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Universidad de los Andes

Facultad de Ingeniería

Departamento de Ingeniería Eléctrica y Electrónica

PROYECTO DE GRADO EN INGENIERÍA ELÉCTRICA

DISEÑO CONCEPTUAL Y BÁSICO DE UNA LÍNEA DE TRANSMISIÓN HVDC VSC EMBEBIDA

Por:

Jorge Andrés Santaella Cuberos

Ing Mario Alberto Ríos, PhD.

Asesor

Ing Gustavo Ramos López, PhD.

Jurado

Diciembre 2017

Bogotá, DC.

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ÍNDICE 1. INTRODUCCIÓN ........................................................................................................................... 4

2. ¿POR QUÉ UTILIZAR HVDC Y NO HVAC? ..................................................................................... 5

2.1. TECNOLOGÍAS DE CONVERSIÓN .......................................................................................... 5

2.2. FUNDAMENTACIÓN DE VSC ................................................................................................ 7

3. CASO DE ESTUDIO ....................................................................................................................... 7

3.1. MARCO GENERAL DEL DISEÑO CONCEPTUAL ..................................................................... 8

3.2. CRITERIOS DE OPERACIÓN .................................................................................................. 9

3.3. NORMATIVIDAD .................................................................................................................. 9

3.4. SELECCIÓN DEL NIVEL DE TENSIÓN Y CONDUCTOR DE LÍNEA ............................................ 9

3.5. TRANSFORMADORES DE ESTACIONES DE CONVERSIÓN .................................................. 11

3.6. ESTACIONES DE CONVERSIÓN VSC.................................................................................... 12

4. ANÁLISIS DE DESEMPEÑO CON INSTALACIÓN DE HVDC VSC. .................................................. 13

4.1. ESTUDIO EN ESTADO ESTABLE .......................................................................................... 13

CONTINGENCIAS A ANALIZAR ................................................................................................... 13

4.2. ANÁLISIS DINÁMICO .......................................................................................................... 14

4.3. EVENTOS A ANALIZAR ....................................................................................................... 14

4.4. CORTO CIRCUITO ............................................................................................................... 16

4.5. ANÁLISIS ARMÓNICO ........................................................................................................ 17

5. ESPECIFICACIÓN FINAL .............................................................................................................. 21

6. CONCLUSIONES ......................................................................................................................... 22

7. REFERENCIAS ............................................................................................................................. 23

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RESUMEN EJECUTIVO

En el documento se presenta el desarrollo del diseño conceptual de un enlace HVDC VSC embebido en el caso en estudio el cual se ilustra en la Figura 1. Se plantea un incremento, en un número t de años, del consumo y generación de potencia que será atendido mediante un enlace DC.

Figura 1 Caso de estudio

Para la caracterización del diseño se tienen en cuenta los siguientes pasos:

• Análisis del caso base

• Selección de la potencia y del nivel de tensión de enlace.

• Selección del conductor de enlace.

• Especificación de equipos tales como: estaciones conversoras, transformadores y filtros armónicos

• Refuerzos en el sistema AC para manejar el incremento de carga.

• Presupuesto de instalación

• Análisis de desempeño eléctrico de la tecnología instalada.

Realizados todos los pasos enunciados anteriormente, se consigna en la Tabla 1 Resumen del diseño y toma de decisión.

Tabla 1 Resumen del diseño y toma de decisión.

CARÁCTERÍSTICAS ENLACE HVDC

Voltaje DC 320 kV

Topología Bipolar

Potencia Transmitida 1000 MW

Filtros Armónicos 49 MVAr

Los resultados obtenidos, además del diseño y toma de decisión de la instalación, fueron los siguientes:

• Aumento de la capacidad de transporte del sistema eléctrico ante un incremento del 40% de la demanda.

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• Mejora en el amortiguamiento del sistema ante eventos transitorios tales como: Salida de servicio de una línea AC, corto circuito monofásico y trifásico y su consecuente despeje del mismo

• Control total de la potencia activa transmitida, además, controlabilidad en los límites permitidos de los perfiles de voltaje gracias a la naturaleza FACTS de VSC que permite controlar también inyección de potencia reactiva [2].

• Disminución de las pérdidas para la transmisión de la potencia activa con la instalación de la línea.

• Presupuesto de instalación de la línea y estaciones conversoras.

Finalmente, se recopila y se justifica cada elemento del diseño conceptual planteado, junto con la evaluación del desempeño eléctrico de la línea en el sistema. Se concluye entonces que la utilización de HVDC VSC en este sistema proporciona una solución confiable y robusta para el transporte de energía.

