ESTUDIO DE LOS CONTROLES DE POTENCIA REACTIVA EN UN ENLACE HVDC

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1 ESTUDIO DE LOS CONTROLES DE POTENCIA REACTIVA EN UN ENLACE HVDC Javier Velasco Hernández Ingeniero de Mantenimiento SPAT CTE Suroccidente ISA - Colombia correo jvelasco@isa.com.co RESUMEN. El desarrollo de la tecnología utilizada en los enlaces HVDC (High Voltage Direct Current ), ha permitido el avance de este tipo de sistemas, siendo de gran importancia considerarlos hoy día en la expansión de los diferentes Sistemas Eléctricos de Potencia. En este trabajo se realizará una investigación de los sistemas HVDC, describiendo y adaptando el modelo de la interconexión Colombia- Panamá, analizando el control de la potencia reactiva en estado estable y dinámico. Para ello se realizará un estudio del estado del arte del control de la potencia reactiva en las estaciones convertidoras haciendo especial énfasis en el sistema clásico (conmutación natural). Adicionalmente, se realizará un estudio del limitador de orden de corriente dependiente del voltaje (VDCOL) siendo este uno de los controles más importantes en un sistema HVDC. Para realizar el estudio se adaptará el modelo HVDC del software de simulación MATLAB a las caracteristicas del enlace Colombia-Panamá. Finalmente las simulaciones serán validadas con un modelo de referenciamiento publicado por el CIGRÉ. PALABRAS CLAVES. Enlace HVDC, Rectificador, inversor, ángulo de disparo, ángulo de extinción, ESCR, control de reactiva, VDCOL. INTRODUCCIÓN. Es ampliamente conocido que la primera electricidad generada (por Thomas Alva Edison) con fines comerciales hace más de cien años, fue potencia eléctrica en corriente directa (d.c.). Los primeros sistemas de transmisión de electricidad también fueron en d.c. Sin embargo, la potencia d.c. a bajo voltaje no podía ser transmitida sobre largas distancias (pérdidas I 2 R), dando así paso a los sistemas eléctricos de alto voltaje en corriente alterna (a.c.). [4,5] La transmisión a.c. sobre largas distancias, especialmente vía cable subterráneo, requiere compensación tipo shunt, causa problemas de estabilidad, e incrementa el nivel de corto circuito de todo el sistema. La transmisión d.c. es libre de estos problemas y puede ser diseñada con menores niveles de pérdidas. Estas ventajas fueron prontamente tenidas en cuenta y la idea de generar potencia a.c., convertirla en d.c. para la transmisión y convertirla de nuevo en a.c., fue tomada seriamente. Sin embargo, el uso de conversión estática de potencia a.c. d.c. y viceversa es costosa y en general la comparación de alternativas no es directa. Con el desarrollo de las válvulas de alta tensión, fue posible nuevamente transmitir potencia d.c. a alta tensión y sobre largas distancias, dando surgimiento a los sistemas de transmisión HVDC. La invención de los tiristores en 1957 ofreció al sector muchas oportunidades nuevas, siendo desde ese momento que empezó a considerarse la transmisión HVDC como una aplicación muy prometedora. [2] El progreso sustancial adelantado en la potencia promedio y la confiabilidad de las válvulas de tiristores ha incrementado la competitividad de los esquemas d.c., reduciendo el costo de los convertidores y aumentando las distancias de transmisión. 1

2 En la actualidad, el grupo ISA y la Empresa de Transmisión Eléctrica S.A. - ETESA (Panamá) vienen realizando los estudios técnicos para la interconexión Colombia Panamá, donde HVDC se presenta como la alternativa más viable. Uno de los grandes retos al que se enfrenta desde el mismo momento del diseño de un sistema de transmisión HVDC es el suministro / control de la potencia reactiva en los dos terminales convertidores del enlace, siendo este el aspecto fundamental que se analizará en este trabajo para el caso concreto de interconexión Colombia Panamá. 1. TRANSMISIÓN EN HVDC Cuando se hizo la selección entre a.c. y d.c. hace alrededor de cien años, las razones para escoger a.c. fueron convincentes. Hubo principalmente dos argumentos fuertes que hicieron de a.c. la mejor alternativa: la simplicidad y eficiencia de las máquinas de a.c. comparadas con las máquinas de d.c. y la posibilidad de usar transformadores para simplificar la transmisión a.c. a largas distancias. Desde entonces muchas cosas han pasado en el área de la tecnología d.c. y también en el campo de las características de generación y de carga. La tecnología de válvulas convertidoras se ha desarrollado desde la válvula de arco de mercurio vía tiristores hasta los dispositivos de alta frecuencia conmutados como los IGBTs y GTOs, con un incremento constantemente en la potencia nominal. La gran ventaja con estas válvulas es la posibilidad de controlar su encendido y su apagado. Gracias al desarrollo de estas válvulas, la tecnología del convertidor por fuente de voltaje (VSC, por sus siglas en inglés), ha llegado a ser interesante para aplicaciones de media y alta potencia. También la tecnología del cable d.c. ha tenido progresos en los últimos años y ha hecho posible una mayor densidad de potencia por el cable. Al respecto de las cargas, una creciente parte de los equipos terminales convierten el voltaje a.c. a d.c. antes de usarlo, esto es debido a que el incremento del consumo de electricidad en los países industrializados se debe a una gran cantidad de dispositivos electrónicos. Adicionalmente, una creciente parte de medianas y grandes máquinas de inducción están usando conversión a.c./d.c./a.c. para operar con variadores de velocidad y obtener gran eficiencia. Si estas cargas fueran conectadas a una red d.c. podría ser omitido un paso en la conversión de voltaje. Por otro lado, nuestro medio ambiente clama por un desplazamiento del combustible fósil a fuentes de energía renovables como por ejemplo la potencia hidráulica, eólica o solar. Estos renovables en gran escala podrían requerir transmisión de potencia sobre muy largas distancias, (>600 Km) donde es posible que transmitir en d.c. sea la mejor alternativa. Los renovables en pequeña escala son por naturaleza de tamaño limitado. Ellos proveerán de potencia eléctrica a una casa, una pequeña industria, un barrio o un pequeño pueblo. Como resultado, se podría esperar un incremento en generación dispersa donde unidades de generación de producción a gran escala y muchas muy pequeñas estén conectadas a la red a diferentes niveles de voltaje. Todos estos factores juntos sugieren que hay incentivos para considerar soluciones, las cuales, al menos en un período de transición, estén basadas en mezclas de sistemas de generación, transmisión y distribución a.c. y d.c. La transmisión en HVDC es usada para transportar potencia entre puntos dentro de un sistema a.c. sincrónico o para interconectar asincrónicamente sistemas a.c. Las razones para seleccionar transmisión HVDC para una aplicación particular generalmente se pueden clasificar en las siguientes categorías: HVDC es la alternativa más económica para transmisión a larga distancia, (ver figura 1.). En la actualidad el punto de quiebre de las dos tecnologías se encuentra entre 400 a 800 km para líneas aéreas dependiendo de los costos de la línea en por unidad. Uno de los factores a tener en cuenta para calcular el costo de la línea es el costo de los derechos de uso o servidumbre (RoW), por sus siglas en inglés y de las estructuras típicas de torres, los cuales son menores para HVDC. Ver figura 2; [9], [11] HVDC es una de las alternativas más viables para conexiones asincrónicas; Generar un menor impacto ambiental; 2

