Referencia Bibliográfica: Alvarez Cadavid y Giraldo Ramírez (20 - EAV

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro Restrepo Sistemas VSC HVDC implementados hasta la fecha1.1 IntroducciónDesde su primera implementación en 1997, los sistemas VSCHVDC han ido difundiéndose en diferentes sistemas de potenciaalrededor del mundo, en especial en naciones del norte de Europa(Suecia, Noruega y Dinamarca), al igual que en Australia yEstados Unidos. Hasta la fecha se han encontrado enfuncionamiento ocho proyectos, esperando la puesta en servicio deun noveno proyecto a finales del año 2006 entre las naciones deFinlandia y Estonia, proyecto Estlink; ABB Group ha participado entodos los proyectos que operan bajo esta tecnología, por lo cual esel fabricante de referencia, pero se espera que Siemens AGcomience a tener participación en este tipo de proyectos.1.2 Proyecto Hällsjön (Suecia)El 10 de marzo de 1997, se transmitió potencia mediante el primersistema VSC HVDC en el mundo, entre Hällsjön y Grängesberg, enla parte central de Suecia. Desde entonces se han desarrolladorigurosas pruebas con el propósito de demostrar que la tecnologíaVSC HVDC satisface las expectativas que se han tenido durantemuchos años en torno a esta.Hasta la fecha la experiencia desprendida de las pruebas y de laoperación misma es muy alentadora, especialmente respecto a lautilización de HVDC en pequeña escala ya que puede operar encualquier relación de corto circuito, aún contra redes de alternaaisladas sin ningún generador en el sistema. También puedenconectar generadores aislados a la red o a cargas aisladas.http://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es1

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro Restrepo1.2.1 Tecnología VSC y Modulación de Ancho de PulsoLa tecnología convencional HVDC se desarrolló a partir de latecnología utilizada en los sistemas de control industriales; en eseámbito, las topologías de conversores conmutados por fase (PCC),que son predominantes en los sistemas HVDC en operación en laactualidad, han sido casi completamente reemplazados por lastopologías VSC. La diferencia fundamental entre estas dostecnologías es que los conversores alimentados por tensiónnecesitan componentes que pueden activar el corte de la corrientey no sólo activar la conducción como en el caso de los conversoresconmutados por fase.Debido a que en un circuito VSC la corriente puede ser cortada, nohay necesidad de que la red se conmute de manera opuesta. Enaplicaciones HVDC sería por tanto ventajoso usar la tecnologíaVSC en especial para abastecer redes de carga pasiva, que sonsistemas que carecen de máquinas rotativas o que no tienensuficiente potencia en las máquinas rotativas (potencia de cortocircuito muy baja).http://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es2

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro RestrepoFigura 87. Ubicación geográfica del sistema VSC HVDCHällsjön, Suecia.http://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es3

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro RestrepoFigura 88. Subestación Hällsjön con equipos del sistemaVSC HVDC (izquierda) y esquema tridimensional de unaesta estación VSC HVDC (derecha). Tomado dehttp://www.abb.com/hvdc/.Con la aparición de componentes de alta frecuencia deconmutación, como los IGBT, se vuelve ventajoso usar latecnología de Modulación de Ancho de Pulso. En un conversoralimentado por tensión, el voltaje de alterna se crea con unaconmutación muy rápida de dos tensiones fijas. La tensión defrecuencia fundamental deseada se crea a través de un proceso defiltrado pasa-bajos de una tensión de alta frecuencia con pulsosmodulados.http://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es4