1. INTRODUCCIÓN Los sistemas eléctricos actuales se encuentran en situaciones de cargabilidad alta, éstas a su vez revisten un reto para los profesionales de ingeniería al tener que asegurar un funcionamiento adecuado y cumpliendo las normativas de servicio. Por ende, en dichas situaciones la transmisión de corriente directa de alta tensión HVDC es una tecnología que ha adquirido una buena participación en los sistemas de transmisión. Cuenta con varios beneficios sobre la transmisión en alta tensión de corriente alterna, especialmente, cuando se tienen condiciones de largas distancias y bloques considerables de potencia a transmitir [1]. Actualmente, el desarrollo de esta tecnología se ha visto relacionado a interconectar sistemas asíncronos, realizar enlaces submarinos y mejorar la capacidad de transporte al ser instalada en líneas embebidas en sistemas de potencia. Adicionalmente, la tecnología HVDC tiene una controlabilidad cercana al 100 por ciento gracias a los desarrollos en electrónica de potencia, a comparación de HVAC que posee un comportamiento menos predictivo[2].

En el presente documento se darán a conocer los resultados y análisis de la instalación de un enlace HVDC VSC embebido dado en Figura 1 Caso de estudio. Se contempla un incremento de la carga instalada del sistema en un 40% y, también, se incluye un aumento de la generación del sistema, pero solo en un área del mismo. Por ende, se plantea como solución a esta situación la instalación de un enlace DC embebido para cumplir los requerimientos.

Objetivo General

El diseño conceptual de una línea de HVDC VSC embebida en configuración bipolar en un sistema para lograr mejora en la potencia transmitida. Adicionalmente, analizar las consecuencias en la estabilidad del sistema y desempeño del mismo con esta nueva tecnología.

Objetivos específicos:

• Especificación conceptual de HVDC en el sistema eléctrico propuesto.

• Dimensionamiento eléctrico de los equipos asociados a la línea a instalar, estaciones conversoras, transformadores, filtros entre otros requerimientos.

• Presupuesto de instalación de la tecnología a precios de proyectos actuales ya realizados.

• Análisis del sistema eléctrico propuesto bajo diferentes condiciones de operación, antes y después de la instalación de la línea.

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• Estudio del requerimiento de filtros en las estaciones conversoras dada la inyección de armónicos a la red.

• Análisis de la cargabilidad de las estaciones conversoras y línea HVDC.

2. ¿POR QUÉ UTILIZAR HVDC Y NO HVAC? HVDC es una tecnología que permite transporte de energía económicamente viable para largas distancias, ya que no es afectada por la impedancia inductiva propia de una línea de transmisión AC. También, permite realizar interconexión de sistemas asíncronos, ya que aísla y realiza un enlace de solo potencia activa que se conecta a la frecuencia necesaria gracias al control en la conmutación de semiconductores de potencia. Posee las ventajas al mejorar la estabilidad en donde se encuentre instalada, ya que da mayor robustez ante eventos transitorios pues su comportamiento es totalmente predictivo. Además, la conversión por conmutación de voltaje da controlabilidad de la potencia activa y reactiva en un cien por ciento [3].

Los avances en electrónica de potencia han permitido que actualmente las conexiones DC, tanto para interconectar sistemas asíncronos como para realizar enlaces embebidos. Lo anterior, tiene mejoras notables para los sistemas de potencia gracias al desarrollo de controladores en dichos dispositivos, lo que facilita atender de mejor manera las necesidades del sistema eléctrico.

El principal criterio para escoger HVDC frente HVAC es el aumento en la capacidad de transporte con respecto a la distancia, pues HVAC enfrenta mayores pérdidas inductivas al incrementar la distancia de la línea. Por el contrario, HVDC evita el efecto piel e inductivo de la corriente alterna. Sin embargo, los análisis de presupuesto benefician a partir de cierta distancia la utilización de HVDC. Lo anterior se ve reflejado ante el elevado costo de las estaciones de conversión comparado con la instalación de líneas de transmisión AC.

2.1. TECNOLOGÍAS DE CONVERSIÓN Existen diferentes tecnologías para realizar el enlace DC, estas se diferencian con respecto al tipo de semiconductor que utilizan. Las dos principales que están en funcionamiento hoy en día son las siguientes:

• LCC (Line Conmutated Current): En esta tecnología se emplean tiristores para el rectificado e inversión de la corriente. Es utilizada para enlaces de grandes potencias y distancias. Exige unas condiciones previas al sistema AC en el cual se instalará. Dichas condiciones son la capacidad de corto circuito del sistema, pues no es viable instalarla en sistemas AC débiles. [4]

• VSC (Voltage Source Converter): Es la tecnología escogida para el presente trabajo, consta de conmutación con transistores IGBT que están presentes en las dos etapas del enlace: Rectificado e Inversión. Posee ciertas ventajas con respecto a LCC, pues no requiere de capacidades de corto circuito altas en los sistemas AC y evita el uso de grandes filtros armónicos al tener poca distorsión y requerimiento de reactiva [5].