3 Lograr la máxima potencia a través de un determinado corredor de transmisión; Transmitir potencia a largas distancias a través de cables submarinos o subterráneos; Control del flujo de potencia. Las redes a.c. no se acomodan fácilmente a los flujos de potencia deseados. Los comercializadores y operadores del sistema de potencia pueden requerir la capacidad de control de flujo de potencia proporcionada por la transmisión en HVDC; La tecnología HVDC ha demostrado ser un medio flexible y confiable para transmisión de potencia. Los sistemas HVDC tienen la habilidad de controlar rápidamente la potencia transmitida. De esta forma, tienen un significativo impacto en la estabilidad del sistema de potencia a.c. asociado. [3] El proceso fundamental que ocurre en un sistema HVDC es la conversión de corriente eléctrica de a.c. d.c. (rectificador) en el terminal de transmisión y de d.c.- a.c. (inversor) en el terminal de recepción. Los convertidores de conmutación natural, son utilizados por la gran mayoría de sistemas HVDC; en este tipo de convertidores se controla el encendido de los tiristores, pero el apagado se produce en el cruce por cero de la corriente. Como consecuencia este tipo de convertidores solo pueden absorber potencia reactiva del sistema de corriente alterna (a.c.). Existen también convertidores de conmutación forzada, los cuales tienen la habilidad de controlar el encendido y el apagado de los semiconductores (IGBTs o GTOs), ofreciendo la posibilidad de intervenir independientemente en el flujo de potencia activa y reactiva. Figura 1. Comparación HVAC Vs. HVDC 2. OPERACIÓN DE UN SISTEMA HVDC CLASICO EN ESTADO ESTABLE Un sistema de transmisión HVDC de dos terminales consiste de un terminal rectificador y un terminal inversor, cada uno de los cuales con su propio sistema de control. Tradicionalmente, el inversor fija el voltaje d.c. y el rectificador fija la corriente d.c. durante operación normal en estado estable. La operación en estado estable de un sistema de transmisión HVDC es mejor explicada usando características V-I (voltaje corriente) del convertidor. El sistema simple mostrado en la figura 2 consiste de un terminal rectificador, un terminal inversor y una línea de transmisión con resistencia Rd. La convención de signos para voltaje y corriente es indicada por las flechas. La característica V-I para el terminal del rectificador es mostrada en la figura 3. La parte superior de la característica, nombrada α constante, representa la operación del convertidor a un ángulo de retraso constante (usualmente un ángulo de disparo mínimo alrededor de 5º). Se puede apreciar que con el incremento de la corriente (Id), el voltaje (Vdr) disminuye debido al incremento de la corriente de carga de la impedancia del sistema a.c. y la reactancia de 3 conmutación del transformador del convertidor. La pendiente es proporcional a la impedancia interna efectiva del convertidor, incluyendo el sistema a.c.

