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Ingeniería Eléctrica Facultad de Ingeniería

7-4-2019

Estudio y aplicación de un control de un enlace vsc-hvdc para el Estudio y aplicación de un control de un enlace vsc-hvdc para el

mejoramiento de la estabilidad de tensión de un sistema de mejoramiento de la estabilidad de tensión de un sistema de

potencia potencia

Wilmer Yesid Sandino Sandoval Universidad de La Salle, Bogotá

Juan Carlos Rodríguez Romero Universidad de La Salle, Bogotá

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Citación recomendada Citación recomendada Sandino Sandoval, W. Y., & Rodríguez Romero, J. C. (2019). Estudio y aplicación de un control de un enlace vsc-hvdc para el mejoramiento de la estabilidad de tensión de un sistema de potencia. Retrieved from https://ciencia.lasalle.edu.co/ing_electrica/249

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1

ESTUDIO Y APLICACIÓN DE UN CONTROL DE UN ENLACE VSC-HVDC

PARA EL MEJORAMIENTO DE LA ESTABILIDAD DE TENSIÓN DE UN

SISTEMA DE POTENCIA

WILMER YESID SANDINO SANDOVAL

JUAN CARLOS RODRIGUEZ ROMERO

UNIVERSIDAD DE LA SALLE

FACULTAD DE INGENIERÍA

PROGRAMA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

BOGOTÁ D.C.

2019

2

ESTUDIO Y APLICACIÓN DE UN CONTROL DE UN ENLACE VSC-HVDC

PARA EL MEJORAMIENTO DE LA ESTABILIDAD DE TENSIÓN DE UN

SISTEMA DE POTENCIA

Wilmer Yesid Sandino Sandoval

Juan Carlos Rodríguez Romero

Trabajo de grado presentado como requisito parcial para optar al título de

Ingeniero Electricista

Director

Luis Fernando Rodríguez García, M.Sc.

UNIVERSIDAD DE LA SALLE

FACULTAD DE INGENIERÍA

PROGRAMA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

BOGOTÁ D.C.

2019

3

Nota de aceptación

___________________________

___________________________

___________________________

___________________________

___________________________

Firma del presidente del jurado

___________________________

Firma del jurado

_________________________

Firma del jurado

Bogotá D.C., marzo de 2019

4

Wilmer Yesid Sandino Sandoval

A Dios, mis padres y hermanos

Juan Carlos Rodriguez Romero.

A Dios, la virgencita y mi familia.

5

AGRADECIMIENTOS

Agradezco a Dios por todas las bendiciones recibidas, a mi papá Luis Hernando Sandino, mi

mamá Blanca Sandoval Pacho y mis hermanos por brindarme su apoyo incondicional en todo

momento,

Al ingeniero Luis Fernando Rodríguez García por brindarme su enseñanza y su apoyo.

A la Universidad de la Salle y sus profesores que me formaron a lo largo de mi carrera.

Wilmer Yesid Sandino Sandoval

Agradezco principalmente a Dios y la virgencita por mi familia, por las bendiciones que nos da

cada día y por darme la oportunidad de poder culminar mis estudios como ingeniero electricista.

A mi familia gracias por su apoyo incondicional, sus consejos, su fortaleza y por ser mi motivación

para ser mejor cada día.

Finalmente, expreso mis más sinceros agradecimientos a nuestro director, el ingeniero Luis

Fernando García por su paciencia, consejos, apoyo y dedicación en todo momento, a Wilmer

Sandino quien sería mi compañero en esta investigación, gracias por su paciencia, compromiso y

amistad.

Juan Carlos Rodriguez Romero

6

INDICE GENERAL

INDICE DE TABLAS .................................................................................................................... 9

INDICE DE FIGURAS ................................................................................................................ 10

NOMENCLATURA ..................................................................................................................... 12

INTRODUCCIÓN ........................................................................................................................ 14

1.DESCRIPCIÓN DEL PROBLEMA .......................................................................................... 17

2.OBJETIVOS .............................................................................................................................. 19

2.1.Objetivo general ...................................................................................................................... 19

2.2.Objetivos específicos .............................................................................................................. 19

3.MARCO TEORICO .................................................................................................................. 20

3.1.Sistemas de transmisión de corriente directa en alto voltaje .................................................. 20

3.1.1.Sistemas HVDC con Convertidores Conmutados por Corriente o LCC-HVDC ................ 21

3.1.2.Sistemas HVDC con convertidores conmutados por voltaje o VSC-HVDC ...................... 21

3.2.Comparación entre los sistemas de transmisión basados en LCC – HVDC y VSC - HVDC 22

3.3.Configuraciones y modos de operación .................................................................................. 22

3.3.1.Modos de operación ............................................................................................................. 22

3.3.2.Configuraciones ................................................................................................................... 25

4.METODOLOGIA ...................................................................................................................... 26

4.1.Implementación sistema de potencia de prueba...................................................................... 26

7

4.2.Enlace en DC .......................................................................................................................... 26

4.2.1.Consideraciones Técnicas .................................................................................................... 26

4.2.2.Banco de condensadores DC ............................................................................................... 26

4.3.Implementación del sistema de control del enlace de transmisión en HVDC. ....................... 27

4.3.1.Modelo del convertidor en régimen permanente. ................................................................ 28

4.3.2.Estaciones conversoras ........................................................................................................ 30

4.3.3.Estación rectificadora........................................................................................................... 30

4.3.4.Estación Inversora ................................................................................................................ 33

4.4.Criterio para evaluar el mejoramiento en la estabilidad de tensión del sistema de potencia con

el enlace VSC-HVDC. .................................................................................................................. 36

4.5.Validación del sistema de control para la potencia activa transmitida. .................................. 36

5.RESULTADOS ......................................................................................................................... 38

5.1.Sistema de potencia de prueba ................................................................................................ 38

5.2.Parámetros de los controladores del sistema de control en el enlace VSC-HVDC. ............... 39

5.3.Control de potencia activa transmitida ................................................................................... 40

5.3.1.Tensión en DC ..................................................................................................................... 43

5.3.2.Tensión en las estaciones conversoras ................................................................................. 44

5.3.3.Corriente en el enlace en DC ............................................................................................... 44

5.3.4.Saturadores en la estación inversora .................................................................................... 45

5.3.5.Potencia Reactiva en la carga. ............................................................................................. 46

8

5.4.Estabilidad de tensión en el sistema de potencia de prueba.................................................... 47

5.4.1. Prueba 1 ............................................................................................................... 48

5.4.2. Prueba 2 ............................................................................................................... 48

5.5.Perfiles de Tensión de cada una de las barras del sistema de potencia de prueba .................. 52

6.CONCLUSIONES ..................................................................................................................... 55

6.1.Trabajos futuros ...................................................................................................................... 57

7.BIBLIOGRFIA .......................................................................................................................... 58

9

INDICE DE TABLAS

Tabla 1.Comparación entre los sistemas LCC – HVDC y VSC – HVDC .................................... 22

Tabla 2.Parámetros técnicos del sistema de potencia de prueba Garver de 6 barras ................. 38

Tabla 3.Parámetros técnicos del sistema VSC-HVDC. ................................................................ 39

Tabla 4.Ganancias controladores sistema de control estación rectificadora .............................. 40

Tabla 5.Ganancias controladores sistema de control estación inversora ................................... 40

Tabla 6.Condiciones operativas 1 en el sistema HVDC. .............................................................. 41

Tabla 7.Condiciones operativas 2 en el sistema HVDC. .............................................................. 41

Tabla 8. Valores de tensión para condiciones operativas del escenario de prueba 1 ................. 48

Tabla 9.Valores de tensión para condiciones operativas prueba 2.1 (Q= 0 MVAR)................... 50

Tabla 10.Valores de tensión para condiciones operativas prueba 2.2 (Q= 50 MVAR)............... 51

Tabla 11.Valores de tensión para condiciones operativas prueba 2.3 (Q= -50 MVAR) ............. 52

10

INDICE DE FIGURAS

Figura 1: Esquema general de un sistema de transmisión HVDC ............................................... 20

Figura 2. Sistema LCC-HVDC. Fuente: Elaboración propia ...................................................... 21

Figura 3. Sistema VSC-HVDC. Fuente: Elaboración propia ...................................................... 21

Figura 4. Modo monopolar retorno: a por tierra. b retorno metálico ......................................... 23

Figura 5. Configuración Bipolar .................................................................................................. 24

Figura 6. Configuración Homopolar. ........................................................................................... 25