Configuraciones para el enlace HVDC:

Punto a punto: Es una configuración utilizada para interconectar sistemas asíncronos, por lo general los conversores se asumen unidireccionales. En esta configuración el rectificador envía la potencia activa y el inversor la recibe.

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Homopolar: Consiste en la utilización de dos conductores con la misma polaridad, permite redundancia en el suministro del sistema. Sin embargo, tiene mayores pérdidas al tener mayor corriente por el cable de retorno.

Configuración Bipolar: Esta configuración consta de dos conductores cada uno con el mismo nivel de tensión pero uno siendo el negativo del otro. Esta configuración es la escogida para el presente proyecto, pues tiene la confiabilidad que el sistema requiere al poder enfrentar contingencias N-1. El retorno de la corriente puede utilizarse por tierra o también con un retorno metálico. [5]

Figura 2 Enlace HVDC Bipolar tomado de: http://circuitglobe.com/different-types-hvdc-links.html

Enlaces embebidos: La definición de enlace Embebido según CIGRE es la de un enlace DC que está conectado físicamente con al menos dos puntos de un mismo sistema AC síncrono. Con esta configuración no solo se espera mejorar el transporte de energía, sino dar mayores beneficios en el ámbito de control de voltaje, estabilidad y flujo de carga. Se puede observar en Figura 3 Enlace Embebido tomado de: Embedded HVDC Systems SCCER-FURIES ABB

Figura 3 Enlace Embebido tomado de: Embedded HVDC Systems SCCER-FURIES ABB

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2.2. FUNDAMENTACIÓN DE VSC La transmisión de potencia en la tecnología VSC es modelada como una fuente de voltaje en cada terminal de la línea. La conexión de las dos terminales se realiza mediante el enlace DC.

El voltaje del transformador está directamente relacionado con el voltaje DC que maneje la línea.

𝑈𝑉 = 𝑘𝑢𝑈𝑑

El factor ku puede ser modificado mediante el control en las conmutaciones de ciclo que se tienen en los controladores. Ahora bien, las potencias reactivas y activas se expresan con las siguientes ecuaciones:

𝑃 = 𝑈𝑑×𝐼𝑑 = 𝑈𝐿×𝑈𝑉𝑋𝐿

∗ sin(𝜃)

𝑄 =𝑈𝐿×(𝑈𝐿 − 𝑈𝑉)cos(𝜃)

𝑋𝐿

Vale la pena resaltar que la potencia activa depende mayormente del desplazamiento del ángulo de voltaje junto con la corriente y el voltaje DC. Por el contrario, para la potencia reactiva se tiene dependencia de la diferencia de voltajes del conversor con la red[6].

3. CASO DE ESTUDIO El caso de estudio utilizado para el presente trabajo está representado en Figura 4 Sistema Eléctrico planteado:

Figura 4 Sistema Eléctrico planteado

El sistema original que fue modificado se tomó del libro “Power System Stability and Control” de Prabha Kundur[7], sistemas de dos áreas. En el sistema se da un incremento en un determinado tiempo de la carga y la generación se da en una sola área distante del punto de mayor consumo.

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Como consecuencia, se propone tener una capacidad de transporte mediante HVDC VSC embebido en el sistema. La distribución de carga y generación en cada una de las áreas del sistema se resume en Tabla 2 Escenario de generación y demanda

Tabla 2 Escenario de generación y demanda

CARGAS Y GENERACIÓN POTENCIA [MW]

CARGAS ÁREA 1 1295

CARGAS ÁREA 2 2416

GENERACIÓN ÁREA 1 2800

GENERACIÓN ÁREA 2 996

Se puede observar la distribución desigual de carga y generación.

En el sistema presente se requirieron refuerzos AC para poder enfrentar dicho aumento de la carga y generación. En Tabla 3 Líneas AC a reforzar se observan los refuerzos correspondientes.

Tabla 3 Líneas AC a reforzar

ELEMENTO REFUERZO

LÍNEA 5-6 DOBLE

CIRCUITO LÍNEA 6-7

LÍNEA 10-9

Los parámetros de las líneas de transmisión AC originales de sistema se observan en Tabla 4 Parámetros de Líneas Existentes:

Tabla 4 Parámetros de Líneas Existentes

PARÁMETROS DE LÍNEAS

R [Ω/km] X [Ω/km] R(0) [Ω/km] X(0) [Ω/km] C [µF/km]

0,0529 0,529 0,157 1,57 0,0105

Por tanto, el criterio de ampliación para los refuerzos AC, según los parámetros originales del sistema, fue utilizar cable Finch con ampacidad de 950 A.

3.1. MARCO GENERAL DEL DISEÑO CONCEPTUAL En el sistema eléctrico descrito anteriormente se presentan las siguientes situaciones:

• Aumento en el consumo de la demanda en un tiempo t de 40%

• Aumento en la generación en una sola área del sistema. 1300 MW.