4 alimentándolo. La porción vertical de la característica representa operación en control de corriente constante, donde el convertidor varía su ángulo de retraso, α, para mantener la corriente en un valor de referencia fijo. Figura 2. Sistema de Transmisión HVDC de dos terminales en ángulo de extinción constante (usualmente un ángulo de extinción mínimo de alrededor de 15º). Se puede apreciar que al incrementar la corriente (Id), el voltaje (Vdi) disminuye debido al incremento de la corriente de carga de la impedancia de cortocircuito del sistema a.c. y la reactancia de conmutación del transformador del convertidor. La pendiente es proporcional a la impedancia interna efectiva del terminal, incluyendo la impedancia de cortocircuito del sistema a.c. que alimenta el enlace. La porción vertical de la característica representa operación en control de corriente constante, donde el convertidor varía su ángulo de extinción, γ, para mantener la corriente en un valor de referencia fijo. 3. SECUENCIAS DE INICIACION DE UN SISTEMA HVDC Figura 3. Característica V-I para el rectificador en estado estable La característica V-I para el terminal inversor se muestra en la figura 4. La secuencia general de iniciación para un sistema HVDC cubre cada cosa que se requiere para poner el sistema en operación, usualmente a un mínimo nivel de transferencia de potencia. Un arranque en frío puede incluir la energización del transformador convertidor, el arranque del sistema de refrigeración de válvulas y el chequeo del estado de todos los sistemas de control / protección. Adicionalmente, se debe seleccionar la configuración del sistema HVDC para operación (por ejemplo, bipolar, monopolar con retorno metálico, etc.). Con base en esta selección, se operan los diferentes interruptores, incluyendo los seccionadores de puesta a tierra a sus posiciones apropiadas. En subestaciones donde el sistema de transmisión a.c. es relativamente fuerte y la conmutación de filtros no produce fluctuaciones de voltaje inaceptables, es típica la siguiente secuencia de iniciación: Figura 4. Característica V-I para el inversor en estado estable La parte superior de la característica, nombrada γ Constante, representa la operación del convertidor 1) Conectar el mínimo de filtros armónicos en los terminales del inversor y del rectificador. (Esto debe hacerse antes de energizar los transformadores convertidores); 2) Desbloquear (antes de disparar) las válvulas del inversor y operar con de 90º. (Esto inicia el inversor en un modo que el puede aceptar corriente d.c. pero su voltaje d.c. es cero); 4

5 3) Desbloquear las válvulas del rectificador con un ángulo de disparo de 85º para establecer flujo de corriente d.c.; 4) Una vez se ha establecido la mínima transferencia de corriente, gradualmente incrementar el voltaje en el inversor y la corriente en el rectificador hasta el mínimo punto de potencia normal de operación que se haya establecido. (Típicamente, esto es voltaje nominal y 10% de la corriente nominal). Después de que la operación en potencia mínima se ha establecido, la potencia se incremente lentamente hasta el nivel de transferencia ajustado por el operador. Los filtros adicionales y los bancos de compensación reactiva pueden ser conectados manual o automáticamente de acuerdo con el controlador de compensación de potencia reactiva. 4. RESPUESTA A FALLAS DEL SISTEMA A.C. Cada falla en un sistema a.c. conectado al sistema HVDC perturba su operación normal. El objetivo del sistema HVDC es transmitir la mayor potencia posible durante la falla y recobrar su operación normal después de aclarada la falla lo más rápido posible. Existe una amplia variedad de estrategias de control HVDC y de respuestas a las perturbaciones. También, las características del sistema a.c., particularmente la relación de corto circuito, finalmente determina la capacidad de los controles HVDC para mantener la transferencia de potencia durante y después de las perturbaciones. Los controles HVDC son usualmente sintonizados por el diseñador para lograr objetivos particulares de desempeño. y habilitar la conmutación normal de los convertidores durante una falla. Las constantes de tiempo para la reducción de corriente durante la falla y para la recuperación a los valores normales son optimizadas para las condiciones del sistema a.c. Puede ser diferente para el rectificador y el inversor coordinar la operación durante perturbaciones y mejorar el desempeño de la re inicialización. La gran variedad de características VDCOL pueden observarse en el documento preparado por el CIGRE WG LADO DEL RECTIFICADOR: El desempeño del esquema HVDC durante fallas en el lado del rectificador depende del tipo y localización de la falla, La mayoría de las fallas son fallas distantes que conllevan solo perturbaciones menores en la transmisión HVDC. La operación durante la falla, después de aclarada la falla y durante la recuperación de la operación normal es controlada por el VDCOL. Varias estrategias de control son aplicadas para respuesta del sistema HVDC durante fallas y después de aclaradas las fallas. Todos ellos corresponden, sin embargo, a una característica VDCOL (Voltage Dependent Current Order Limiter), la cual puede tener diferentes formas dependiendo de los requerimientos del sistema a.c. En la figura 5 se puede apreciar la característica de un sistema de control VDCOL. Figura 5. Característica típica de un VDCOL en estado estable El propósito del VDCOL es reducir la corriente d.c. cuando disminuye el voltaje a.c. para mantener la demanda de potencia reactiva dentro de los límites 5

6 operación normal. La figura 7 muestra este caso para el enlace en estudio Colombia Panamá, analizado en el software de simulación MatLab. Figura 6. Falla a.c. trifásica distante en el lado rectificador Fallas Trifásicas: La figura 6, muestra la respuesta dinámica para una falla trifásica distante, de 100 ms de duración en el lado rectificador, produciendo una caída de voltaje al 60% del voltaje nominal de a.c. En la figura se aprecian los voltajes a.c., voltaje d.c. y potencia transmitida a los terminales rectificador e inversor. Puede notarse que alrededor del 30% de la potencia de pre falla puede ser transmitida durante la falla. Sin embargo, si la falla es cerca del terminal rectificador y el voltaje a.c. cae a cero, entonces la potencia a ser transmitida durante la falla será cero. En este caso las válvulas del convertidor pueden ser bloqueadas durante la falla y dependiendo de la recuperación del voltaje después de que sea aclarada la falla pasarán a 6 Figura 7. Respuesta en el terminal del rectificador a falla a.c. trifásica cerca rectificador Fallas Desbalanceadas: En general, las fallas de a.c. desbalanceadas (tales como fase a tierra) son menos severas que las fallas trifásicas. Esto se debe a que el voltaje promedio durante la falla es más alto que el de una falla trifásica y de esta manera, se puede transmitir una mayor potencia durante la falla. Sin embargo, las fallas desbalanceadas producen gran cantidad de armónicos no característicos debido a los desbalances entre los voltajes, particularmente segundo armónico en el lado d.c. y tercer armónico en el lado a.c. Si estos armónicos encuentran condiciones favorables de resonancia en el lado a.c. o en el lado d.c., pueden ser amplificados. Esto conlleva a distorsión de voltaje y sobre voltajes. En tales casos, la potencia transmitida es reducida por los controles a un valor más bajo y en casos extremos los convertidores son bloqueados durante el tiempo que dure de la falla. La figura 8, muestra una falla monofásica cerca al rectificador. En este caso, el voltaje d.c. trata de mantenerse pero finalmente cae el voltaje tanto en el terminal del rectificador como en el del inversor. Consecuentemente se presenta un pico de corriente de 2.2 p.u. en el terminal del rectificador y en el del inversor siendo disminuida posteriormente la corriente a la mínima referencia por acción de control del VDCOL.