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro RestrepoCon modulación de amplitud de pulso es posible crear cualquierángulo de fase o amplitud (hasta cierto límite) cambiando elpatrón PWM, que puede ser hecho casi instantáneamente. Por estehecho, la modulación de ancho de pulso ofrece la posibilidad decontrolar tanto la potencia activa como reactivaindependientemente una de otra.Esto hace que los sistemas VSC HVDC sean componentesvirtualmente ideales en la red de transmisión. Desde el punto devista del sistema actúa como un motor o como generador sininercia que puede controlar la potencia activa y reactiva casiinstantáneamente. Además, no contribuye a la potencia de cortocircuito ya que se puede controlar la corriente alterna con granrapidez.1.2.1.1Características del proyecto HällsjönAl interior de compañías fabricantes como ABB Group y SiemensAG, se ha trabajado arduamente en investigación y desarrollo parala tecnología VSC HVDC. Durante este proceso se ha encontradoque los IGBT son los dispositivos de corte óptimos para estatecnología (hasta este momento), ya que es un dispositivo tipoMOS y la demanda de potencia para el control del mismo es muybaja. Con una buena distribución de tensión a lo largo de laconexión serie de muchos dispositivos semiconductores se puedenlograr frecuencias de conmutación de algunos kHz.1.2.1.2Operación compartida entre la empresa de serviciospúblicos local y ABB Group.Desde 1994 se empezó a planear la operación de un proyectoHVDC basado en conversores alimentados por tensión con IGBT enpequeña escala, con dos conversores VSC. El trabajo conjuntoentre ABB Group y la empresa local de servicios públicos VB-Elnät,http://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es5

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro Restrepohizo posible diseñar el sistema de transmisión para que operara enuna red comercial. Se adecuó una línea de alterna de 50 kV queoperaba como línea de reserva entre Hällsjön y Grängesberg en laparte central de Suecia. La empresa VB-Elnät también brindóespacio en las estaciones y conexiones a las redes de alterna.El nivel de potencia a transmitir se fijó en 3 MW, lo cual esligeramente superior a la potencia nominal del generadorhidroeléctrico en Hällsjön y con una tensión de directa de ± 10 kV.Las estaciones conversoras se conectan para separar secciones deuna red existente de 10 kV de alterna.1.2.1.3Simulación y pruebasDurante el desarrollo del proyecto se probaron variascaracterísticas y comportamientos de los conversores alimentadospor tensión, el control PWM, las válvulas IGBT, y todos los demáscomponentes del sistema mediante simulaciones análogas ydigitales. Finalmente, las estaciones de transmisión terminadas seconectaron en un circuito de potencia cerrado en un laboratorio enLudvika (instalaciones de ABB Group). A finales de 1996, ydespués de una serie de pruebas sintéticas exhaustivas, el equipose trasladó a las respectivas locaciones para ser instalado yprobado. El 10 de marzo de 1997 se transmitió potencia por mediodel primer proyecto VSC HVDC.1.2.1.4Diseño de los conversoresCircuitos principalesEl conversor consiste de un puente, el control del conversor, losreactores conversores, el capacitor de directa y un circuito defiltrado de alterna. El puente es un puente de seis pulsos, de dosniveles, con IGBT conectados en serie en cada válvula. Cada IGBTestá provisto de un diodo antiparalelo. La activación de conduccióny corte de cada IGBT individual se ordena por medio de un enlacehttp://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es6

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro Restrepoóptico desde el equipo de control a potencial de tierra. Losdispositivos semiconductores se refrigeran con agua desionizada.El objetivo para el capacitor de directa es en primer lugar ser unafuente de almacenamiento de energía para controlar el flujo depotencia y brindar una ruta de baja inductancia para la corrientede corte. El capacitor también reduce los armónicos en el lado dedirecta.El conversor genera los armónicos característicos en función de lafrecuencia de conmutación. Las corrientes alternas se suavizancon el reactor conversor y el contenido armónico restante en latensión de la barra de alterna se reduce por medio de un filtropasa-altos. Dependiendo de los requerimientos del sistema, elconversor puede ser equipado con dos componentes más: Limitador de sobretensión (troceador) para descargas rápidasdel capacitor de directa si la tensión de directa excede el voltajemáximo en la barra de directa para un conversor desbloqueado. Los interruptores de la línea de directa, si se requiereaislamiento rápido del conversor en las fallas de la línea dedirecta.En este proyecto ambos interruptores están basados en válvulasIGBT similares a las válvulas en el puente conversor.http://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es7

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro RestrepoFigura 89. Principales componentes y configuración de unaestación del sistema VSC HVDC del proyecto Hällsjön.1.2.1.5ControlEl voltaje de frecuencia fundamental a través del reactor define elflujo de potencia entre los lados de alterna y de directa. El controlde activación del conversor calcula un área voltaje – área a travéshttp://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es8