Figura 7. Sistema de transmisión bipolar VSC-HVDC ................................................................ 27

Figura 8. Estructura línea de transmisión VSC-HVDC. .............................................................. 27

Figura 9. Transformada de Park .................................................................................................. 28

Figura 10. Modelo del convertidor. .............................................................................................. 28

Figura 11. Esquema de control estación rectificadora. ............................................................... 31

Figura 12. Control de potencia activa y reactiva ......................................................................... 33

Figura 13. Esquema de control estación inversora. ..................................................................... 34

Figura 15. Circuito de control tensión DC y AC. ......................................................................... 36

Figura 15. Sistema de prueba Garver de 6 barras. ...................................................................... 38

Figura 16. Potencia activa transmitida en el enlace HVDC ........................................................ 42

Figura 17. Tensión DC entre los polos del enlace VSC-HVDC, estación rectificadora .............. 43

Figura 18. a. Tensión inversor b. Tensión rectificador c. Corriente del enlace .......................... 45

Figura 19. Componente iq ref 2 estación inversora, con saturador de ± 800 ............................. 46

11

Figura 20. Potencia reactiva barra 6 (estación inversora) .......................................................... 47

Figura 21. Mejoramiento perfiles de tensión en cada una de las barras. .................................... 54

12

NOMENCLATURA

HVAC: Sistemas de transmisión de Corriente Alterna en Alta Tensión.

HVDC: Sistemas de transmisión de Corriente Directa en Alta Tensión.

Icd: Corriente del capacitor de la componente d en régimen permanente

Icq: Corriente del capacitor de la componente q en régimen permanente

Idc: Valor DC en la fuente dependiente de corriente

IGBT: Elemento semiconductor bipolar de compuerta aislada

Ki: Constante integral

Kp: Constante proporcional

Lc: Inductancia del modelo del convertidor VSC

LCC-HVDC: Sistemas de transmisión en corriente continua en alta tensión basado en

convertidores conmutados por red (LCC–Line Conmutated Converters) con tiristores.

PCC: (point of common coupling) o punto común de acoplamiento entre el sistema AC y el

convertidor VSC.

PD: Potencia activa demandada

PG: Potencia activa generada

PLL: Lazo de fase cerrado

PQ: Barra de carga

PV: Barra de tensión controlada

13

QD: Potencia reactiva demandada

QG: Potencia reactiva generada

Rc: Resistencia del modelo del convertidor VSC

SEP: Sistema eléctrico de potencia

SLACK: Barra de referencia

SPWM : Modulación senoidal por ancho de pulso

STN: Sistema de Transmisión Nacional

Ucq: Tensión del capacitor de la componente q en régimen permanente

Ucd: Tensión del capacitor de la componente d en régimen permanente

Us: Nivel de tensión red AC

Usd: Tensión en la red AC de la componente d en régimen permanente

Usq: Tensión en la red AC de la componente q en régimen permanente

VSC-HVDC: Sistemas de transmisión en corriente continua en alta tensión basado en

convertidores IGBT (VSC–Voltage Source Converters).

Ɵ: Ángulo de la tensión en la barra.

ω: Frecuencia angular

14

INTRODUCCIÓN

En los sistemas de transmisión en HVDC, se considera al sistema de control como un componente

fundamental, puesto que, mediante la aplicación de este, es posible definir y establecer el

comportamiento de las variables de operación (corriente, tensión y potencia), constituyendo un

eficaz funcionamiento y permitiendo un suministro estable de potencia entre las estaciones

conversoras de la línea de transmisión en HVDC. De esta forma se mantienen en valores adecuados

de operación el sistema y se contribuye al aumento en la estabilidad en un SEP en el caso de

interconexiones con líneas de transmisión HVAC.

Debido a la alta y compleja controlabilidad y la necesidad de mejorar estos esquemas de control

existe gran variedad de investigaciones y aplicaciones que ofrecen una metodología distinta en

torno a las diferentes variables de operación que se desee controlar (frecuencia, tensión, corriente

o potencia).

Por ejemplo, Díaz Martínez (2014) presenta una estrategia de control para la conexión entre

sistemas en HVAC asíncronos en donde se presentan diferentes estrategias de control dependiendo

del tipo de carga al cual sea conectado el enlace HVDC, ya que al ser una carga pasiva se debe

controlar en la estación inversora el voltaje y la frecuencia de la señal de salida AC y en el lado de

la estación rectificadora el voltaje del enlace en DC y la potencia reactiva o el voltaje AC de

entrada. Si la carga es activa, se debe controlar en el lado del inversor la potencia activa y reactiva

el sistema manteniendo el mismo esquema de control para el rectificador de la aplicación con carga

pasiva. Por otro lado, en Guerrero, Daoud, Dessouky & Abouzeid (2011) se plantea un sistema de

control para un enlace de corriente continua en alta tensión basado en convertidores VSC-HVDC,

utilizado para la interconexión de la generación eólica a una carga localizada en tierra, estudiando

la capacidad de transmisión del enlace. Para este caso la estrategia de control se aplica en el marco

15

de régimen permanente dq (transformada de Park), en donde se establece que la estación

rectificadora controlará la potencia activa y reactiva del sistema, mientras que la estación inversora

será la encargada de mantener en valores nominales la tensión del sistema, mediante un esquema

de control para el voltaje del enlace y para la tensión en AC, la cual será inyectada a la carga.

Teniendo en cuenta los problemas de estabilidad que se pueden presentar en un SEP, Song, Kim,

Lee & Jang (2017) presentan una solución a la inestabilidad de tensión que se presenta en el

sistema eléctrico coreano, a partir de la aplicación de técnicas de control en un sistema HVDC. En

esta estrategia, las corrientes y voltajes trifásicos se transforman en el marco de referencia de

cuadratura (dq), y se sincronizan con el voltaje de la red de AC mediante un PLL. La estación

inversora es la encargada de regular el voltaje de DC y el voltaje trifásico del sistema; el

rectificador controlará la potencia activa y el voltaje de AC. La potencia activa se puede controlar

mediante un punto de ajuste de potencia en el sistema VSC-HVDC, o se puede regular

indirectamente mediante voltaje de DC.

En el caso colombiano, el STN está migrando a la inclusión de este tipo de tecnologías en la

operación ya que la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME), en su Plan de expansión

de referencia Generación–Transmisión 2017 – 2031 realiza la proyección de la demanda de

energía para Colombia, donde se pronóstica de manera anticipada los proyectos de generación y

los sistemas de transmisión que se emplearán para poder suplir el incremento en la demanda. Se

parte de un crecimiento esperado del 3% durante este periodo (UPME, (2017)). debido a la posible

interconexión con Panamá (ISA INTERCOLOMBIA, (2009). Interconexión eléctrica Colombia-

Panamá) y la inclusión de los vehículos eléctricos (UPME. Plan de Expansión de Referencia

Generación Transmisión 2017 – 2031). Este aumento en el consumo, la posible incursión de

centrales de generación no convencionales para suplir el incremento en la demanda y las posibles

16

conexiones internacionales la UPME plantea la implementación de proyectos de sistemas HVDC

para la transmisión de energía. Entre los posibles, se nombran el sistema de conexión en HVDC-

VSC en Chinú y el sistema de conexión en HVDC-VSC en Cerromatoso (UPME, (2017).

Ante este nuevo escenario de las posibles interconexiones entre sistemas de transmisión en HVDC

y líneas de transmisión en HVAC en el STN, este tipo de estudios es pertinente para analizar y

estudiar la mejora de los problemas de estabilidad en el sistema que genera fallas en el flujo de

potencia. Estos efectos se podrían mitigar cuando hay un elemento de control presente en el sistema

de potencia, en este caso se considera un sistema HVDC para poder mitigar o compensar las

contingencias a las que un sistema de potencia está expuesto debido a cambios en la demanda o

daños en la red de transmisión.

En este proyecto, se realizó la revisión bibliográfica en relación con los sistemas de transmisión

en HVDC, la implementación en el entorno de Matlab/Simulink de un enlace en HVDC y un

sistema de control para la potencia activa transmitida en el enlace, que contribuya al mejoramiento

de la estabilidad de tensión del sistema de potencia de prueba al cual se conecte el enlace en HVDC.

