AGC) en ambos sistemas, para estar coordinados con la misma frecuencia. Sin embargo, incluso con un control coordinado de estos sistemas interconectados, la operación del enlace AC puede ser problemática debido a los siguientes motivos: 24

25 - La presencia de grandes oscilaciones de potencia que pueden ocasionar caídas del sistema por baja frecuencia. - Incremento del nivel de falla. - Transmisión de perturbaciones de un subsistema a otro. La rápida controlabilidad del flujo de potencia en líneas DC elimina los problemas anteriormente mencionados. Además, permite la interconexión de subsistemas que funcionan a distinta frecuencia Impedancia de Tierra En transmisión en corriente alterna, no es permitida la existencia de la corriente de secuencia cero en régimen permanente debido a la alta magnitud de la impedancia de tierra, la cual no permite una transmisión eficiente de potencia. La impedancia de tierra es insignificante para la corriente continua, por lo que en el caso de un sistema bipolar, se puede mantener la operación del enlace HVDC con un porcentaje de sobrecarga del polo sano, utilizando la tierra como retorno durante el período de falla. El retorno de tierra es objetable cuando el electrodo de puesta a tierra encargado de conducir la corriente presenta corrosión producto del flujo de corriente continua, o bien cuando existen consideraciones ambientales que lo restrinjan Evaluación de consideraciones Ambientales Uno de los principales beneficios de transmitir en corriente continua es la menor franja de servidumbre comparada con la de una línea en corriente alterna, para el mismo nivel de potencia, con torres más simples y de menor impacto visual. 25

26 Figura 6: Franja de servidumbre torre AC vs torre DC Otras ventajas de un enlace HVDC sobre HVAC son las siguientes: - Los campos eléctricos y magnéticos de una línea HVDC son de la misma magnitud que los generados por la Tierra, no afectando a priori a seres vivos. - Posibilidad de conectar vía cable submarino a sistemas aislados en distancias mayores que con cables HVAC. Por otro lado, un aspecto a considerar es el caso de funcionamiento monopolar del enlace, que se puede dar por una configuración monopolar permanente o bien por una falla en uno de los polos de un enlace bipolar, situación en la cual el retorno de corriente se realiza por tierra eléctrica (esto es tierra o mar) utilizando electrodos de puesta a tierra situados en estos medios. En este caso, existen dos puntos que se deben tener en cuenta con respecto al medio ambiente: 1. Operación segura para personas, flora y fauna. En caso de funcionamiento monopolar, se deben diseñar electrodos que permitan obtener tensiones de paso en la superficie del medio en que están situados que permitan una operación segura para personas y fauna. En caso de un electrodo de mar, se debe tener especial cuidado con la tensión entre los extremos de la fauna marina (por ejemplo cabeza-cola en un pez) existente en las cercanías del electrodo en operación [19]. 26

27 2. Riesgo de corrosión para instalaciones cercanas (enterradas y/o sumergidas). Al efectuarse el retorno por tierra, existe el riesgo de corrosión en las instalaciones metálicas cercanas al electrodo que opera como cátodo, tales como sistemas telefónicos, instalaciones de ferrocarriles, tuberías de cualquier especie, sistemas de transmisión A.C., entre otras. Este riesgo debe cuantificarse previo al diseño del sistema de transmisión, así como también las medidas de mitigación correspondientes, que pueden ser protección catódica, distancia mínima del orden de decenas de kilómetros entre el electrodo y la convertidora, entre otras [19] Problemas con Transmisión DC La aplicación de un enlace HVDC es limitada por los siguientes factores: a) Alto costo de estaciones convertidoras. b) Imposibilidad de usar transformadores para cambiar los niveles de tensión. c) Generación de Armónicas en el lado de corriente alterna. d) Requerimiento de potencia reactiva en las estaciones convertidoras. e) Complejidad en el diseño de los controladores. f) Falla de las válvulas (tiristores, etc.). A través de los años, se han producido importantes avances en esta tecnología, los cuales han mejorado las desventajas mencionadas anteriormente (excepto la b, ya que los transformadores sólo funcionan en corriente alterna debido a sus principios inductivos de funcionamiento). Estos avances en la tecnología DC son los siguientes: a) Incremento en los valores nominales de las celdas de los tiristores que conforman las válvulas. b) Construcción modular de las válvulas de los tiristores c) Operación de convertidores de 12 pulsos 27