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro Restrepodel reactor del conversor, lo cual es requerido para cambiar lacorriente a través del reactor del nivel actual hasta el nivel dereferencia. El flujo de potencia activa entre el conversor y la redde alterna se controla mediante el cambio en el ángulo de faseentre la tensión de frecuencia fundamental generado por elconversor (U G ) y el voltaje de alterna en la barra de alterna. Elflujo de potencia reactiva se determina por la amplitud de latensión generada por el conversor que es controlada mediante laamplitud de los pulsos desde el puente conversor.El orden de corriente para el controlador se calcula desde el ordenconjunto potencia/corriente o el control de tensión de directa. Secalcula una tensión de referencia, igual en fase y amplitud a lacomponente de frecuencia fundamental del voltaje de salida delpuente conversor U G . Se genera el patrón de pulsos por medio dela modulación de ancho de pulso (PWM) donde la tensión dereferencia se compara con la onda portadora triangular.1.2.2 Pruebas de desarrollo1.2.2.1Equipo de controlEl desempeño del sistema de control ha sido probadoextensivamente en un simulador análogo. Los circuitos principalesen este simulador de baja potencia se representan por medio demodelos físicos con las propiedades correspondientes a loscomponentes a escala completa. La ventaja principal del simuladores que se utiliza un equipo de control idéntico al sistema a escalacompleta. El desempeño dinámico del sistema ha sido estudiadodurante diferentes tipos de disturbios en el sistema, tales comofallas en el sistema de alterna, fallas de directa y fallas en losconversores.También han sido logrados desarrollos similares en el sistema decontrol por medio del programa de simulación digital EMTDC. Elhttp://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es9

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro Restrepoequipo de control para el conversor, los circuitos principales y elsistema de alterna han sido representados con gran detalle.Para garantizar posteriormente una correcta operación del sistemase establece un circuito de prueba de media tensión. El circuito deprueba incluyó dos conversores con reactores de alterna ycircuitos de filtrado y una representación de una línea aérea dedirecta. Cada válvula en un puente fue representada por un IGBTindustrial. El equipo de control fue el equipo real que fue asignadoposteriormente al proyecto. En este circuito de prueba se verificóla operación normal de la transmisión HVDC con conversores VSC.Los modos de estado estable tales como control de la tensión dedirecta, control de corriente activa y reactiva y también seconstataron algunas condiciones de falla.1.2.2.2Válvula VSCLa tarea más importante a solucionar fue la forma de lograr unadistribución homogénea de tensión a lo largo de un gran númerode dispositivos IGBT conectados en serie en las válvulas. Paralograr solucionar esto se diseñó una unidad especial de compuertaque junto con un divisor de voltaje a lo largo de cada IGBT,mantiene una división de tensión satisfactoria al interior de laválvula durante condiciones de conmutación y bloqueo.La unidad de compuerta y el divisor de voltaje se desarrollarongracias a intensas pruebas de una pila de dispositivos IGBT enconmutación en un circuito de prueba de un solo pulso. El circuitode prueba consistía en un conversor monofásico (de una solarama), un capacitor de directa y un reactor de tamaño ajustable.Se estudió el comportamiento detallado de transitorios deconmutación durante la activación de conducción y corte de losdispositivos IGBT y los diodos. Un control adecuado de lacompuerta de control combinado con un divisor de tensiónpequeño hizo posible lograr que se alcanzara tanto buena divisiónde voltaje y bajas pérdidas de conmutación.http://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es10

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro Restrepo1.2.2.3Prueba del sistema en fábricaAntes de llevar el sistema al sitio de instalación, este fue probadocon la tensión (10 kV RMS y ± 10 kV) y corriente nominal total.Cada conversor se probó primero como una unidad individual queoperaba como Compensador Estático de Reactivos (Static VARCompensator – SVC). Luego se conectaron los dos conversores yse operaron como un circuito cerrado como se muestra en lafigura.Los terminales de alterna se pusieron al mismo potencial enambos extremos, lo que significa que sólo circula potencia activaentre los conversores, y el alimentador de alterna sólo provee lapotencia activa correspondiente a las pérdidas en el sistema.Figura 90. Circuito de prueba en fábrica.http://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es11