También se evaluará la respuesta del sistema de control ante variaciones de potencia activa en el

enlace DC, teniendo en cuenta un flujo de potencia unidireccional. Para evaluar el mejoramiento

de la estabilidad de tensión en el sistema de potencia de prueba se meden los perfiles de tensión

en cada una de las barras. Se espera que la acción del controlador lleve los perfiles de tensión a

valores cercanos a los nominales del sistema, de acuerdo a lo especificado en el Código de Redes.

17

1. DESCRIPCIÓN DEL PROBLEMA

Los sistemas de transmisión de energía eléctrica se encuentran expuestos a variaciones en sus

valores nominales de operación, debido acciones inesperadas del sistema como contingencias

(salida de operación de un generador, desconexión de una línea de transmisión), fallas en algún

punto del sistema y variación abrupta en la demanda que afecta la operación del sistema. Esto se

ve representado en sobrecargas y en problemas de estabilidad, entendiendo esta como la capacidad

que tiene el sistema de alcanzar un punto seguro tras estar sometido a algún tipo de perturbación.

Actualmente los sistemas de transmisión en AC tienen restricciones técnicas en la operación en

comparación con los sistemas en HVDC, ya que presentan un limitando control en el flujo de

potencia sobre las líneas en la trasferencia de potencia a largas distancias. Además de lo dicho

anteriormente los sistemas en HVDC permiten la interconexión entre sistemas de transmisión

asíncronos, fomentando la conexión de centros de generación de energías renovables, generan un

menor impacto ambiental al requerir menos espacio en su servidumbre compara con los sistemas

de transmisión convencionales y permiten tener un control en el nivel de tensión, potencia reactiva

y activa transmitida, presentando así reducción de pérdidas de potencia y mejorando la estabilidad

y la capacidad de transmisión ante la integración con sistemas en HVAC en SEP (Díaz Martínez,

2014)

En un SEP convencional compuesto por líneas de transmisión en AC, no se tiene un completo

control sobre las variables de interés (tensión, potencia activa y reactiva) esto genera problemas

de estabilidad, disminuyendo la confiabilidad y seguridad en sus valores nominales de operación,

viéndose afectada la carga que se desee suplir, lo que eventualmente puede afectar la operación

del SEP, por lo que se hace necesario tener un elemento de control presente en el SEP (sistema

HVDC) con el fin de preservar la operación adecuada del sistema y mantener a valores adecuados

18

de operación las variables de interés. garantizando un suministro estable de potencia para las

transferencias de energía entre las centrales generadoras y los centros de consumo evitando así

penalizaciones económicas por parte del agente regulatorio por incumplimiento ante una operación

incorrecta del sistema.

19

2. OBJETIVOS

2.1.Objetivo general

Analizar el comportamiento del control de la potencia activa de un enlace VSC-HVDC y su

contribución con la estabilidad de tensión del sistema de potencia al cual se conecta.

2.2.Objetivos específicos

Implementar un sistema de control en las estaciones conversoras para controlar la

potencia activa transmitida y la tensión DC en el sistema VSC-HVDC

Diseñar e implementar el sistema de potencia de prueba en entorno Matlab/Simulink

Analizar y evaluar el sistema de control en el sistema de potencia de prueba establecido

a través de variaciones de potencia en el enlace DC

20

3. MARCO TEÓRICO

En esta sección se presenta los aspectos más relevantes de un sistema VSC-HVDC como lo son

tipos de tecnología, configuraciones y modos de operación.

3.1.Sistemas de transmisión de corriente directa en alto voltaje

Los sistemas de transmisión en HVDC son sistemas de potencia bidireccionales o unidireccionales,

dependiendo de la tecnología. Estos son diseñados para transmitir energía eléctrica a grandes

distancias y/o interconectar sistemas asíncronos en AC. La figura 1 muestra un esquema básico de

un sistema HVDC, donde se observa que la energía eléctrica procedente de la fuente AC VS1 se

transfiere hacia el lado DC mediante un convertidor configurado como rectificador y, luego, es

llevada hacia la fuente AC VS2 a través de un segundo convertidor configurado como inversor. Es

de anotar que la línea de transmisión en DC es un medio conductor físico que, según la aplicación,

puede ser aéreo, subterráneo, submarino; y de acuerdo a su modo de operación, puede ser

monopolar, bipolar u homopolar (Díaz, 2014).

Figura 1: Esquema general de un sistema de transmisión HVDC. Fuente: (Díaz, 2014).

De acuerdo con Díaz Martínez (2014), los modernos sistemas de transmisión HVDC se

construyen a partir de las siguientes tecnologías:

21

3.1.1. Sistemas HVDC con Convertidores Conmutados por Corriente o LCC-HVDC

Basado en válvulas de tiristores, estos sistemas requieren una fuente de voltaje AC estable para

operar y su funcionamiento es posible si incluso existe un retraso de la corriente de entrada AC

con respecto al voltaje. Sin embargo, el uso de válvulas de tiristores solo permite el flujo de

corriente en una sola dirección y para cambiar la dirección del flujo de potencia es necesario

intercambiar la polaridad del voltaje (León, 2017). La figura 2 muestra el esquema general de un

sistema LCC – HVDC.

Figura 2. Sistema LCC-HVDC. Fuente: (León, 2017)

3.1.2. Sistemas HVDC con convertidores conmutados por voltaje o VSC-HVDC

Esta tecnología está basada en convertidores de potencia, con semiconductores de potencia del

tipo IGBT. Los terminales VSC cuentan de manera independiente con el control de la potencia

activa y reactiva en cada estación convertidora, por medio del cual se puede tener control de la

potencia transmitida. La figura 3. muestra la estructura básica de un sistema VSC-HVDC. (Muñoz

& Suarez, 2018).

Figura 3. Sistema VSC-HVDC. Fuente: (Muñoz & Suarez, 2018).

22

3.2.Comparación entre los sistemas de transmisión basados en LCC – HVDC y VSC -

HVDC

En la Tabla 1, se puede observar los principales aspectos técnicos en donde se hace la

comparación entre los tipos de tecnologías de los sistemas HVDC.

Tabla 1

Comparación entre los sistemas de transmisión basados en LCC – HVDC y VSC – HVDC

Aspectos Técnicos Tecnología HVDC-

LCC Tecnología HVDC-VSC

Control de Potencia Activa Sí Sí

Control de Potencia Reactiva No Sí

Capacidad de Potencia 7 GW 1 GW

Distorsión Armónica Sí En bajos niveles

Pérdidas en estaciones

conversoras 0.8 – 0.9 % 1.1 – 1.4%

Compensación reactiva 30 – 60 % de la

capacidad total

Consumir e inyectar

potencia reactiva

Convertidores de potencia Puentes de 6 y 12

pulsos

Multinivel y

multiterminal

Infraestructura de las estaciones

conversoras

Amplias áreas debido a

los filtros y la

compensación reactiva

Reducción del 40 – 50 %

del área requerida para una

estación LCC

Fuente: Elaboración propia

3.3.Configuraciones y modos de operación

3.3.1. Modos de operación

Monopolar

En este tipo de configuración se emplea un solo conductor para realizar el proceso de la transmisión

de energía entre las estaciones convertidoras. Como se muestra en la figura 4 el retorno se realiza

23

mediante la conexión de cada una de las estaciones conversoras a tierra, mediante electrodos que

hacen la función de ánodo y cátodo. En la figura 5 se presenta otro tipo de retorno que se tiene

para este tipo de configuración, el cual se implementa mediante la conexión metálica entre las

estaciones conversoras. (León, 2017).

Figura 4. Modo monopolar retorno: a por tierra. b retorno metálico. Fuente: (León, 2017).

Bipolar

En la figura 5 se presenta un sistema HVDC bipolar, el cual conecta a las estaciones conversoras

por medio de dos conductores, con polaridades positiva y negativa respectivamente, está

formado por dos sistemas monopolares independientes en donde, las tensiones son simétricas

con respecto a tierra. (Muñoz & Suarez, 2018). Este tipo de configuración brinda confiabilidad al

sistema, en el caso de que uno de los polos o conductor presente fallas y salga de operación, el

polo restante estará en capacidad de transportar la energía y así mantener un suministro estable a

la unidad de carga.

24

Figura 5. Configuración Bipolar. Fuente: (León, 2017).

Homopolar

Como se muestra en la figura 6 la conexión homopolar se caracteriza por tener dos o más

conductores de la misma polaridad, en la mayoría de los casos se tiene una polaridad negativa, por

el hecho de ser las pérdidas en el efecto corona inferiores que si la polaridad fuese positiva.