• Distancia de interconexión: 270 km.

El enlace DC se conforma de los siguientes elementos:

• Transformadores para estación rectificadora e inversora

• Estaciones de conversión VSC

• Conductor de enlace

Dada la potencia a transmitir a través de la línea, 1000 MW, se hace necesario escoger una configuración de enlace redundante. Las configuraciones disponibles para esta alternativa fueron:

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• Homopolar

• Bipolar

La configuración bipolar es la que se adapta mejor a los requerimientos de redundancia y pérdidas operacionales. Lo anterior es consecuencia de la disminución sustancial de la corriente de retorno del sistema. Por ende, se tendrán los siguientes equipos involucrados en la ampliación del sistema:

• 4 Transformadores en estaciones conversoras VSC. 2 para rectificadoras y 2 para inversoras.

• Enlace DC Bipolar

3.2. CRITERIOS DE OPERACIÓN Los criterios de operación para el sistema planteado se establecerán mediante los estudios eléctricos necesarios. Para analizar en detalle el funcionamiento del enlace bipolar se realizará lo siguiente:

• Flujo de carga para determinar perfiles de voltaje y detectar posibles sobrecargas.

• Contingencias N-1 para determinar capacidad de respuesta del sistema ante eventualidades.

• Corto circuito para establecer nivel de corto en los nodos del sistema.

• Análisis dinámico para analizar la estabilidad transitoria del sistema ante eventos.

3.3. NORMATIVIDAD Parte de la normatividad que rige a un sistema eléctrico es la del país en el cual se encuentre funcionando. Para el presente caso de estudio se deberán utilizar las normas regulatorias colombianas que tengan lugar. Se listarán las normas nacionales e internacionales que regirán cada uno de los aspectos a regular:

• Resolución 177 CREG 2016 Por el cual se ordena hacer público un proyecto de resolución de carácter general, que pretende establecer las normas de calidad de la potencia eléctrica aplicables en el Sistema Interconectado Nacional.

• Estándar IEEE 519-2012 Práctica recomendada para control de la distorsión armónica

• IEC 60909 para cálculo de corto circuito.

• Resolución CREG 065 2012. Por el cual se ordena hacer público un proyecto de resolución de carácter general, que pretende establecer las normas de calidad de la potencia eléctrica aplicables en el Sistema Interconectado Nacional.

• Estándar IEEE 1204 1994 Guia para el planeamiento de enlaces DC terminales en sistemas AC con baja capacidad de corto circuito.

3.4. SELECCIÓN DEL NIVEL DE TENSIÓN Y CONDUCTOR DE LÍNEA La potencia de interconexión será de 1000 MW, por ende, en cada polo se transportarán 500 MW. Para analizar a qué voltaje se debe transmitir se evalúan las tensiones de 500 kV y 320 kV. Para ello, se modela con base en [8] donde ya se ha realizado un análisis presupuestal con las variables de calibre, voltaje y potencia a transmitir. Lo anterior permite ver la mejor toma de decisión en costos para el nivel de tensión.

La corriente a llevar en DC para cada nivel de tensión estará dado por la siguiente ecuación:

𝐼[𝑘𝐴] =𝑃[𝑀𝑊]

𝑉[𝑘𝑉]

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Las corrientes obtenidas para cada uno de los niveles de tensión y conductores propuestos se consignan en Tabla 5 Conductores y corrientes asociadas a cada nivel de tensión

Tabla 5 Conductores y corrientes asociadas a cada nivel de tensión

VOLTAJE [kV] CORRIENTE [kA] CABLE SECCIÓN [kcmil] AMPERAJE [A] # HAZ

500 1 Pelican 477 687 2

320 1,56 Rail 1033.5 983 2

La elección del conductor se realizó siguiendo el criterio de decisión de contingencias. En éste se decidió que cada enlace debería tener el 125% de capacidad con respecto a su operación estable.

Ahora bien, el análisis de costo contemplará el conductor y el costo de la estación. El costo del conductor queda de la siguiente manera [8]:

𝐶𝑙 = 𝑎 + 𝑏𝑉 + 𝑆(𝑐𝑁 + 𝑑)

𝑆 = 𝑁𝑆1

Los parámetros utilizados en las ecuaciones planteadas se describen en Tabla 6 Parámetros actualizados a Diciembre de 2016:

Tabla 6 Parámetros actualizados a Diciembre de 2016

Parámetros de decisión

a 69950 USD/km

b 115,37 USD/Kv*km

c 1,117 USD/kcmil*km

d 10,25 USD/kcmil*km

ro 58 Ω*kcmil/km

Vida Útil 45 Años

WACC 10,90%

If 0,5^2

A 0,698 MM USD

B 0,317

C 0,557

Una vez definidas las ecuaciones que modelarán los costos de cada factor [8], se analiza el costo de cada alternativa resumido en Tabla 7 Presupuesto de instalación. Miles de Dólares a Diciembre 2016.