28 d) Uso de conmutación forzada de tiristores e) Aplicación de electrónica digital y fibra óptica en el control de estaciones convertidoras. 28

29 4. CONTROL DE FRECUENCIA Como la frecuencia eléctrica está ligada al balance de potencia activa en el sistema eléctrico, suele hablarse indistintamente de control de frecuencia, control de potencia, o control de frecuencia-potencia. De manera breve puede decirse que la frecuencia del sistema y los flujos de potencia por determinadas líneas son las variables que se quieren controlar, y las potencias entregadas por generadores son las variables empleadas para controlarlas. Aunque la frecuencia de un sistema eléctrico es la misma en todos sus nudos únicamente cuando el sistema se encuentra en régimen permanente, al estudiar el control frecuencia-potencia, se supone que las desviaciones del punto de equilibrio son pequeñas, y que la frecuencia puede considerarse la misma en todos los nudos del sistema. Por ello, el control de frecuencia es un problema que se aborda de manera global. En este sentido es distinto al control de tensión, eminentemente local y que afecta, salvo en casos muy especiales como el colapso de tensión, a un conjunto limitado de nudos. Así, los sistemas de control de frecuencia y de tensión se conciben de forma independiente, aprovechando el débil acoplamiento entre el flujo de potencia reactiva y las tensiones, por un lado, y el flujo de potencia activa, los ángulos de tensión y la frecuencia, por otro (Ver anexo 10.1). La estabilidad de frecuencia corresponde a la capacidad de un sistema de mantener la frecuencia cercana a los 50 [Hz] en el caso del SIC, lo cual se logra manteniendo el equilibrio entre la potencia generada y demanda. La inestabilidad en la frecuencia se produce debido a oscilaciones no amortiguadas de frecuencia, que pueden derivar en desconexiones de carga o de centrales generadoras. La estabilidad de frecuencia de corto plazo está relacionada con cambios bruscos de demanda o desconexiones intempestivas de centrales generadoras, lo que puede causar desequilibrios en el sistema que provoquen la desconexión de elementos. En cambio, la estabilidad de frecuencia de largo plazo es provocada por descoordinación de protecciones y de elementos de control, o falta de reserva en giro para realizar regulación de frecuencia secundaria. 29

30 La potencia generada en cada planta debe atender también a otros requerimientos además de la frecuencia, fundamentalmente compromisos adoptados durante el funcionamiento del mercado eléctrico. Estos compromisos se refieren tanto a la producción en cada planta como al intercambio de potencia entre áreas de control vecinas. En la actualidad, dada la extensión geográfica alcanzada por los sistemas eléctricos modernos y la variedad de instituciones involucradas en su organización, éstos se dividen en áreas interconectadas para facilitar su gestión técnica y económica. Las transacciones de potencia en un instante determinado entre áreas quedan programadas con antelación, y cada área debe disponer de las suficientes reservas de energía para hacer frente a sus posibles desequilibrios entre generación y demanda [15]. Considerando lo anterior, el control de frecuencia debe conseguir que - Se mantenga el equilibrio entre generación y demanda - Se mantenga la frecuencia de referencia en el sistema - Se cumplan los compromisos de intercambio de potencia con las áreas vecinas, en el caso de sistemas interconectados de dos o más áreas. - Se mantenga la suficiente potencia de reserva Todo ello, además, debe organizarse dentro del marco regulatorio vigente de cada país, correspondiente a un mercado de energía competitivo. Para cumplir estos objetivos, el control frecuencia-potencia se organiza en tres niveles: primario, secundario y terciario. Cada uno de los niveles opera en un margen de tiempo e involucra un conjunto de variables provenientes de una parte más o menos amplia del sistema eléctrico: - El control primario es el más rápido, operando en un margen de tiempo de entre 2 y 20 segundos. Actúa de forma local en cada generador sincrónico, respondiendo a la velocidad de giro del eje. La rapidez de este control está limitada por la propia inercia del grupo generador-turbina. - El control secundario opera en un margen de tiempo de entre 20 segundos y 2 minutos. Actúa en el ámbito del área de control, atendiendo a la frecuencia y al intercambio de potencia con las áreas vecinas. 30