(Rodriguez, 2016). El retorno se realiza a través del terreno, puede ser mediante electrodos o un

conductor metálico o por tierra, según aspectos técnicos o medioambientales. (Garzón, 2015).

25

Figura 6. Configuración Homopolar. Fuente: (Rodriguez, 2016).

3.3.2. Configuraciones

Punto a punto

La configuración punto a punto es la topología más utilizada para conectar dos puntos lejanos

mediante una línea de corriente continua. En este caso una de las estaciones convertidoras funciona

como rectificador y la otra como inversor, en función de la dirección del flujo de potencia

(Rodríguez, 2016).

Back to back

Esta configuración, se utiliza en la conexión de dos sistemas asíncronos para estabilizar las redes

donde la conexión se realiza. No es necesaria una línea de transmisión porque los equipos

inversores y rectificadores están localizados en la misma instalación (Rodríguez, 2016).

Multiterminal.

Un sistema multiterminal HVDC, se compone por más de dos estaciones conversoras, las cuales

pueden operar como estaciones rectificadoras o inversoras. Cuando es necesario que todas las

estaciones conversoras estén al mismo nivel de tensión, estas se conectan en serie. En el caso de

que estén conectadas en paralelo, las estaciones presentaran un nivel de tensión diferente entre

estas (Muñoz & Suarez, 2018).

26

4. METODOLOGIA

En esta sección se presenta el modelo de un sistema VSC-HVDC además del procedimiento que

se implementó para el control de las variables de interés y algunos parámetros técnicos del

enlace DC.

4.1.Implementación sistema de potencia de prueba

Con el fin de analizar la contribución de los enlaces de transmisión VSC-HVDC en un sistema

de potencia en cuanto al mejoramiento de la estabilidad, mejorando los perfiles de tensión, se

implementará en el entorno Matlab/Simulink un sistema de potencia de prueba, en el cual será

conectado el enlace de transmisión VSC-HVDC con una configuración bipolar punto a punto,

teniendo en cuenta un flujo unidireccional por el enlace.

4.2.Enlace en DC

4.2.1. Consideraciones Técnicas

En el sistema propuesto para el enlace en DC mostrado en la figura 7, en donde las tensiones son

simétricas con respecto a tierra, con el fin de brindar confiabilidad al sistema en el caso de falla o

pérdida de algún polo de la línea de transmisión.

La línea de transmisión tendrá una longitud de 500 km, presentará un nivel de tensión de 700 kV.

Con el fin de poder establecer el valor de la inductancia de la línea, en la figura 8 se presentan las

distancias entre cada polo. El efecto capacitivo para este estudio no se tendrá en cuenta puesto que

no se espera que se presenten cambios considerables en los niveles de tensión en el enlace en DC

que lleven a inyecciones de corriente por este efecto.

4.2.2. Banco de condensadores DC

Se implementaron dos unidades de condensadores como sistema de almacenamiento de energía,

lo que permitirá el balance de energía para el convertidor durante los transitorios. Además de esto,

27

el banco de condensadores suaviza la tensión de DC producida. Los cuatro capacitores serán del

mismo tamaño con un punto medio conectado a tierra. Teniendo en cuenta los valores técnicos de

operación del sistema de potencia transferida (Sn) y nivel de tensión en DC (Vdc), se estableció el

valor de cada uno de los capacitores de acuerdo con la ecuación (1), donde τ es el cambio en la

tasa de tiempo de la energía transferida (Guerrero, Daoud, Dessouky & Abouzeid, 2011).

𝐶𝐷𝐶 =2 ∗ ∗ 𝑆𝑛

𝑉𝐷𝐶2 (1)

Figura 7. Sistema de transmisión bipolar VSC-HVDC. Fuente:(Rodriguez, 2016).

Figura 8. Estructura línea de transmisión VSC-HVDC. Fuente: Elaboración propia

4.3.Implementación del sistema de control del enlace de transmisión en HVDC.

El método que se utilizó para los sistemas de control implementados en el enlace HVDC es el

control vectorial, el cual consiste en transformar el sistema trifásico variante senoidalmente en el

28

tiempo a un sistema constante de régimen permanente dq0, por medio de la transformada de Park.

Este procedimiento se muestra en la figura 9 (Garzón, 2015).

Figura 9. Transformada de Park. Fuente (Garzón, 2015).

4.3.1. Modelo del convertidor en régimen permanente.

Como se muestra en la figura 10, el convertidor del sistema de transmisión está conectado a una

red trifásica, donde se conecta el sistema de potencia de prueba en la estación rectificadora. La red

en AC puede ser modelada como una fuente dependiente trifásica conectada en serie con una

resistencia Rc y una inductancia Lc. La parte en DC correspondiente al enlace del sistema de

transmisión HVDC, este se modela como una fuente dependiente de corriente en paralelo con la

unidad de capacitores del convertidor denominados Cdc (Garzón, 2015).

Figura 10. Modelo del convertidor. Fuente: (Garzón, 2015).

Aplicando la segunda ley de Kirchhoff y la transformada de Park dq0 se obtiene:

𝑈𝑠𝑑 − 𝑈𝑐𝑑 = 𝑅𝑐 ∗ 𝐼𝑐𝑑 + 𝐿𝑐𝑑𝐼𝑐𝑑

𝑑𝑡− 𝑤 ∗ 𝐿 ∗ 𝐼𝑐𝑞 (2)

29

𝑈𝑠𝑞 − 𝑈𝑐𝑞 = 𝑅𝑐 ∗ 𝐼𝑐𝑞 + 𝐿𝑐𝑑𝐼𝑐𝑞

𝑑𝑡+ 𝑤 ∗ 𝐿 ∗ 𝐼𝑐𝑑 (3)

Como se puede observar en la ecuación (2) y en (3) al aplicar la transformación dq, esta

genera términos cruzados donde ω es la componente fundamental de la frecuencia del sistema

AC. La potencia aparente, activa y reactiva en la red AC están dada por (4), (5) y (6),

respectivamente (Garzón, 2015):

𝑆 =3

2𝑈𝑑𝑞 × 𝐼𝑐𝑑𝑞

( 4)

𝑃 = 3

2 (𝑈𝑑 × 𝐼𝑐𝑑 + 𝑈𝑞 × 𝐼𝑐𝑞)

( 5)

𝑄 = 3

2 (𝑈𝑞 × 𝐼𝑐𝑑 − 𝑈𝑑 × 𝐼𝑐𝑞)

( 6)

Si el sistema opera en estado estable se puede decir que la potencia activa en el lado AC medida

desde PCC es igual a la potencia DC del sistema VSC-HVDC (Garzón, 2015).

𝑃𝑑𝑞 = 𝑃𝑑𝑐 ⇒ 3

2 (𝑈𝑑 × 𝐼𝑐𝑑 + 𝑈𝑞 × 𝐼𝑐𝑞) = 𝑈𝑑𝑐 × 𝐼𝑑𝑐

( 7)

En el marco de referencia de régimen permanente, la componente en q de la tensión (Uq) es

aproximadamente cero, por tanto, la potencia activa y reactiva se pueden expresar como (Muños

& Suarez, 2018):

𝑃 =3

2𝑈𝑑𝑐 ∗ 𝐼𝑑c (8)

𝑄 = −3

2𝑈𝑑𝑐 ∗ 𝐼𝑞𝑐 (9)

30

Como se observa en las ecuaciones (8) y (9), el control para la potencia activa y reactiva se hace

mediante las componentes d y q de la corriente ya que Vd es constante. (Muños & Suarez, 2018)

Dado que el sistema se modela mediante una ecuación de primer orden, se implementó un

controlador proporcional integral PI que reduce el error en estado estable y disminuye el tiempo

de subida, ya que con las acciones proporcional e integral se logra controlar tanto el transitorio

como el estacionario del sistema, con lo cual se logran los resultados deseados.

4.3.2. Estaciones conversoras

Para el caso de este estudio se analizará un enlace de transmisión bipolar con configuración punto

a punto, compuesto por las estaciones rectificadora e inversora como se observa en la figura 8.

Cada estación está conformada por seis IGBT, que mediante la aplicación de los esquemas de

control serán los encargados del proceso de SPWM que determinara el comportamiento de las

variables de interés del enlace VSC-HVDC (potencia, tensión y corriente).

4.3.3. Estación rectificadora

Como se muestra en la figura 11, para la estación rectificadora se implementarán los esquemas de

control denominados lazo interior de corrientes o Inner current controller y el lazo exterior de

potencia u Outer controller que hacen referencia al control de corriente en régimen permanente

dq0, al control de la potencia activa transmitida en el enlace DC y a la potencia reactiva del lado

de la red en AC.