7 Ante fallas en la conmutación, los voltajes a.c. fase a tierra, la corriente d.c., el voltaje d.c. y la potencia transmitida en los terminales del rectificador y del inversor se pueden ver afectados, sin embargo, si ocurre una múltiple falla en la conmutación, se debe generalmente a fallas del circuito de disparo de la válvula o del control. En este caso, se detiene la operación del convertidor para prevenir mayores perturbaciones Fallas trifásicas: Figura 8. Respuesta en el terminal del rectificador a falla a.c. monofásica cerca al rectificador 4.2 LADO DEL INVERSOR: El desempeño del sistema HVDC durante fallas de a.c. en el lado del inversor, después de la acción del control para recuperarse de la falla en la conmutación inicial es determinado por el VDCOL. La figura 9 muestra una falla trifásica cerca del inversor. En este caso, durante la falla no puede haber transmisión de potencia debido a que el voltaje en el inversor es cero. Sin embargo, después de despejada la falla la transmisión se recupera a las condiciones de pre falla a una velocidad determinada por la constante de tiempo del VDCOL Falla en la Conmutación: Las fallas de a.c. en el lado del inversor usualmente tienen un mayor impacto en la operación de HVDC que aquellas en el lado del rectificador. La razón es que una caída de voltaje inesperada o un desfase en el voltaje debido a una falla pueden llevar a una falla en la conmutación. Esto significa que la corriente d.c. no puede conmutar de una válvula a otra sino que permanece fluyendo en la misma válvula. El disparo de otras válvulas resulta en la formación de un bypass temporal, el cual cortocircuita el grupo del convertidor afectado por alrededor de medio ciclo. Los controles deben normalmente actuar muy rápidamente para incrementar el ángulo de extinción y restaurar nuevamente la conmutación normal. La experiencia con los sistemas HVDC en operación muestra que una gran mayoría de fallas en la conmutación resultantes de caídas de voltaje o desfases de voltaje son fallas en la conmutación simples. También las experiencias operativas muestran que este tipo de fallas no tienen un mayor impacto en el sistema a.c. Figura 9. Respuesta en el terminal del rectificador a falla a.c. trifásica cerca al inversor Fallas desbalanceadas: Las fallas desbalanceadas en el sistema a.c. del lado del inversor indiferentemente si son cercanas o lejanas, generalmente conducen a fallas en la conmutación debido a la depresión o al desfase del voltaje. Después de incrementar el ángulo de extinción para prevenir fallas adicionales en la 7

8 conmutación, la recuperación de la transmisión de potencia HVDC sigue las características del VDCOL, reduciendo el voltaje d.c. y la corriente d.c. También en este caso la potencia transmitida durante la falla es prácticamente cero. La figura 10 muestra una falla monofásica cerca del inversor. Con una falla desbalanceada cerca del inversor no se puede transmitir potencia durante la falla e inclusive podría ser razonable bloquear la transmisión durante la falla. De hecho, algunos sistemas a.c. son resonantes y los armónicos producidos por el desbalance de voltajes en el inversor durante la falla podrían conducir a sobre voltajes o a la activación de relés de protección. En tales sistemas resonantes, debe ser necesario detener la operación del inversor durante la falla Figura 10. Respuesta en terminal rectificador a falla a.c. monofásica cerca al inversor 5. RESPUESTA A FALLAS DEL SISTEMA HVDC 5.1 FALLAS EN LA LÍNEA: En los sistemas HVDC incluyendo las líneas aéreas, puede ocurrir una falla polo a tierra, iniciada principalmente por un rayo, polución o daños mecánicos. Con líneas d.c. bipolares es muy baja la probabilidad de que ocurra una falla polo a polo o de los dos polos a tierra. La caída del voltaje d.c. debido a una falla en la línea d.c. conduce a un incremento de la corriente d.c. en el rectificador. El control de corriente, sin embargo, reduce la corriente d.c. a su valor inicial. De esta forma, la corriente d.c. se incrementa solo transitoriamente, típicamente hasta un pico de valor menor a 3 p.u. La duración y la amplitud de la corriente incrementada dependen de los parámetros del control de corriente. La respuesta del control para mantener la corriente d.c. en su valor nominal no es suficiente para despejar la falla transitoria en la línea d.c. debido a que el arco en el sitio de la falla desaparecerá únicamente si la corriente se hace cero. Por consiguiente, después de ser detectada una falla en la línea d.c., las acciones normales de control son cambiar el ángulo de disparo del rectificador tan rápido como sea posible alrededor de 140º. Esto invierte el voltaje en el rectificador y es llevada a cero rápidamente la corriente d.c. en el polo fallado. Este proceso de despeje de la falla, llamado retardo forzado, toma aproximadamente 10 a 50 ms dependiendo de la inductancia del circuito d.c. Para iniciar el retardo forzado es necesaria la detección de la falla. Esto es realizado normalmente por las protecciones de d.c. las cuales detectan cambios de voltaje (dv/dt) y algunas veces en la corriente (di/dt), en el terminal del rectificador resultado de las ondas viajeras en la línea d.c. iniciadas por la falla. Para fallas de alta impedancia donde no es posible la detección rápida por las protecciones dv/dt, se requieren protecciones de bajo voltaje cuyo tiempo de detección debe ser coordinado para no actuar ante fallas externas tales como fallas en el sistema a.c. o fallas en la conmutación del inversor. Otra protección que se usa es la protección diferencial, la cual compara la corriente d.c. en el rectificador y en el inversor y si es necesario inicia el retardo forzado. Después de que la corriente d.c. en el polo fallado se hace cero, se necesita un cierto tiempo para la deionización del camino del arco. Este tiempo es típicamente de 100 o 200 ms. Después de este tiempo, la transmisión se reinicia y la operación normal es restablecida después de 200 o 300 ms. Si en la re inicialización de la transmisión se presenta nuevamente la falla (posiblemente por que el tiempo de deionización no fue suficiente), el procedimiento de retardo forzado se puede repetir con un mayor tiempo de deionización. Se puede tomar ventaja de la controlabilidad de un sistema HVDC haciendo re inicializaciones posteriores y operación a voltaje reducido. Sin embargo, si 8