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Tabla 7 Presupuesto de instalación. Miles de Dólares a Diciembre 2016

320 kV 500 kV Moneda

Costo Línea $ 43.389 $ 41.425

M USD Costo Pérdidas $ 7.175 $ 6.134

Costo Estación $ 107.983 $ 159.498

TOTAL $ 158.547 $ 207.057

En los presupuestos de instalación el mayor peso lo tiene el costo de la estación conversora, se da una disminución en las pérdidas y costo de línea para la opción de 500 kV, sin embargo, es más económico 320 kV por cuenta de la disminución en el costo de la estación.

Se concluye que el nivel de tensión a utilizar, según presupuesto, es 320 Kv para una configuración de enlace bipolar. Se determina que el conductor a utilizar será Rail en configuración de doble haz. Para ello, la ampacidad total por polo será de 1966 A.

3.5. TRANSFORMADORES DE ESTACIONES DE CONVERSIÓN Para la conversión de AC-DC en los rectificadores es necesario utilizar transformadores reductores de 230 kV, voltaje del sistema AC, a 115 kV a la entrada de las estaciones conversoras. Lo anterior se sustenta dado el voltaje requerido por un rectificador a su entrada para proporcionar el enlace DC [10].

𝑉𝐷𝐶 = 2,37𝑉𝐿𝐿

Gracias a esto se tiene entonces un requerimiento de un transformador de 230 kV a 115 kV. Ahora bien, la potencia nominal del equipo estará dada por los estudios eléctricos del sistema, estos indican que se debe tener una capacidad de 760 MVA como criterio de respaldo ante contingencias.

Figura 5 Esquema de conexión

Para la mitigación de armónicos la conexión de los transformadores deberá ser de delta estrella en un polo y estrella-estrella grupo 1 en otro, de esta forma se realiza una adecuada mitigación de los armónicos [9]. La razón por la cual se emplea esta configuración es por el desfase de 30 grados que los devanados delta asignan al voltaje, debido a esto, los armónicos 5,7 y 19 son mitigados. La justificación a esta mitigación se da por las redes de secuencia propias de las componentes armónicas. Tendrán cambiadores de Tap para proporcionar el voltaje necesario en los semiconductores de las estaciones conversoras bajo carga.

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Los parámetros de funcionamiento de los transformadores serán los típicos utilizados que se observan en Tabla 8 Parámetros de transformadores:

Tabla 8 Parámetros de transformadores

Parámetros Transformador

%Z R/X %R

10 0,02 0,2

La cantidad de transformadores a utilizar serán 4 dado que serán dos para rectificadores y dos para los inversores. La potencia nominal a utilizar para transformador será de 750 MVA, según estudios eléctricos, para afrontar contingencias N-1.

3.6. ESTACIONES DE CONVERSIÓN VSC Las estaciones de conversión serán cuatro estaciones en las cuales dos son rectificadoras y dos inversoras. La configuración de las estaciones será de multinivel para la reducción de la distorsión armónica. La topología a escoger para el caso de estudio se puede observar en Figura 6 Topología MMC VSC [5]. Esta configuración es la que está ganando más aceptación en los proyectos modernos de HVDC VSC.

La principal ventaja de esta tecnología es el control bidireccional de potencia activa y reactiva, además, la disminución de los filtros armónicos en tamaño. Sin embargo, las pérdidas asociadas a la conmutación de los semiconductores y el costo de cada una de las estaciones son los retos todavía a superar.

Figura 6 Topología MMC VSC

Debido a la controlabilidad de las estaciones conversoras del voltaje AC en la conexión al sistema, se inyectan reactivos en los nodos de acople para poder lograr la tensión nominal dada. Consecuentemente, es importante analizar en operación estable el factor de potencia al cual trabajarán las estaciones, ya que de esta forma se podrá hacer un correcto dimensionado y ajustarse a la curva PQ característica de la tecnología.

En el presente trabajo las estaciones conversoras tienen las siguientes variables a controlar:

• Voltaje AC

• Voltaje DC

• Potencia Activa

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Por lo tanto, en estudio de análisis permanente se analizará el factor de potencia en el cual las estaciones funcionarán.

4. ANÁLISIS DE DESEMPEÑO CON INSTALACIÓN DE HVDC VSC. 4.1. ESTUDIO EN ESTADO ESTABLE

Los estudios de estado estable obtenidos mediante flujos de carga, permiten visualizar anormalidades en los perfiles de tensión del sistema, especialmente, cuando hay voltajes por debajo del 96% que es prohibido por la normativa CREG. También, permite observar si existen sobrecargas en los equipos empleados. Reporta igualmente la cantidad de pérdidas en potencia activa y reactiva del sistema. En el presente estudio se evaluaron contingencias N-1 del caso de estudio.