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro RestrepoLa potencia reactiva se podría alterar en cada conversorindependientemente entre ellos, dentro del límite para el flujo depotencia en el alimentador. Esta configuración permite unaoperación a modo de prueba a escala completa con un alimentadorrelativamente débil.Se desarrollaron pruebas exhaustivas con el objetivo fundamentalde verificar la operación de estado estable del puente conversor ycomprobar básicamente el desempeño de una válvula de algunosdispositivos IGBT conectados en serie.1.2.2.4Puesta en servicioGracias a las pruebas de fábrica del sistema completo, la puestaen servicio en el sitio de instalación fue muy rápida. Las dosestaciones fueron puestas en servicio una a una, operando comoSVC, el cual consume y genera potencia reactiva. Esto significaque cada estación podía ser probada adecuadamente como unaunidad individual independiente de la otra estación. Después deeso las dos estaciones se conectaron por medio de cable de directaconfigurado como líneas aéreas con lo cual se podía establecerflujo de potencia activa.1.2.3 Operación en estado estable y maniobra de losconversoresSe verificó la operación en estado estable lo cual se relaciona conel control de la tensión de directa en una estación y el control dela corriente en la otra. Se demostró el desempeño dinámico en lasacciones típicas de protección. Estos casos son:http://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es12

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro Restrepo Maniobra de la estación que controla la tensión de directa con elflujo de potencia activa en el sistema de directa. Maniobra de la estación que controla la corriente con el flujo depotencia hacia fuera del sistema de directa.En el primer caso, si la tensión se cae de manera transitoria, laestación que controla la corriente llevará a cabo el control de latensión de directa y el control de potencia reactiva. Si por elcontrario, la estación que controla la corriente sale de serviciocuando hay flujo de potencia entre los sistemas de alterna, lapotencia en el lado de directa continua fluyendo por medio de laotra estación, lo cual gracias a la energía almacenada en lainductancia en el lado de directa y en el conversor, sobrecargarálos capacitores de directa. La sobretensión se contrarresta enprimer lugar con una reducción en la potencia y también con unainversión corta en la potencia de la estación que controla latensión. Esta estación continuará en operación y controla tanto latensión de directa como el flujo de potencia activa requerida.En el caso que la tensión de directa se incremente demasiado,debido por ejemplo a una línea de directa aérea de gran longitud,el conversor debe ser bloqueado temporalmente y se debedescargar el lado de directa por medio de los troceadores hastaque la tensión sea aproximadamente la nominal antes de que elconversor se de desbloquee nuevamente. Esta interrupción depotencia puede ser muy corta, del orden de unos pocosmilisegundos.http://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es13

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro RestrepoGráfica 132. Falla en el control de la tensión de directa yreacción del control de la estación que controla la corrienteactiva.http://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es14

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro RestrepoGráfica 133. Falla en el control de la corriente activa yreacción del control de la estación que controla la tensiónde directa.1.2.4 Compatibilidad del sistema de potenciaLa puesta en servicio también incluyó las medidas de lassiguientes propiedades de los conversores: Nivel de la potencia sonora. Interferencia de radio. Distorsión armónica.1.2.4.1Nivel de potencia sonoraEl sonido dominante generado en la estación conversora estárelacionado con la frecuencia de conmutación. Han sidoidentificadas diferentes fuentes de sonido dentro de la estaciónhttp://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es15