9 después de dos o tres intentos no inicia correctamente el sistema, se bloqueará el polo debido a la existencia de una falla permanente. La figura 23 muestra una falla temporal en la línea d.c. Puede observarse que en el inicio de la falla, la corriente en el rectificador incrementa pero luego es llevada a cero por el retardo forzado. Al comienzo del transitorio, esta corriente incrementada produce una caída del voltaje a.c. Después, cuando la corriente d.c. se hace cero, el voltaje a.c. se incrementa debido al rechazo de carga transitorio hasta que el polo reinicia nuevamente. En sistemas HVDC bipolares, puede existir la posibilidad de sobrecarga temporal en el polo que permanece sano para mejorar la potencia transmitida a la red durante el tiempo que dure el despeje de la falla d.c. Las consideraciones en tal modo de operación incluyen capacidad de sobrecarga temporal y soporte de voltaje del equipamiento. 5.2 FALLAS INTERNAS EN EL SISTEMA HVDC: Las fallas dentro de una estación HVDC pueden iniciar varias secuencias de protección diferentes, dependiendo de la severidad y localización de la falla. Para fallas en los convertidores, una práctica común es bloquear las válvulas inmediatamente. Para otras fallas, las válvulas pueden ser bloqueadas después del bypass ejecutado para disipar la energía atrapada en los elementos del circuito inductivo. Algunas fallas pueden iniciar una secuencia donde los controles conducen al rectificador a operar en modo inversor para extinguir la corriente y cuando esta sea cero, se bloquean los convertidores. Simultáneamente, se envía una señal para disparar el interruptor con el objetivo de aislar el convertidor del sistema a.c. Para el inversor, el procedimiento es el mismo. Las válvulas son bloqueadas y se dispara el interruptor. Para fallas internas menores en las estaciones HVDC cuando no se requiere la rápida acción descrita anteriormente, la potencia d.c. se puede reducir de acuerdo con una pendiente dada y cuando la corriente se hace cero, las válvulas se bloquean. 6. CONTROL DE POTENCIA REACTIVA EN UN SISTEMA HVDC Los convertidores d.c. absorben potencia reactiva. La principal razón de este consumo es el control del ángulo de disparo, debido al cual las válvulas no empiezan a conducir en el instante de disparo natural (cuando el voltaje a través de ellas se hace positivo). En lugar de ello, las válvulas son encendidas con cierto retraso, medido como el ángulo eléctrico comprendido entre el instante de encendido natural y el de encendido de la válvula, dicho ángulo se denomina ángulo de disparo,. Así, la corriente del convertidor en cada fase se encontrará siempre atrasada con respecto al voltaje, y por ello un convertidor consumirá potencia reactiva. La cantidad de potencia reactiva es dependiente del ángulo de disparo y se expresa en términos de la potencia activa como: Q Ptan Donde es la diferencia de fase entre el voltaje de frecuencia fundamental y las componentes de corriente, o en otras palabras, el factor de potencia del convertidor. La relación entre y el ángulo de disparo, es: cos 0.5[cos cos( u] Donde u, es el ángulo de intervalo de conmutación correspondiente al efecto de la inductancia del lado a.c. En condiciones de estado estable, la potencia reactiva consumida es alrededor del 50% de la potencia activa transferida. Bajo condiciones transitorias, el consumo de potencia reactiva puede ser mucho mayor. Las fuentes de potencia reactiva deben suministrarse cerca de los convertidores. Para sistemas a.c. robustos, esto se hace usualmente con capacitores en paralelo. Dependiendo de la demanda ubicada en el enlace d.c. y en el sistema a.c., parte de la fuente de potencia reactiva puede ser en forma de condensadores sincrónicos o SVCs (compensadores estáticos de reactivos). Los condensadores asociados con los filtros a.c. también pueden proveer parte de la potencia reactiva requerida. 9