31

Figura 11. Esquema de control estación rectificadora. Fuente: (Garzon,2015)

Como se observa en la figura 11, el PLL es indispensable para la aplicación de la transformada de

Park puesto que como se explica en Muñoz & Suarez (2018) es el encargado de realizar la

sintonización de la tensión del convertidor con la red eléctrica. Para este caso en especial,

asumiendo que la red AC (punto de conexión de la estación rectificadora con el sistema de potencia

de prueba) se considera una red fuerte el valor correspondiente al PLL sería el valor constante de

la frecuencia angular ω, asumiendo una frecuencia de 60 Hz para todo el sistema, en donde ω =

2𝜋𝑓.

4.3.3.1.Lazo interior de corrientes

Teniendo en cuenta la transformada de Park para las corrientes trifásicas en PCC y las ecuaciones

(2) y (3), se puede modelar el esquema de control para las corrientes. . La componente en Id hace

referencia a la potencia activa y la componente en Iq hace referencia a la potencia reactiva. En la

figura 12 se presenta el sistema de control correspondiente, donde Id ref e Iq ref son los valores de

referencia que se establecerán a partir del esquema de control lazo exterior de potencia.

Este sistema de control tiene como resultado final, establecer la componente d y q del voltaje del

sistema en régimen permanente, que mediante la aplicación de la transformada inversa de Park y

32

el proceso de SPWM se obtendrán las formas de onda trifásicas del voltaje que serán las encargadas

de generar las señales de conmutación para la secuencia de disparos en los IGBT para así ejercer

un control en la potencia activa transmitida y potencia reactiva.

4.3.3.2.Lazo exterior de potencia

Este sistema de control está compuesto por el control para la potencia activa transmitida en el

enlace DC y el esquema de control para la potencia reactiva del lado de la red en AC. En la figura

12 se observa el diagrama de control para la potencia activa transmitida, en donde se tendrá como

resultado Id ref. El control de la potencia reactiva tiene como fin, dar el valor de Iq ref. El término

Pi* determinará el valor de referencia al cual se quiera establecer la potencia activa; por su parte,

Qi* determinará la potencia reactiva que será suministrada a la red AC por parte del enlace VSC-

HVDC, dando así un mejoramiento en la estabilidad del sistema de potencia puesto que se estaría

aumentando los perfiles de tensión.

Las componentes Pi y Qi serán los valores de potencia activa y reactiva medidas directamente del

enlace en PCC, mostrado en la figura 11.

33

Figura 12. Control de potencia activa y reactiva. Fuente: (Guerrero, Daoud, Dessouky &

Abouzeid, 2011).

4.3.4. Estación Inversora

En la estación inversora se implementará el sistema de control para las tensiones del sistema VSC-

HVDC. Como se muestra en la figura 13 se realizará el control del voltaje trifásico en la red AC 2

y el esquema de control para la tensión del enlace en DC denominados lazo exterior de voltaje AC

y lazo exterior de voltaje DC, respectivamente, mediante la aplicación de un circuito de control de

corrientes (lazo interior de corrientes) en régimen permanente dq.

34

Figura 13. Esquema de control estación inversora. Fuente: (Guerrero, Daoud, Dessouky &

Abouzeid, 2011).

Como se observa en la figura 13, en terminales de la red AC 2 punto de conexión entre la estación

inversora y la unidad de carga (PPC2) teniendo en cuenta que la unidad de carga estará operando

a el valor de frecuencia del sistema definido anteriormente como un valor de 60 Hz, el valor

asumido del PLL será el valor constante de la frecuencia angular ω.

4.3.4.1.Circuito de control de corrientes

Mediante la aplicación de la transformada de Park a las corrientes trifásicas en el punto común de

medición PCC2 mostrado en la figura 13, se establecerán los circuitos de control de corrientes que

establecerán el control de tensión AC en la red AC 2 (lazo interior de corriente eje q) y tensión

DC en el enlace de transmisión (lazo interior de corriente eje d).

4.3.4.2. Lazo exterior de voltaje AC

La función que tiene este esquema de control es establecer y mantener el valor de tensión AC en

la red AC 2, teniendo en cuenta el valor elegido como referencia (𝑉𝐴𝐶 𝑟𝑒𝑓). En este caso se tomará

35

el registro de la tensión RMS monofásica en PCC2, estableciendo así la componente Iq Ref 2 de

la corriente, necesaria para el circuito de control lazo interior de corriente eje q, el cual tendrá

como resultado final, generar la componente en q de la tensión en régimen permanente del sistema.

4.3.4.3.Lazo exterior de voltaje DC

Este circuito de control tiene la función de mantener un nivel de tensión en el enlace DC según sea

el valor seleccionado para la referencia (𝑉𝐷𝐶 𝑟𝑒𝑓), tomado inicialmente la medición de tensión en

el banco de condensadores (Vdc), obteniendo así por medio del controlador la componente Id ref

2 de la corriente en régimen permanente del sistema, necesaria para el circuito de control para la

tensión en DC (lazo interior de corriente eje d), generando así, la señal del voltaje de la

componente en d del sistema.

Finalmente, teniendo la componente d y q de las tensiones del sistema, se realiza la transformada

inversa de Park generando así las formas de onda trifásicas del voltaje para de esta manera realizar

el proceso de SPWM que serán las encargadas de generar la secuencia de disparos en los IGBT de

la estación inversora en el enlace VSC-HVDC. Este procedimiento se muestra en la figura 14 para

así ejercer un control en la corriente y tensión en terminales de la estación inversora. Al realizarse

una variación en la corriente trifásica de la red AC 2, indirectamente se estaría modificando la

corriente del enlace y por ende la potencia activa transmitida en el enlace, puesto que se estaría

modificando características técnicas en terminales de la estación inversora lo cual hace

dependiente de valor de carga que se tenga.

36

Figura 15. Circuito de control tensión DC y AC. Fuente: (Guerrero, Daoud, Dessouky &

Abouzeid, 2011).

4.4.Criterio para evaluar el mejoramiento en la estabilidad de tensión del sistema de

potencia con el enlace VSC-HVDC.

Al completar la implementación del sistema de transmisión VSC-HVDC, con su respectivo

sistema de control y la conexión al sistema de potencia de prueba, se evaluará y analizará el

mejoramiento en la estabilidad a través de los perfiles de tensión en cada una de las barras de

sistema de prueba, verificando que estos estén en un rango seguro de operación estos perfiles deben

estar cercanos al caso de referencia, teniendo en cuenta como valor nominal de operación y de

referencia 500 kV

4.5. Validación del sistema de control para la potencia activa transmitida.

Teniendo en cuenta que el sistema VSC-HVDC estará conectado al sistema de potencia de prueba,

se definirá un valor nominal de carga teniendo en cuenta los valores técnicos de operación, ante

estas condiciones se tendrá un valor de potencia la cual será necesaria suplir y transportar por el

37

enlace DC dependiendo el valor de la carga que esté conectado en el lado inversor. La validación

del sistema de control se hará variando el valor de la carga, esto modificará el valor de corriente

en el lado inversor y por ende se modificará la potencia necesaria para suplir el nuevo valor de

demanda, el controlador tendrá la función de llevar al sistema VSC-HVDC al valor necesario y

establecido con el fin de poder suministrar la potencia necesaria para esas condiciones operativas

manteniendo el nivel de tensión en el enlace en DC.

38

5. RESULTADOS

En este capítulo se mostraran y se analizarán los resultados de las simulaciones bajo los distintos

parámetros de cada una de las pruebas.

5.1.Sistema de potencia de prueba

El sistema de prueba empleado corresponde al sistema Garver de 6 barras, el cual se muestra en la

figura 15. El sistema se implementa en MATLAB-Simulink, donde el sistema VSC-HVDC

previamente implementado se conectará entre las barras 2 y 6. Los parámetros técnicos del sistema

de potencia de prueba y del sistema VSC-HVDC se muestran en la tabla 2 y 3 respectivamente.

Figura 15. Sistema de prueba Garver de 6 barras. Fuente: Elaboración propia.

Tabla 2.