CONTINGENCIAS A ANALIZAR

La primera contingencia a analizar será la salida de servicio de un polo DC, la operación del enlace queda en un 50% funcionando mediante el polo faltante. Posteriormente, se manejará otra contingencia en la cual el mismo polo sale de funcionamiento pero se asume el 75% del transporte de potencia mediante el otro polo. Finalmente, se analiza la salida de funcionamiento de la línea AC que conecta el nodo 7 al 9. De esta forma se comprueba la robustez que el enlace DC proporciona a todo el sistema. El resumen del comportamiento del sistema ante cada uno de los eventos se resume en Tabla 9 Resultados flujo de carga.

Tabla 9 Resultados flujo de carga

PERFILES VOLTAJE

ESTADO ESTABLE CONT DC 1 CONT DC 2 CONT LI 7-9

NODO % % % %

BUS 6 101,5 102,3 101,5 101,2

BUS 7 99,5 101,0 99,0 98,0

BUS 9 100,0 101,0 100,0 100,0

BUS 10 101,0 101,0 101,0 100,4

BUS 11 103,0 103,0 103,0 103,2

BUS DC 1 105,0 105,0 105,0 105,0

BUS DC 2 105,0 0,0 0,0 105,0

BUS DCAC 101,0 0,0 0,0 101,0

BUS DCAC II 101,0 101,0 99,0 101,0

Las pérdidas en Potencia Activa para cada uno de los casos fueron: 68 MW, 138 MW, 78MW y 101 MW.

Un estudio clave es analizar el factor de potencia de las estaciones conversoras, esto con el fin de tener un dimensionamiento adecuado en capacidad nominal. Por consiguiente, se logra entregar tanto potencia activa como reactiva según el comportamiento. En Tabla 10 Flujos de Potencia Estaciones Conversoras se observan los factores de potencia sin contingencias.

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Tabla 10 Flujos de Potencia Estaciones Conversoras

FLUJOS DE POTENCIA ESTACIONES CONVERSORAS

ESTACIÓN ACTIVA [MW] REACTIVA [MVAr] APARENTE [MVA] FP

RECTIFICADORA 510 15 510,221 1,000

INVERSORA 500 45 502,021 0,996

Ahora bien, para justificar el dimensionamiento en 760 MVA se obtiene en Tabla 11 Flujo de Potencia Estación Conversora bajo contingencia para la contingencia DC 2 los resultados :

Tabla 11 Flujo de Potencia Estación Conversora bajo contingencia

POTENCIAS ESTACIÓN CONVERSORA

ACTIVA [MW] 750,00

REACTIVA [MVAR] 122,88

APARENTE [MVA] 760,00

FP 0,98

4.2. ANÁLISIS DINÁMICO Se realizará un análisis dinámico del sistema con el fin de observar el amortiguamiento que se tiene para diversas perturbaciones. Se modelarán las salidas de servicio de líneas AC y de un polo del enlace DC con dos escenarios de transporte.

4.3. EVENTOS A ANALIZAR Se modela la salida de servicio de una línea AC entre el nodo 7 a 9 para observar el amortiguamiento de la línea remanente. Las variables a analizar serán potencia activa y voltaje en las estaciones conversoras. En Figura 7 Oscilación para línea paralela AC se visualiza el amortiguamiento por la línea que no sale de funcionamiento.

Con el objetivo de analizar el amortiguamiento del sistema ante la falla de un polo del enlace, se analiza el comportamiento transitorio de la estación conversora que no sale de servicio. Se analizan Potencia en Figura 8 Oscilación en potencia activa para una estación inversora y voltaje en Figura 10 Voltaje de estación conversora en p.u.

Asimismo, se analizó la estabilidad de uno de los generadores ante la salida de un polo del enlace, se observa el comportamiento en Figura 9 Oscilación de potencia activa en generador 1.

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Figura 7 Oscilación para línea paralela AC

Figura 8 Oscilación en potencia activa para una estación inversora

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Figura 9 Oscilación de potencia activa en generador 1

Figura 10 Voltaje de estación conversora en p.u

De los anteriores resultados se puede concluir que la estabilidad del sistema transitoria ante perturbaciones es adecuada.

Es de gran importancia analizar los voltajes de las estaciones conversoras ante una falla, pues según [11] una disminución en más del 80% de la magnitud del voltaje puede ocasionar fin de la operación y detener el sistema.