10 En la actualidad se usan dos tecnologías básicas de convertidores para la transmisión en sistemas HVDC. Estas son: La convencional, que usa convertidores conmutados por corriente de línea (CSC) por sus siglas en inglés (Conmutated Source Current) y por otro lado, la que usa convertidores de fuente de voltaje auto conmutados (VSC) por sus siglas en inglés (Voltage Source Converters). 6.1 CONVERTIDORES CONMUTADOS POR CORRIENTE (CSC) Los sistemas de transmisión HVDC convencionales utilizan convertidores conmutados por corriente con válvulas de tiristores. Este tipo de convertidores requieren una fuente de voltaje síncrona para poder operar. El bloque de construcción básico utilizado por la conversión HVDC es el trifásico de onda completa conocido como puente de seis pulsos o puente Graetz. El término seis pulsos es debido a seis conmutaciones por período resultando en un rizado armónico característico de seis veces la frecuencia fundamental en la salida de voltaje d.c. Cada puente de seis pulsos está compuesto de seis elementos de conmutación controlados o válvulas de tiristores. Cada válvula está compuesta de un número apropiado de tiristores conectados en serie para lograr el voltaje nominal deseado. [12] filtrado de armónicos requerido para la operación de seis pulsos; por ejemplo armónicos seis y siete en el lado de a.c. y sexto armónico en el lado d.c. Esto se logra por que, aunque éstas corrientes armónicas aún fluyen a través de las válvulas y los devanados del transformador, éstas están 180º desfasadas y se cancelan en el lado primario del transformador. La figura 11 muestra el arreglo de válvulas de tiristores para un convertidor de 12 pulsos con tres válvulas cuádruples, una por fase. [12] Este tipo de convertidores conmutados por corriente pueden operar únicamente con la corriente en atraso respecto al voltaje, de tal manera que el proceso de conversión demanda potencia reactiva. En la figura 12 se puede apreciar el rango de operación de este tipo de puentes convertidores. Con el objetivo de incrementar el voltaje nominal y disminuir los armónicos de corriente a.c. y de voltaje d.c. característicos, se utiliza la conexión de terminales d.c. de dos puentes de seis pulsos con fuentes de voltaje a.c. desplazadas 30º. Aquí las válvulas de tiristores deben ser conectadas en serie para lograr el voltaje deseado. La operación en esta forma se conoce como operación de 12 pulsos. En esta operación, los armónicos de corriente a.c. y de voltaje d.c. característicos tienen frecuencias de 12n ± 1 y 12n respectivamente, siendo n, un número entero. El desplazamiento de 30º es logrado alimentando un puente a través de un transformador con el secundario conectado en "Y" y el otro puente, a través de un transformador con el secundario conectado en delta. La mayoría de esquemas de transmisión HVDC modernos utilizan convertidores de 12 pulsos para reducir el Figura 11. Región de operación de un puente convertidor clásico en el plano Pd Qd. Esta potencia reactiva es suministrada por los filtros de a.c., los cuales son capacitivos a la frecuencia fundamental, bancos de capacitores "shunt" o capacitores en serie que son parte integral de la estación convertidora. Cualquier exceso o déficit de energía reactiva de estas fuentes locales debe ser acomodada por el sistema a.c. Esta diferencia en energía reactiva necesita mantenerse dentro de una banda dada para conservar el voltaje a.c. dentro de la tolerancia deseada. 6.2 CONVERTIDORES DE FUENTE DE VOLTAJE AUTO CONMUTADOS (VSC) 10

11 La transmisión HVDC usando VSCs con modulación por amplitud de pulso (PWM), comercialmente conocida como HVDC Light, se introdujo a finales de Desde entonces ha evolucionado mucho logrando mayores voltajes y potencias nominales. Estos sistemas basados en VSC son auto conmutados con válvulas de transistores bipolares de puerta aislada (IGBT), por sus siglas en inglés y cables HVDC sólidos - dieléctricos, extruidos. La transmisión HVDC con VSC puede ser benéfica para todo el desempeño del sistema. La tecnología VSC puede rápidamente controlar independientemente la potencia activa y la reactiva. La potencia reactiva puede ser también controlada en cada terminal independiente del nivel de voltaje de transmisión d.c. Esta capacidad de control da total flexibilidad para ubicar convertidores en cualquier parte de la red a.c., dado que no hay restricción en la capacidad mínima de cortocircuito de la red. Una de las grandes características de la auto conmutación con VSC es que siempre permite el arranque en negro (Black Start). El soporte dinámico de voltaje a.c. en cada terminal convertidor mejora la estabilidad de voltaje y puede incrementar la capacidad de transferencia de los terminales del sistema a.c. transmisor y receptor, de esta manera influye en la capacidad de transferencia del enlace. En la figura 12 se aprecia el rango de operación de potencia activa y reactiva para una estación convertidora con VSC. Contrario a la transmisión HVDC convencional, los convertidores no tienen demanda de potencia reactiva y pueden realmente controlar su potencia reactiva para regular el voltaje del sistema a.c., tal como la haría un generador. Como se puede apreciar, el manejo de potencia reactiva usando convertidores VSC no es un problema y por el contrario ayuda a la estabilidad del sistema a.c. / d.c. No obstante, factores como el costo de este tipo de convertidores y la limitación de su uso solo para transferencias de hasta 250 MW [9], [11]; hacen de su implementación restringida solo para algunos proyectos especiales como por ejemplo alimentación de cargas en islas o plataformas en el océano. Figura 12. Rango de operación para un convertidor HVDC VSC [12] 6.2. DEMANDA DE POTENCIA REACTIVA EN LOS CONVERTIDORES HVDC CLASICOS Se ha enfatizado que la transmisión en HVDC no consume energía reactiva. Esta afirmación corresponde solo a la línea de transmisión y adquiere particular importancia con líneas aéreas muy largas y con transmisión por cable. En el estado del arte de los convertidores HVDC, como se mencionó anteriormente, se emplean técnicas de control de conmutación por línea. Estos convertidores requieren potencia reactiva para su funcionamiento, la cual es absorbida del sistema a.c. [2], [10]. Tanto el Terminal del rectificador como del inversor absorben potencia reactiva en proporción a la potencia activa intercambiada entre el convertidor y los sistemas a.c. Si el sistema a.c. no es capaz de suplir la energía reactiva necesaria a voltaje constante, se requiere un subsistema de suministro de potencia reactiva en el terminal del convertidor. La primera función de este subsistema es proveer la mayor parte de los reactivos necesarios para el funcionamiento de los convertidores con el objetivo de no cargar el sistema a.c. Dado que los filtros de armónicos generalmente involucran el uso de capacitores, estos suplen una parte de la potencia reactiva a 11