Parámetros técnicos del sistema de potencia de prueba Garver de 6 barras

No

Barra

Voltaje

[kV]

Tipo

de barra

PG

[MW]

PD

[MW]

QG

[MVAR]

QG

[MVAR] Ɵ

1 500 PV 150 68.04 0 42.14 -3.7°

2 500 PQ 0 200 0 0 -3.2°

3 500 Slack 627 34.02 22.28 21.67 0°

4 500 PQ 0 136.05 0 84.28 -4.1°

5 500 PQ 0 204.12 0 126.42 -2.7°

Fuente: Elaboración propia

39

Tabla 3

Parámetros técnicos del sistema VSC-HVDC.

Parámetros Valor

Potencia aparente (S) 235.3 MVA

Potencia activa (P) 200 MW

Frecuencia nominal del sistema 60 Hz

Voltaje nominal AC 500kV

Frecuencia de conmutación 1.620 kHz

Voltaje 𝐷𝐶

2 en el enlace DC 350kV

Capacitor enlace DC 14.7µF

Inductancia en líneas de transmisión en AC 1.798 𝐻

𝑘𝑚

Resistencia en líneas de transmisión en AC 10.14 Ω

𝑘𝑚

Inductancia en la línea de transmisión DC 1.1571 𝐻

𝑘𝑚

Resistencia en la línea de transmisión DC 0.0623 Ω

𝑘𝑚

Longitud líneas de transmisión en AC 80km

Reactor de Fase (rectificador) 𝑅𝑐 [Ω,], 𝐿𝑐[H] 3 Ω, 100µH

Reactor de Fase (inversor) 𝑅0 [Ω,], 𝐿0[H] 4 Ω, 110µH

Tiempo de conmutación τ 15µs

Fuente: Elaboración propia

5.2.Parámetros de los controladores del sistema de control en el enlace VSC-HVDC.

En la tabla 4 se presentan las ganancias establecidas para los controladores de los sistemas de

control de la potencia activa transmitida y la potencia reactiva, implementadas en la estación

rectificadora. En este caso los controladores del lazo interior de corrientes en la estación

rectificadora de la componente en d y q en régimen permanente tienen el mismo valor de ganancias

para la componente proporcional e integral. Para el caso del control de tensión AC y DC,

implementado en la estación inversora, las ganancias establecidas, se muestran en la tabla 5.

Cabe destacar que el proceso de ajuste y sintonización de las ganancias de cada uno de los

controladores enunciados anteriormente se obtiene a partir de pruebas exhaustivas.

40

Tabla 4.

Ganancias controladores sistema de control estación rectificadora

Tipo de control Kp Ki

Lazo interior de corrientes eje d y q 12345000 11201000

Lazo exterior de potencia activa 0.000005 0.0000045

Lazo exterior de potencia reactiva 0.0000005 0.0000015

Fuente: Elaboración propia

Tabla 5.

Ganancias controladores sistema de control estación inversora

Tipo de control Kp Ki

Lazo interior de corrientes eje d 8405000 18110000

Lazo interior de corrientes eje q 11501000 17005300

Lazo exterior de voltaje DC 0.003 0.015

Lazo exterior de voltaje AC 0.003 0.005

Fuente: Elaboración propia

Las ganancias Kp y Ki de los controladores en los lazos interiores de corriente presentan valores

muy grandes debido a que se utilizaron los valores reales de operación en lugar de valores

normalizados o en por unidad (p.u), esto hace que se deba multiplicar el error por un valor grande

para poderlo llevar al valor de tensión del enlace (700 kV).

En las ganancias Kp y Ki de los controladores en los lazos exteriores de potencia y de voltaje se

presenta el caso contrario se debe multiplicar el error por un valor muy pequeño para poder reducir

los valores que llegan en MW y kV respectivamente y de esta manera poder llevarlos a valores

adecuados para los lazos interiores de corriente.

5.3.Control de potencia activa transmitida

Para verificar el correcto funcionamiento del sistema de control en la potencia activa transmitida

mostrado en la figura 13, se evaluarán como se mencionó en la metodología, variaciones en la

unidad de carga conectada en terminales de la estación inversora (barra 6 del sistema de prueba).

41

Como se observa en la tabla 6, se estableció inicialmente como nivel de referencia 200 MW

teniendo en cuenta las condiciones operativas del sistema de potencia de prueba mostradas en las

tablas 2 y 3. Para este primer caso, se definió un valor de 0 MVAR para la potencia reactiva de

referencia (iq ref) del esquema de control de la figura 13.

En 𝑡 = 1 𝑠 de simulación, las condiciones operativas del sistema VSC-HVDC cambiaran a las

mostradas en la tabla 7, presentando un incremento del 5% en la carga y en la potencia activa de

referencia

Tabla 6

Condiciones operativas 1 en el sistema HVDC.

Parámetros Valor

Voltaje nominal de operación 700kV

Potencia aparente (carga) 235.3 MVA

Factor de potencia 0.85

Resistencia (carga) 903.1024 Ω

Inductancia 1.4846 H

Potencia activa de referencia 200MW

Potencia reactiva 123.95 MVAR

Fuente: Elaboración propia

Tabla 7

Condiciones operativas 2 en el sistema HVDC.

Parámetros Valor

Voltaje nominal de operación 700kV

Potencia aparente (carga) 247.065 MVA

Factor de potencia 0.85

Resistencia (carga) 860,097 Ω

Inductancia 1.4139 H

Potencia activa de referencia 210MW

Potencia reactiva 130.15 MVAR

Fuente: Elaboración propia

42

El sistema de control para la potencia activa presenta un comportamiento apropiado para las

condiciones operativas iniciales (tabla 6) puesto que lleva a condiciones adecuadas de operación,

según el valor de referencia de potencia activa transmitida, en un tiempo de 0.527 segundos, tal

como se muestra en la figura 16.

Al presentarse la variación, a las condiciones operacionales 2 (tabla 7), el sistema de control

presenta una adecuada respuesta a pesar de que se da una variación en la potencia activa trasmitida,

como se observa en la figura 16, La potencia del enlace alcanza el valor de referencia a los 3.63

segundos, luego de que se da el cambio en 𝑡 = 1 𝑠, con un error del 4.55 % con relación al valor

de potencia activa nominal para este caso.

Figura 16. Potencia activa transmitida en el enlace HVDC. Fuente: Elaboración propia

43

5.3.1. Tensión en DC

Teniendo en cuenta la variación en la carga conectada en la estación inversora del enlace VSC-

HVDC, se observa en la figura 17 que cuando se opera a condiciones iniciales (tabla 6) con una

demanda de 235.3 MW la tensión presenta transitorio del 107.75%, que posteriormente es reducido

a valor nominal, debido a acciones del esquema de control en un lapso de 0.9 segundos.

Al variar de los parámetros de la carga conectada en la estación inversora, de los datos en la tabla

6 a los datos de la tabla 7 en 𝑡 = 1 𝑠, la tensión en el enlace en DC presenta un comportamiento

estable, ya que, ante este incremento en la potencia demandada, se presenta un aumento del 1.05%

en el valor de la tensión en un lapso muy corto (0.05 segundos), para luego volver a sus condiciones

nominales de operación de 700 kV. Presentando una adecuada respuesta del sistema de control y

permitiendo así un comportamiento estable en la operación del sistema VSC-HVDC para el caso

de la tensión en el enlace.

Figura 17. Tensión DC entre los polos del enlace VSC-HVDC, estación rectificadora

Fuente: Elaboración propia

44

5.3.2. Tensión en las estaciones conversoras

En las figuras 18.a y 18.b se observa el nivel de tensión en terminales de la estación rectificadora

y estación inversora respectivamente, la estación inversora presenta una tensión DC estable con

un error del 0.91 % con relación al valor nominal de operación (700 kV), la tensión del enlace se

estabiliza a los 0.417 segundos. Cuando se presenta variación en la potencia de carga, el nivel de

tensión DC sigue permaneciendo estable pese a que al segundo 1 se incrementa la tensión en un

0.53% con respecto al valor nominal. Esto se debe al cambio en la demanda conectada a la estación

inversora este aumento es del 5% la potencia demandada, la tensión en el enlace se estabiliza luego

de la perturbación a los 0.05 segundos devolviendo el sistema a condiciones adecuadas de

operación, estableciendo el nivel de tensión del enlace en 699.9 kV.