4.4. CORTO CIRCUITO El resultado del estudio de corto circuito del sistema muestra los niveles asociados a cada punto de conexión. Especialmente, se observa el nivel de corto en el punto de acople del sistema DC. Sin embargo, la tecnología VSC no requiere relaciones de corto circuito altas para ser instaladas. Es decir, tener el sistema AC una impedancia más baja que la representada en el enlace DC en potencia. Todo lo anterior se verifica con el estándar IEEE 1204. En Tabla 12 Estudio de corto circuito se evidencian

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los nodos de mayor interés, específicamente, los nodos AC donde se realizará la conexión de las estaciones. El requerimiento según norma es tener más del doble de potencia de corto circuito, con respecto a la de transmisión en el punto de acople.

Tabla 12 Estudio de corto circuito

ELEMENTO IK [kA] SCC [MVA]

BUS 5 23 9174

BUS 9 11 4562

BUS GEN N 242 8392

NODO RECTIFICADORA 31 6115

NODO RECTIFICADORA 2 31 6115

NODO INVERSORA 18 3654

NODO INVERSORA2 18 3654 Los resultados de este estudio permiten dimensionar adecuadamente las protecciones AC en caso de que deban ser reevaluadas.

4.5. ANÁLISIS ARMÓNICO Dado la utilización de electrónica de potencia en las estaciones conversoras, se demanda corriente distorsionada en el punto de acople del rectificador. Con el fin de dimensionar la distorsión armónica, tanto en corriente como voltaje, se utiliza el modelo de distorsión de corriente del rectificador VSC que se observa en Tabla 13 Modelo de distorsión rectificador IGBT[17].

Tabla 13 Modelo de distorsión rectificador IGBT

THD CORRIENTE RECTIFICADOR IGBT

h %

5 2,60

7 3,40

11 3,00

13 0,10

17 2,10

19 2,20

De la anterior relación de corrientes se obtiene la forma de corriente distorsionada en Figura 11 Modelo de distorsión del conversor

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Figura 11 Modelo de distorsión del conversor

Una vez modelada la inyección armónica, se procede a analizar la distorsión en voltaje consignada en Tabla 14THD Voltaje Nodos

Tabla 14THD Voltaje Nodos

THD VOLTAJE

ELEMENTO NODO 5 NODO RECTIFICADORA

THD TOTAL 1,36% 2,83%

h=5 0,39% 0,75%

h=7 0,41% 0,60%

h=11 0,52% 1,46%

h=17 0,70% 1,44%

h=19 0,88% 1,70%

El primer diagnóstico de la distorsión del sistema es que el nodo rectificadora está en THD total e individual fuera de límite. El armónico individual que está fuera del límite establecido es el 19. Por ende, para cumplir la normativa exigida por el estándar se sintonizaron filtros para disminuir la distorsión total e individual. La normativa del IEEE 519 exige un THD menor a 2.5% para el nodo rectificadora de 115 Kv y ningún armónico individual mayor a 1.5% en voltaje.

DISEÑO E INSTALACIÓN DE FILTROS

La instalación de los filtros se ejemplifica en Figura 12 Esquema de conexión de filtros:

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Figura 12 Esquema de conexión de filtros

Ahora bien, para el diseño de los filtros se contemplaron las corrientes armónicas del 5,7, 11,17 y 19 orden. Para ello, los diseños calculados a partir de la siguiente ecuación[13]:

𝑓0 =1

2𝜋√𝐿𝐶

Donde f0 representa el múltiplo de la frecuencia fundamental que se debe filtrar. Sin embargo, para el cálculo de los filtros se debe utilizar un factor de sintonización para los múltiplos de las frecuencias, este factor se aplica como consecuencia de las tolerancias de los componentes y variaciones en la fundamental evaluada. Por ende, el factor de sintonización [18] para cada uno de los armónicos a tratar se añade según cada filtro dimensionado en Tabla 15 Especificaciones filtros AC :

Los filtros resultantes se resumen en Tabla 15 Especificaciones filtros AC:

Tabla 15 Especificaciones filtros AC

FILTROS ARMÓNICOS AC

h FACTOR L [mH] C [uF] Q[MVAr]

5 4,813 100 3,03 16

7 6,734 60 2,58 13

11 10,59 30 2,09 11

17 16,36 25 1,05 5,35

19 18,29 30 0,7 3,57

Ahora bien, los resultados para corrientes armónicas y THD de voltaje para los nodos requeridos se compararán con la tabla de estándar IEEE 519. Por consecuente, es necesario analizar las corrientes en el nodo de 230 Kv. Se resumen la distorsión en Tabla 16 Corrientes sin filtrado en nodo acople sistema AC

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Tabla 16 Corrientes sin filtrado en nodo acople sistema AC

CORRIENTES NODO 5 230 kV CORRIENTES NODO RECTIFICADORA

h % %

5 1,53 2,5

7 1,53 3,3

11 0,63 2,9

13 0 0,1

17 0,45 2,1

19 0,45 2,1

Una vez se instalan los bancos de filtros, se analiza el THD nuevo en Tabla 17 THD Después de la instalación de los filtros y se comparan las restricciones en corriente según el estándar 519.