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro Restrepoconversora y se ha medido el nivel total de sonido en direcciones ydistancias diferentes. El nivel de sonido en la estación no excediólos 40 dB a una distancia de 40 m de la reja de la estación que fueel objetivo en el diseño.1.2.4.2Interferencia de radioSe han realizado medidas de interferencia radial (RadioInterference – RI) en Hällsjön y Grängesberg. El estándar másapropiado para definir los límites en este caso es el ENV 20121-5(aplicación de compatibilidad electromagnética para ferrocarriles,parte 5: instalaciones de suministro de potencia fijas). El estándarde ferrocarriles requiere una medida a una distancia de 3 m de lareja que rodea la instalación.Las medidas se realizan a una distancia de unos 30 metros de lafuente de radiación con el propósito de evitar la distorsión eléctricasobre la reja que rodea la estación HVDC. El nivel de la señal a esadistancia de la reja ha sido redimensionado para 3 metros. Lainterferencia radial medida cumple con los niveles requeridos en elestándar 50121-5 para un rango de frecuencias de 9 kHz a 1 GHz.1.2.4.3Distorsión armónicaLos arreglos de los circuitos de filtrado de alterna consisten en unarama sencilla de un filtro pasa-altos. El tamaño del banco es del10% de la potencia nominal del conversor y el circuito de filtradose ajusta para el armónico de orden 40 (q =10). Se ha medido elnivel de distorsión armónica total (THD) en el lado de alterna enHällsjön en varias condiciones de carga del conversor. El nivelpromedio de la distorsión armónica total medida hasta 3 kHz fue3,8%. Este valor puede ser comparado con los niveles esperadosde 5,0% (IEEE Std 519–1992) o de 8,0% (Electra 149, Agosto de1993, página 75 tabla 1) para tensiones de barra inferiores a 69 y45 kV respectivamente. La tensión nominal de la barra de alternaes 10,5 kV. La distorsión armónica medida corresponde a un factorhttp://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es16

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro Restrepode forma armónica telefónica (Telephone Harmonic Form Factor)THFF de 2%.1.2.5 Pruebas del sistema1.2.5.1Interconexión radial de generador sincrónico yconversorFigura 91. Circuito principal generador – conversor, en elcual todas las líneas de alterna se desconectaron de lasbarras mostradas.La meta de las pruebas es probar la factibilidad de alimentar unconversor VSC desde un generador sincrónico aislado. El modo deoperación es control de potencia constante y control de tensión dealterna en el generador sincrónico y control de frecuencia en elconversor.http://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es17

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro Restrepo1.2.5.2Diseño del control de frecuenciaEl control de voltaje de la excitatriz en el generador y el control decorriente del VSC están desligados en el análisis del modelo debidoa su rápido comportamiento dinámico con respecto a lasconstantes de tiempo de la máquina. En el análisis está incluida lainercia de la máquina, el cálculo de frecuencia y los filtros demedición.La ley de control está basada principalmente en la siguienteecuación y las funciones del filtro de medición. El control estábasado en un regulador proporcional – integral.Donde:d δdtEcuación 117ω=m−2· H·S2s·2ωsH =n= 2· π · f3.3 _[ s]Sn: Potencia nominal de la máquina.Pm: Potencia mecánica.P: Potencia eléctrica.f: Frecuencia nominal.Δ: Posición angular.H: Constante inercial en por unidad.( P P )http://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es18

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro Restrepo1.2.5.3Respuesta al paso de frecuenciaEl objetivo de esta prueba es mostrar la respuesta al paso debidoa un paso en la referencia de orden de frecuencia. La siguientefigura muestra un cambio de la referencia de frecuencia de 48 a52 Hz. La primera curva es la respuesta al paso de frecuencia y lasegunda curva es el orden de potencia al conversor. El conversorreduce la transmisión de potencia y el generador sincrónicoentonces incrementará su velocidad debido a la carga reducida.La Gráfica 135 muestra un cambio en la frecuencia de 52 a 48 Hz.La primera curva es la respuesta al paso de frecuencia y elsegundo es el orden de potencia al conversor. El conversorincrementa la transmisión de potencia que lleva a una reducciónde velocidad en la máquina sincrónica. Mientras la inercia de lamáquina tiene una constante de tiempo de 3,3 [s], la velocidad decambio será del mismo orden. La transferencia de potencia delconversor se limita hacia la dirección del generador sincrónico,para prevenir que el conversor inyecte potencia en el generadorsincrónico durante el incremento de la velocidad.Gráfica 134. Paso de frecuencia de 48 a 52 Hz. La escala dela frecuencia es 3 Hz/div y la escala del orden de potenciaes 100 kW/div.http://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es19