5.3.3. Corriente en el enlace en DC

Como se observa en la figura 18.c, las formas de onda de la corriente debido al sistema de control

implementado hacen referencia al comportamiento en la potencia activa transmitida en el enlace,

antes de la perturbación la corriente es de 769.9 A por polo luego del cambio en la demanda la

corriente se disminuye en un 46.2% (1.116 segundos) para luego recuperarse y consigo transportar

el nuevo valor de corriente necesario para suplir la nueva carga que cambia de 200 MW a 210 MW

que corresponde a un aumento del 5%, el sistema restablece su valor nominal de operación a los

luego de 1.362 segundos llevando el enlace a una corriente de 816.4 A.

45

Figura 18. a. Tensión inversor b. Tensión rectificador c. Corriente del enlace. Fuente:

Elaboración propia

5.3.4. Saturadores en la estación inversora

Debido a que el estudio se realizó con los valores reales de operación es necesario implementar

saturadores a la salida de los lazos exteriores de tensión en la estación inversora de donde se

obtienen Id ref 2 y Iq ref 2. El saturador tiene un valor de ± 800 esto con el fin de evitar transitorios

demasiado grandes en la señal de control, que puedan generar inestabilidad en esta señal. En la

figura 19 se presenta la señal de la componente Iq ref 2 de la estación inversora la cual posee dicho

saturador. En la componente Id ref 2 también se implementó el mismo saturador.

46

Figura 19. Componente iq ref 2 estación inversora, con saturador de ± 800. Fuente:

Elaboración propia

5.3.5. Potencia Reactiva en la carga.

En esta sección, se discute sobre el comportamiento que tiene la potencia reactiva en el extremo

de carga (estación inversora). Como se presentó previamente, el valor de referencia para la

potencia reactiva de entrada a la estación rectificadora es cero; esto implica que, visto desde el

lado AC del rectificador (sistema Garver), solo se tiene potencia activa fluyendo hacia el enlace

VSC-HVDC. Sin embargo, pese a esta condición, se suple la potencia activa y reactiva que

requiere la carga, dada a la acción de la estación inversora.

Este escenario se muestra en la figura 20 donde se visualizan componentes reactivos en la carga.

Los niveles de potencia reactiva dependen del nivel de tensión en AC que se controla desde la

estación inversora. Este valor depende del tipo de carga que se tenga en operación ya que esta

47

tendrá unos requerimientos de potencia activa y reactiva según su composición y será quien genere

un desfase entre las ondas tensión y la corriente teniendo en cuenta sus condiciones operativas.

En la figura 20 se presenta un transitorio del 175.54% del valor nominal de la potencia reactiva en

barra 6 con una duración de 0.2 segundos, tiempo al cual los reactivos se estabilizan. La potencia

reactiva que tiene un valor de 123.5 MVAR decae en un 42.3% por un cambio en la demanda en t

= 1 segundo, esta cambia de 123.95 MVAR a 130.15 MVAR correspondiente a un aumento del

5% como se mencionó previamente en las tablas 6 y 7. Luego de 1.4 segundos de la perturbación

la potencia reactiva llega a la nueva condición (130.15 MVAR) con un error del 0.17%.

Figura 20. Potencia reactiva barra 6 (estación inversora). Fuente: Elaboración propia

5.4.Estabilidad de tensión en el sistema de potencia de prueba.

Como se presentó en la figura 15, el sistema de potencia de prueba se compone de 6 barras, de las

cuales, entre la 2 y 6 se tiene el sistema VSC-HVDC. Para evaluar la mejora en la estabilidad de

tensión se registrará los valores de tensión por cada una de las barras, a excepción de la barra 6 en

la cual está conectada la estación inversora. Esto se realizó con el fin de comparar y analizar los

48

diferentes resultados, teniendo en cuenta los 2 diferentes escenarios de prueba que se mencionan

a continuación. El nivel de tensión de referencia será de 500 kV desde la estación rectificadora

hacia el sistema de potencia de prueba Garver es decir en las barras 1 a 5 de la figura 15.

5.4.1. Prueba 1

Con el fin de registrar los valores de tensión por debajo de los nominales en cada una de las barras

se correrá un flujo de potencia para obtener datos iniciales del sistema de potencia de prueba con

todo el sistema de potencia con líneas de transmisión en HVAC.

En la barra 2 se conectará la carga de 235.3 MVA. Estos resultados se observan en la tabla 8

Tabla 8

Valores de tensión para condiciones operativas del escenario de prueba 1

No. De Barra Voltaje [kV] Voltaje p.u

1 407.5 0.81

2 404 0.80

3 408 0.81

4 395.9 0.79

5 391.7 0.78

Fuente: Elaboración propia

Para este caso, se presentan valores muy por debajo del valor nominal de tensión de operación (1

p.u), presentando graves problemas de estabilidad ya que los valores de tensión no están dentro de

los límites de operación puesto que en cada una de las barras se tiene una disminución de más de

19.4%, siendo más crítico para la barra 5, puesto que se reduce en un 22.7% su valor nominal de

tensión.

5.4.2. Prueba 2

Se conectará el sistema VSC-HVDC al sistema de potencia de prueba de Garver de 6 barras, en

donde a partir de la aplicación del control de la potencia reactiva, se tomarán distintos valores en

49

torno al valor de referencia de dicho controlador, con el fin de poder observar si se presenta mejora

en la estabilidad de tensión del sistema de prueba con el aumento en los perfiles de tensión de cada

barra y así, poder comparar los valores de tensión en cada barra con el valor de tensión establecido

como referencia inicialmente (perfiles de tensión con valor nominal de operación y de referencia

500 kV).

Para demostrar cómo los sistemas VSC-HVDC contribuyen al mejoramiento en la estabilidad de

tensión en el sistema de potencia de prueba, en este caso se realizará la conexión en los nodos 2 y

6 del enlace VSC-HVDC, teniendo en cuenta la aplicación del sistema de control para la potencia

reactiva (lazo exterior de potencia reactiva).

La potencia reactiva tendrá valores positivos, negativos y nulos para el valor de referencia del

sistema de control. Se realizará el correspondiente análisis en relación con la variación de cada

uno de los perfiles de tensión y su aplicación.

Los valores de referencia para el control de la potencia reactiva nombrados anteriormente, se establecerán

para tres diferentes escenarios:

Prueba 2.1 (Q = 0 MVAR)

Teniendo en cuenta un valor de referencia de 0 MVAR en el sistema de control para la potencia

reactiva, analizando la contribución que se tendrá en los niveles de tensión en cada una de las

barras del sistema de potencia de prueba, con la implementación de un enlace VSC-HVDC.

En la tabla 9 se muestran los valores para la tensión en cada una de las barras del sistema de

potencia de prueba. En este caso se tendrá un valor de 0 VAR para la referencia del sistema de

control de potencia reactiva.

50

Tabla 9

Valores de tensión para condiciones operativas prueba 2.1 (Q= 0 MVAR)

No. De Barra Voltaje [kV] Voltaje p.u

1 483.1 0.96

2 467.9 0.93

3 483.4 0.96

4 485.7 0.97

5 482.7 0.96

Fuente: Elaboración propia

Ante este nuevo escenario de prueba, se presentan un notable incremento en cada uno de los

valores de tensión de cada barra, con respecto a los valores de la prueba 1 mostrados en la tabla 8,

puesto que para la barra 5, en donde se presentó el caso más crítico, se da un crecimiento del 18.2

%. Además, se presenta una reducción del 6.4% en el caso más crítico evidenciado en la barra 2,

sobre el caso de referencia (500 kV). Esto se debe principalmente a la presencia de un elemento

de control en el sistema.

Prueba 2.2 (Q = 50 MVAR)

Se establecerá 50 MVAR, como valor de referencia del controlar, simulando el flujo de reactivos

hacia el sistema de potencia de prueba por parte del enlace VSC-HVDC, con el fin de observar y

analizar cambios en los perfiles de tensión en cada una de las barras que componen el sistema de

prueba.

En la tabla 10 se muestran los valores para la tensión en cada una de las barras del sistema de

potencia de prueba. En este caso se tendrá un valor de 50 MVAR para la referencia del lazo exterior

de potencia reactiva del sistema de control.

51

Tabla 10

Valores de tensión para condiciones operativas prueba 2.2 (Q= 50 MVAR)

No. De Barra Voltaje [kV] Voltaje p.u

1 484.6 0.96

2 478.7 0.95

3 485.8 0.97

4 484.5 0.96

5 493.2 0.98

Fuente: Elaboración propia

Con respecto a los resultados de la prueba 1 presentados en la tabla 8, se presentan un incremento

en cada uno de los valores de tensión de cada barra. En este caso evaluando la situación más crítica

en la barra 2, se presenta un crecimiento del 15,8%. Cabe destacar que, en el mejor de los casos,

presentado en la barra 5 se presenta una reducción de tan solo el 1.3% sobre el valor de tensión

nominal y de referencia (500 kV), estando cerca del valor nominal de operación.