12 frecuencia fundamental requerida por los convertidores. La otra parte debe ser suministrada por capacitores conmutados u otro equipo de suministro de potencia reactiva. En la figura 13 se pueden apreciar las fuentes de potencia reactiva posibles para un convertidor. potencia reactiva variable. Estos condensadores tienen excitadores que responden a los sobre voltajes transitorios mediante la disminución de la potencia reactiva ayudando a la disminución del voltaje. Los condensadores sincrónicos son costosos y requieren considerable mantenimiento y su uso está más limitado a sistemas débiles o sistemas aislados, por ejemplo un sistema de suministro para una isla. Figura 13. Fuentes de potencia reactiva en la barra de un convertidor Bancos de Compensación: Los interruptores convencionales pueden disparar los bancos de compensación reactiva excesiva durante una falla en pocos milisegundos. El sistema estará expuesto a sobre tensiones transitorias durante este tiempo, el cual incluye la detección y los tiempos de operación del interruptor. Debido a que queda carga atrapada en los condensadores y filtros luego de la desenergización, estos equipos no pueden ser puestos nuevamente en servicio hasta que se descarguen, lo cual puede tomar tiempos hasta de 10 minutos para disipar la carga a través de resistencias internas de descarga. A cambio de estos bancos conmutados por interruptor está la opción de capacitores conmutados por tiristores (TSC), por sus siglas en inglés, los cuales pueden suministrar un control rápido de la compensación y debido a que el punto de onda de la conmutación de los TSC es exactamente controlado, los capacitores no necesitan ser descargados antes de una reinserción. Condensador Sincrónico: Los condensadores son máquinas rotativas sincrónicas que suministran una fuente de 12 Compensadores estáticos de VAR (SVC): Los SVCs utilizan válvulas de tiristores controladas en serie con reactores shunt (reactores controlados por tiristores, TCR) para suministrar compensación variable continuamente. Estos TCRs son combinados con capacitores conmutados por tiristores para suministrar compensación que puede ir desde una red capacitiva hasta una red inductiva. Los TCRs pueden tener capacidad de sobre carga lo cual contribuye al manejo de sobre voltajes transitorios. La respuesta de estos sistemas está en el orden de unos pocos ciclos. Como el sistema a.c. transporta potencia activa hacia o desde el terminal respectivo, hay pérdidas de potencia reactiva. Dejar estas pérdidas sin compensar puede producir depresiones del voltaje a.c. a niveles inaceptables para la operación confiable de los convertidores. Cuando perturbaciones en el sistema a.c. causan variaciones de voltaje más rápidas que los cambiadores de tap bajo carga de los transformadores (LTCs), los controles del convertidor HVDC intentarán mantener el voltaje y la corriente d.c. constantes. Algunas veces, el voltaje a.c. cae abruptamente tal que los controles de disparo no pueden ajustar o lo suficientemente rápido para mantener la operación estable. Cuando esto ocurre en el inversor, puede ocurrir una falla en la conmutación, con lo cual la potencia d.c. deja de fluir por un periodo mientras los controles de d.c. recobran el desempeño estable. Mientras la potencia activa se recupera, la demanda de potencia reactiva del convertidor varía significativamente, aproximadamente proporcional a la potencia activa. Por todo lo anterior, un subsistema de potencia reactiva dinámicamente