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro RestrepoGráfica 135. Paso en la frecuencia de 52 a 46 Hz. La escalade frecuencia es 3 Hz/div y la escala del orden de potenciaes 100 kV/div.1.2.5.4Pasos en potencia hacia la máquina sincrónicaLa meta de las pruebas es mostrar la respuesta en frecuenciadebida al cambio en la potencia del generador sincrónico.La gráfica de la izquierda es el cambio en la carga de 150 kWhasta aproximadamente 1MW y el segundo es un cambio desdecerca de 1 MW hasta 150 kW. La desviación de frecuencia durantela operación es menor de 0,3 Hz. El factor de cambio de lapotencia en la máquina está en su máximo valor.http://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es20

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro RestrepoGráfica 136. Pasos en la potencia hacia el generador. Laescala de frecuencia es 3 Hz/div y la escala del orden depotencia es 100 kW/div.1.2.5.5Operación con una red sin generación propiaUna de las características básicas de un conversor VSC es suhabilidad para entregar potencia en una red de alterna sin ningunaotra fuente de generación. El conversor controla por sí solo lafrecuencia y la tensión en la barra de alterna y consecuentementeopera como un generador con la potencia activa transportada porla línea de directa. El propósito de las pruebas fue verificar losiguiente:• Arranque del conversor con o sin potencia auxiliar de alterna.• Transferencia manual y por protección del flujo de potencia deun alimentador de alterna al conversor.• Sincronización y reconexión de un alimentador de alterna a unsistema de alterna alimentado por el conversor.• Desempeño en fallas en el sistema de alterna.http://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es21

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro RestrepoLa barra de 10 kV en la subestación Hällsjön está normalmentealimentada por una línea de 50 kV de alterna a través deltransformador T2. El conversor HVDC está también conectado a lamisma barra. El flujo de potencia activa puede ir a o venir desdeesa barra por medio de la línea de directa hasta el conversor enGrängesberg a 10 km de distancia. La carga a lo largo de la líneade alterna se puede alimentar desde cualquier estación por mediodel cierre del interruptor 3 ó 13. Las cargas disponibles enoperación aislada son aproximadamente 700 kVA en Hällsjön y 1,5MW en Grängesberg.Figura 92. Sistema en operación aislada.Las pruebas descritas anteriormente fueron desarrolladas enHällsjön. Después de estas pruebas se invirtió la dirección de lapotencia y Grängesberg operó de forma aislada, pero con unacarga mayor que Hällsjön.Arranque del conversor con o sin potencia auxiliar dealternahttp://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es22

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro RestrepoEl lado de directa se energiza primero desde Grängesberg pormedio del cierre del interruptor de alterna. Se cierran losseccionadores a lo largo de la línea de directa, lo que significa queel conversor en Hällsjön se energiza en el lado de directa. Elconversor en Grängesberg se desbloquea en el modo de control detensión de directa. El conversor en Hällsjön es en este caso laúnica fuente de tensión en el sistema y por tanto determina latensión y la frecuencia de alterna. Esto se dispone por medio delequipo de control del conversor que genera un voltaje dereferencia para el controlador PWM con frecuencia fija y unaamplitud requerida para tener la tensión nominal de alterna en losterminales de alterna de la estación conversora.En muchas aplicaciones es probable que no haya potencia auxiliarde alterna en la estación antes de que el conversor se desbloquee,lo que significa que el conversor tiene que arrancar sin equipo derefrigeración, y tan pronto cuando el conversor ha arrancado, elsistema de refrigeración de las válvulas puede iniciarfuncionamiento. La única potencia auxiliar requerida para iniciar laestación aislada es la potencia hacia el equipo de control. Otracaracterística que puede ser ofrecida por el conversor es que elvoltaje de la barra de alterna puede ser aumentado en una formamuy suave para prevenir sobretensiones transitorias o corrientesde entrada (inrush) en los transformadores, por ejemplo. Estaprueba ha sido ejecutada a máxima carga en Hällsjön.http://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es23