Tabla 17 THD Después de la instalación de los filtros

THD VOLTAJE CORREGIDO

ELEMENTO NODO 5 NODO RECTIFICADORA

THD TOTAL 0,38% 1,17%

h=5 0,20% 0,44%

h=7 0,18% 0,48%

h=11 0,14% 0,56%

h=17 0,17% 0,60%

h=19 0,14% 0,53%

Si se realizan correcciones a órdenes armónicos bajos consecutivamente, se permite un aumento en la corriente individual que se consigna en Tabla 18 Multiplicadores asociados:

Tabla 18 Multiplicadores asociados

REDUCCIÓN EN ORDEN ARMÓNICO MULTIPLICADOR

5,7 1,4

5,7,11,13 1,7

5,7,11,13,17,19 2

Las corrientes armónicas y sus correspondientes límites aumentados se pueden observar en Tabla 19 Corrientes y límites aumentados donde se observa el porcentaje de corriente armónica con respecto a la carga, la corriente de carga total es de 2500 A en el lado de 115 kV. También, se consigna el nuevo límite que se obtiene debido a los multiplicadores.

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Tabla 19 Corrientes y límites aumentados

CORRIENTES ARMÓNICAS

ORDEN 230 kV 115 KV

h % LÍMITE

AUMENTADO % LÍMITE AUMENTADO

5 0,24 2% 2% 4,0%

7 0,20% 2% 2,40% 4,0%

11 0,06% 1% 1,44% 2,0%

17 0,09% 0,65% 1,06% 1,50%

19 0,01% 0,65% 0,88% 1,50%

Dado el tratamiento de todos los armónicos presentes en la distorsión, el estándar IEEE 519 permite aplicar el multiplicador de dos veces la corriente porcentual permitida. Finalmente, el requerimiento de filtros es de 49 MVAr por estación conversora. Se cumple el requerimiento de distorsión tanto en voltaje como corriente para cada uno de los nodos analizados.

5. ESPECIFICACIÓN FINAL Para el problema tratado se podrá resumir el diseño y toma de decisión a los siguientes hechos:

• Enlace HVDC VSC en configuración Bipolar.

• Capacidad de enlace: 1000 MW.

• Tensión de enlace: 320 kV DC.

• Longitud de línea: 270 km

• Estaciones conversoras, con transformadores incluidos, de 760 MVA c/u.

• Conductor Rail de 954 A. Doble Haz de conductores para cada polo. Ampacidad total por polo de 1,9 kA.

• Filtros armónicos para mantener THD en los límites adecuados: 49 MVAr por estación conversora conectados a lado de baja del transformador.

• Transformadores para estaciones de conversión de 230/115 kV y 115/230 kV para lado inversor.

• Presupuesto de instalación total de: $157.487 Miles de Dólares a Diciembre de 2016.

Se comprueba el desempeño de la solución propuesta bajo diferentes condiciones y normativas exigidas. Los resultados eléctricos de sistema demuestran cumplimiento de los criterios de funcionamiento.

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6. CONCLUSIONES En el presente trabajo se estudiaron las variables principales para el diseño conceptual de un enlace HVDC con VSC. Esencialmente, se determinó el nivel de tensión a utilizar, 320 kV para 1000 MW de interconexión en bipolo. El diseño conceptual y posterior simulación de la línea embebida cumplió con la normativa establecida. Además, se evidenciaron mejorías con respecto a la transmisión en HVAC, específicamente, en los estudios eléctricos dados en el documento como estudio en estado estable y análisis dinámico. Los refuerzos realizados al sistema para cumplir con el aumento de la demanda fueron suficientes para cumplir con los requerimientos normativos. Especialmente, al analizar contingencias N-1 en el sistema y contemplar cargabilidad máxima que se mantuvo en el 75% de la capacidad nominal establecida.

Se realizó la sintonización de los filtros armónicos para disminuir el porcentaje de distorsión, se logró mantener el THD en los límites que el estándar propone. También, se evidenció una disminución de tamaño de los filtros en potencia reactiva con respecto a otras tecnologías de HVDC como LCC. El criterio de escogencia para el nivel de tensión y conductor a utilizar en el enlace DC fue el presupuesto de instalación, en el presente trabajo el resultado fue utilizar 320 kV comparado con 500 kV. La mayor contribución al costo de instalación se vio reflejado en la estación conversora donde la mayor sensibilidad fue el cambio de nivel de tensión. Finalmente, se mostraron las ventajas de la tecnología VSC para realizar enlaces DC en sistemas híbridos que tengan bajo SCR. Lo anterior es mejor con respecto a LCC, pues permite disminuir costos en refuerzos para aumento de la capacidad de corto.

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