13 controlado se torna muy importante, de hecho, algunas veces vital para la recuperación satisfactoria del intercambio de potencia a.c. /d.c. en algunas aplicaciones. Un subsistema de potencia reactiva ocasionalmente debe absorber potencia reactiva para prevenir sobre voltajes sostenidos que podrían de otra forma causar daño a los equipos en la estación del convertidor. Algunas veces se utilizan como parte del subsistema de potencia reactiva reactores conmutados o controlados por tiristores para este propósito. curva nominal (línea continua en negrilla) mostrada en la figura 13. Las líneas discontinuas provenientes desde el origen representan ángulo de control constante. Para operación del rectificador, el ángulo de control es ángulo de atraso,. Para operación del inversor, las líneas discontinuas representan ángulo de extinción constante,. En resumen, un completo subsistema de potencia reactiva y un control adecuado son necesarios para la operación confiable de un sistema de transmisión HVDC. La demanda de potencia reactiva de un convertidor HVDC depende de los parámetros de diseño, las características de desempeño del sistema a.c. y la estrategia de control usada en el convertidor. 6.3 OPERACIÓN EN ESTADO ESTABLE: Para asegurar el mínimo consumo de reactivos en los dos terminales de un enlace d.c., éste debe operarse en modo control de corriente en el terminal del rectificador y control de mínimo ángulo de extinción en el inversor bajo condiciones normales. Aún en estado estable, la demanda de potencia reactiva de un convertidor es relativamente complicada en términos de parámetros y variables de a.c. y d.c. Dependiendo de la estrategia de control general, la demanda de potencia reactiva del convertidor (Qdc) podría ser simplificada, al menos para la operación en estado estable. La figura 14, ilustra Qdc en función de la transferencia de potencia d.c. para una estrategia de control usada comúnmente. Esta estrategia es usada típicamente en sistemas HVDC con líneas largas y consiste en controlar el voltaje nominal de la línea lo más alto que se pueda para minimizar las pérdidas de la línea en estado estable I 2 R. Con voltaje d.c. constante, la potencia varía linealmente con la corriente directa. Como resultado, la demanda de potencia reactiva Qdc varía linealmente en una estrecha relación con la potencia como se puede observar en la 13 Figura 14. Potencia reactiva del convertidor en función de la transferencia de potencia activa, de la corriente directa y del ángulo de control del convertidor La curva nominal, tal como se menciona anteriormente, representa operación a voltaje d.c. constante en el Terminal respectivo. Esto corresponde a voltaje a.c. constante en el secundario de los transformadores de los convertidores. Este voltaje es mantenido relativamente constante (dentro de una banda finita) mediante la acción del OLTC por variaciones en el voltaje primario del transformador dentro de un pequeño rango, típicamente +/- 5% del voltaje nominal. Mientras la figura 14 ilustra como la demanda de potencia reactiva puede variar sobre un amplio rango, dependiendo de los ángulos controlados o, la mayoría de los convertidores operan en una banda muy estrecha alrededor de la curva nominal para condiciones de estado estable. La línea continua Qdc Vs P en la figura 14 también revela otra característica de estrategia de control comúnmente usada, es decir, que el ángulo de control del convertidor ( en el rectificador y en el

14 inversor) es regulado a un ajuste constante. El valor asumido en la figura 31 es 17º; mientras típicamente valores de 0 15º y 0 = 17º o 18º son comunes. Aunque no es evidente en la figura 31, el voltaje a.c. aplicado a las válvulas es mantenido virtualmente constante mediante el control del LTC del transformador. Esta acción del LTC es ampliamente responsable por mantener el ángulo de estado estable ( o ) en o muy cercano al ajuste deseado dentro de una pequeña banda. 7. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES Se concluye que el sistema de control VDCOL es muy importante para mantener la estabilidad del enlace en estado transitorio, sin embargo, no tiene mucha aplicación en el sistema en estado estable. Se concluye que con la información investigada en ese proyecto no es suficiente para determinar el punto óptimo de operación de un VDCOL para el enlace Colombia Panamá. De acuerdo con lo anterior, se recomienda realizar estudios adicionales de estabilidad de las áreas cercanas a los terminales de los dos países con el objetivo de sacar el mejor provecho del control VDCOL. Se avanzó en el conocimiento de sistemas HVDC, especialmente en el control de la potencia reactiva y su desempeño en estado estable y transitorio. Se analizó el estado del arte de la regulación de potencia reactiva en los sistemas HVDC, haciendo especial énfasis en los sistemas convencionales. Se concluye que aunque existe una tecnología relativamente nueva (HVDC LIGHT) que utilizan convertidores por fuente de voltaje auto conmutados (VSC), los cuales tienen capacidad de auto controlar la potencia reactiva, tal como lo haría un generador, estos se encuentran todavía limitados a potencias de hasta 250 MW. Por esta razón se enfatizó en los análisis del control de la potencia reactiva en convertidores HVDC convencionales. Se demostró que el consumo de potencia reactiva en los terminales convertidores del rectificador y del inversor se encuentran alrededor del 50 y 60% de la potencia nominal transmitida. Se demostró que la variación del voltaje d.c. es directamente proporcional a la cantidad de potencia reactiva (VARs) inyectados en el terminal respectivo. Se definió el modelo del enlace HVDC Colombia Panamá, se construyó el modelo a partir de un modelo existente en el software de simulación MatLab y con base en este modelo se analizaron los flujos de potencia activa y reactiva. Se usó el diseño del VDCOL existente en el modelo de MatLab, se revisaron cada uno de sus parámetros, y se analizó su comportamiento durante fallas transitorias REFERENCIAS [1] J. Arrillaga. High Voltage Direct Current Transmission, IEE Power and Energy Series 29, Pág [2] D. Wilhelm, High Voltage Direct Current Handbook, Electric Power Research Institute, first edition, [3] Kundur, Prabha. Power System Stability and Control, Electric Power Research Institute, Editorial Mc Graw Hill. New York, 1994 Pág. 3-5; [4] High Voltage Direct Current (HVDC) Transmissions Systems Technology Review Paper, Roberto Rudervall et all. Energy Week, Washington, D.C., USA, March 7 8, [5] Taylor, Carson W. Power System Voltage Stability. Editorial Mc Graw Hill. New York, [6] Sid Ahmed Zidi, Samir Hadjeri, M. Karim Fellah. The performance analysis of an HVDC Link, Intelligent Control and Electrical Power System Laboratory, Djillali Liabes University, Sidi Bel Abbes, 2200, Algeria, septiembre de [7] Richard Bunch and Dimitri Kosterev. Design and Implementation of a.c. Voltage Dependent Current Order Limiter at Pacific HVDC Intertie, [8] Intranet de Interconexión Eléctrica S.A., ISA, Proyectos, Interconexión Colombia - Panamá. Ing. Guillermo Vinasco, Msc.

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