En condiciones operativas el flujo de reactivos, por parte de un enlace VSC-HVDC, sería adecuado

para sistemas de potencia fuertemente cargados en donde se presente caídas notables en sus valores

nominales de operación en la tensión, esto con el fin de restablecer las condiciones nominales del

sistema de potencia, tal como se presentó en este escenario de prueba.

Prueba 2.3 (Q = - 50 MVAR)

Ahora, se observará el efecto que tiene el flujo de reactivos desde el sistema de potencia Garver

hacia la estación rectificadora del enlace VSC-HVDC. Para esto, se ajusta el punto de referencia

de la estación rectificadora para que se presenta un flujo de potencia reactiva de 50 MVAR y se

observará el comportamiento de las tensiones en este escenario. Los resultados obtenidos se

presentan en la tabla 11.

.

52

Tabla 11

Valores de tensión para condiciones operativas prueba 2.3 (Q= -50 MVAR)

No. De Barra Voltaje [kV] Voltaje p.u

1 404.7 0.80

2 302.9 0.60

3 407.1 0.81

4 345.2 0.69

5 390.1 0.78

Fuente: Elaboración propia

Ante este nuevo escenario de prueba, se presenta una notable disminución en cada una de las barras

del sistema de potencia de prueba. El caso más crítico se presenta en la barra 2, ya que se presenta

una disminución del 39.42% con respecto al valor nominal de tensión de referencia (500 kV). Esta

caída de tensión es de esperarse ya que, al demandar más reactivos, se disminuirá la tensión en la

barra 2 (lugar al cual se conecta la estación rectificadora) debido al flujo de potencia reactiva hacia

ese punto, representando en los perfiles de tensión del sistema de potencia de prueba.

5.5.Perfiles de Tensión de cada una de las barras del sistema de potencia de prueba

Finalmente, teniendo en cuenta el valor nominal de tensión de operación para el sistema de

potencia de prueba (500 kV) como valor de referencia, se realizará la implementación de gráficos

de perfiles de tensión, con el fin de comparar los niveles de tensión en cada una de las barras del

sistema de potencia de prueba al simular cada una de las pruebas en Matlab/Simulink (prueba 1 y

2).

En la figura 21 se presenta el valor porcentual de la tensión en cada barra para cada uno de los

escenarios estudiados (sistema con enlace AC, sistema con enlace VSC-HVDC y Q=0, sistema

con enlace HVDC y Q = 50 MVAR y sistema con enlace HVDC y Q = -50 MVAR).

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Los resultados de la barra 4 para la prueba 2.3, donde se presenta un flujo de potencia reactiva de

50 MVAR hacia el sistema de potencia de prueba por parte de la estación rectificadora, el perfil

de tensión en vez de amentar como sucede en las demás barras, disminuye en un 1,6 % esto puede

ser atribuido a los limites en la curva de estabilidad QV. Este caso en particular tendría que ser

estudiado minuciosamente puesto que este análisis se sale de los límites del proyecto, y se tendían

que realizar nuevos estudios sobre los flujos de potencia en el sistema de potencia de prueba y no

en los perfiles de tensión, ya que este proyecto tiene como fin mostrar la mejoría en los perfiles de

tensión con la inclusión de un enlace VCS-HVDC.

Cuando se presenta los resultados de la prueba 2.2 en la figura 21, donde se da el flujo de reactivos

por parte de la estación rectificadora del sistema VSC-HVDC al sistema de prueba, se presentan

valores adecuados de tensión para la operación del sistema de potencia de prueba en las barras

1,2,3,4 y 5 se presenta una reducción de tan solo el 3.07%, 4.25% ,2.84%, 1.36%, y 3.11%

respectivamente con respecto al valor nominal de tensión de referencia, con esta condición se

tendrá el sistema operando a valores cercanos a los nominales (500 kV).

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Figura 21. Mejoramiento perfiles de tensión en cada una de las barras. Fuente: Elaboración propia

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6. CONCLUSIONES

En este trabajo se implementó una línea de transmisión VSC-HVDC en el sistema de potencia de

prueba Garver de 6 barras. Para evaluar el aporte del enlace a la estabilidad de tensión del sistema

de potencia. El control de las estaciones rectificadoras e inversoras se realiza mediante controles

PI convencionales sintonizados de forma manual. Los resultados mostraron mejoría en los perfiles

de tensión en las barras del sistema ante los diferentes escenarios de operación a excepción de caso

en donde se tiene un flujo de potencia reactiva hacia la estación rectificadora, en donde se presenta

una disminución en los perfiles de tensión. Además, se presenta un control para la potencia activa

transmitida en el enlace HVDC-VSC que abastece la carga conectada en uno de sus extremos.

Algunas de las conclusiones más relevantes obtenidas en la implementación son las siguientes:

Una solución para los sistemas de potencia con problemas de estabilidad de tensión es

la inclusión de un enlace HVDC-VSC debido a que este contribuye al mejoramiento de

la tensión, ya que la estación rectificadora tiene la flexibilidad de funcionar como banco

de capacitores o como un reactor. Para escenarios donde se desee aumentar el nivel de

tensión por la conexión de una nueva carga el enlace puede tener un flujo de reactivos

hacia el sistema de potencia, o si lo que se desea es disminuir el nivel de tensión debido

a la desconexión de una carga a través del enlace puede existir un flujo de potencia

reactiva hacia la estación rectificadora y de esta manera compensar los reactivos del

sistema garantizando una operación segura. El enlace está conectado en un sistema

radial dando un acercamiento para un sistema de potencia con una interconexión más

grande, el enlace puede ayudar en periodos de congestión en la red.

Se debe tener en cuenta el límite en la curva de sensibilidad QV, al momento tener un

flujo de reactivos al sistema de potencia por porte del enlace VSC-HVDC ya que al

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aumentar la potencia reactiva en una barra la tensión AC aumentará, cuando la

sensibilidad es cero el incremento de potencia reactiva no tiene ningún efecto sobre

tensión AC, si se carga demasiado el sistema se obtiene una sensibilidad negativa en

donde un incremento de la potencia reactiva disminuirá la tensión AC.

Pese a que el enlace VSC-HVDC solamente transporta potencia activa se pueden suplir

cargas conectadas en la estación inversora con demanda de potencia reactiva.

Este proyecto presenta un sistema de potencia de prueba con cargas de la misma

frecuencia de operación (60 Hz) pero si se tuviese una carga en el extremo de la estación

inversora esta puede ser de una frecuencia diferente a la del sistema de potencia (50 Hz),

esto resulta muy útil para escenarios con cargas asíncronas.

El control vectorial que se implementó funciona de forma adecuada, ya que se pueden

controlar las variables de interés, potencia activa, reactiva, tensión AC y DC. A través

del control de la potencia activa sobre el enlace se observa un efecto sobre el sistema de

potencia de prueba, por tanto, enlace sirve como un elemento de control para realizar

compensación de reactivos en el caso que se requiera.

Incluso con la complejidad de la planta y el lazo de control, los resultados muestran que

el uso de controladores PI es suficiente para lograr el control de las variables del sistema

de potencia (tensión AC y DC, corriente, potencia activa y reactiva).

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6.1.Trabajos futuros

El trabajo realizado mostró los beneficios que presenta la inclusión de un enlace VSC-

HVDC sobre los perfiles de tensión, sin embargo, se propone realizar un análisis con

otro tipo de controladores como el control predictivo, que puede disminuir el tiempo

de respuesta de los controladores además de predecir la evolución dinámica del Sistema

En el presente estudio se analizó la implementación de un sistema de control para la

tensión AC, tensión DC, potencia activa transmitida y la potencia reactiva, definiendo

un flujo de potencia unidireccional por el enlace, desde la barra 2 a la 6 del sistema de

potencia de prueba. Es relevante para próximos estudios implementar sistemas de

control para las variables de interés de operación (tensión, corriente, potencia activa y

reactiva) para sistemas en VSC-HVDC definiendo un flujo de potencia bidireccional

en el enlace en DC.

En este estudio la sintonización de los controladores se realizó de manera manual. Para

futuros estudios se propone estudiar estrategias de sintonización en los controladores

PI, que minimicen el tiempo y faciliten el proceso de sintonización.

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7. BIBLIOGRFIA

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