31 - El control terciario opera en un margen de tiempo superior a 10 minutos. Actúa en el ámbito de un sistema eléctrico extenso, buscando restituir la reserva de regulación secundaria que haya sido utilizada. Este tipo de control no es aplicado en el SIC. Estos niveles de control se agrupan dentro de los llamados Servicios Complementarios, los cuales se definen en la normativa vigente de cada país (según corresponda) Control de Frecuencia en el SIC El control de la frecuencia del SIC contempla la operación de una unidad generadora hidráulica (unidad piloto) con el estatismo de su regulador de velocidad ajustado en un valor muy cercano a 0 (o nulo), y el resto de las unidades con estatismos iguales o superiores a 3% [12], lo que permite de forma automática mantener la frecuencia de régimen permanente del sistema en torno a su valor nominal. En Chile, la NTSyCS establece las exigencias particulares de Seguridad y Calidad de Servicio de los sistemas interconectados, y debe ser cumplida por: los propietarios de las instalaciones sujetas a la coordinación de la operación del CDEC de cada sistema interconectado, y por los operadores y coordinadores encargados de la operación de dichas instalaciones Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio (NTSyCS) Corresponde a la Norma vigente en Chile, en la cual se establece que el control de frecuencia es el conjunto de acciones destinadas a mantener la frecuencia de operación dentro de una banda predefinida en torno a la frecuencia de referencia, corrigiendo los desequilibrios instantáneos entre la potencia generada y demandada en el SIC [7]. En esta norma, en el Artículo 1-7 se establecen los siguientes conceptos: 31

32 Control Primario de Frecuencia: Acción de control ejercida rápidamente sobre la frecuencia de un Sistema Interconectado, a través de equipos instalados en unidades generadoras que permiten modificar en forma automática su producción [7]. Este es el caso de los llamados reguladores de velocidad o PCU de las máquinas, los cuales compensan la variación de velocidad que surge a consecuencia del desequilibrio producido entre la generación y la carga. Los reguladores de velocidad son de acción proporcional y actúan en forma individual sobre cada turbina, de acuerdo con el estatismo de la máquina. Este tipo de control no permite restablecer la frecuencia nominal del sistema, lo que produce una desviación en la frecuencia en régimen permanente (Ver Anexo 10.1). Control Secundario de Frecuencia: Acción manual o automática destinada a compensar el error final de frecuencia resultante de la acción del control primario de frecuencia que ejercen los reguladores de velocidad de las unidades generadoras dispuestas para tal fin, que se consigue a través del cambio en la consigna de potencia de los reguladores de velocidad [7]. Esta variación en la consigna de potencia significa un desplazamiento paralelo de la curva característica de regulación de la unidad correspondiente, para situarse en un nuevo punto de operación a la frecuencia nominal del sistema [12]. El tiempo de respuesta de esta acción es del orden de varios minutos, no pudiendo exceder los 15 minutos, y a su vez debe ser sostenible durante 30 minutos. Esta función del control secundario de frecuencia restablece la frecuencia en su valor nominal, permitiendo a las unidades generadoras participantes del control primario de frecuencia, restablecer su producción de acuerdo con el orden económico del despacho [7]. Reserva Primaria: Reserva destinada a corregir las desviaciones instantáneas de generación respecto de la demanda real del Sistema Interconectado [7]. Reserva Secundaria: Reserva destinada a compensar, durante períodos menores a 15 minutos, las desviaciones reales de demanda y la generación respecto de los valores previstos en la programación de la operación del Sistema Interconectado [7]. 32