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro RestrepoGráfica 137. Arranque de una red aislada.Transferencia manual y por protección del flujo de potenciadesde un alimentador de alterna hasta el conversorLa precondición para esta prueba fue que Hällsjön estabaalimentada tanto desde la transmisión HVDC como desde eltransformador T2. En caso de que se saque de servicio eltransformador de forma manual, la secuencia se iniciará con elincremento de potencia sobre la línea de directa, por medio de unorden de potencia o corriente al control del conversor, hasta que lacorriente en el transformador sea cercana a cero. El interruptor deltransformador (2) está abierto y el conversor opera soloalimentando la carga aislada.http://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es24

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro RestrepoGráfica 138. Transferencia de una red activa a una pasiva.Orden externa para transferir al control de tensión alterna.El control del conversor tiene que transferirse desde el controlpotencia/corriente hasta el control de tensión alterna. En este casose puede usar una señal lógica para ordenar una transferenciahacia el modo de control de tensión alterna. La transferencia esmuy suave ya que hay sólo un cambio en el flujo de potencia. Sinembargo, la detección de que el sistema de alterna está aisladodebe ser general y cubrir casos donde el aislamiento ocurra muylejos del conversor. Ha sido usado un criterio dentro del equipo decontrol para ordenar transferencia del control de corriente alcontrol de tensión alterna. En este caso debe ser un disturbiopequeño en la tensión de la barra de alterna que se usa paradetectar el hecho de que el sistema está aislado.http://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es25

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro RestrepoGráfica 139. Transferencia de una red activa a una pasiva.Orden automática para transferirse hacia el control detensión de alterna.http://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es26

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro RestrepoGráfica 140. Transferencia por protección de una red activaa una pasiva. Orden externa para transferirse al control dealterna.Con la misma precondición anterior pero el flujo de potencia en elconversor es bajo. Si una protección activa el interruptor deltransformador el flujo de potencia tiene que ser transferido haciael conversor. Esto significa que habrá una caída transitoria devoltaje en la barra de alterna hasta que el flujo de potencia en lalínea de directa se haya incrementado hasta que el nivel depretalla se haya reestablecido en la barra de alterna. Entonces latensión normal de la barra de alterna se reestablecerá.Las pruebas demostraron que el conversor puede encargarse delsuministro requerido de potencia a la red de alterna si todos losotros generadores salen de servicio, con un contenido detransitorios pequeño.Sincronización y reconexión de un alimentador de alterna aun sistema de alterna alimentado por un conversorhttp://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es27

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro RestrepoEl conversor alimenta el sistema aislado de alterna y elalimentador del transformador se encuentra preparado para serconectado nuevamente. Para permitir esta operación tienen queestar sincronizados el voltaje generado por el conversor y elvoltaje en los terminales del transformador. Esto se puede lograralterando la referencia de frecuencia para el conversor. Cuando sesincronizan los dos voltajes se puede cerrar el interruptor deltransformador. Cuando se conectan el transformador y elconversor a la misma barra, el conversor no puede másdeterminar por sí mismo la tensión de la barra de alterna y portanto retornará al control normal de potencia/corriente. Estasecuencia se ordena manualmente y es similar a la sincronizacióny conexión a un generador de alterna. Toda la potencia requeridaen el sistema de alterna es entregada por el conversor antes deque el transformador sea conectado, por tanto la transferenciapuede ser muy suave.Coordinación de protecciones en un sistema de distribuciónpasivo de alterna alimentado por un conversor alimentadopor tensiónUna topología VSC puede ser tratada como una fuente de tensióntrifásica que tiene la habilidad de cambiar el voltaje de salidatrifásico de manera muy rápida e independiente. Elcomportamiento del sistema de distribución de alterna dependeráenteramente de la estrategia de control del conversor.Condición de sobrecorriente: En una red pasiva la tensión de labarra de alterna es proporcional a la corriente inyectada en elsistema por medio del conversor. El orden de corriente delconversor se genera por medio del control de tensión de alterna.En caso de presentarse una falla en el sistema de alterna, laimpedancia disminuye y consecuentemente la tensión de alternase cae. El control de voltaje de alterna incrementa el orden decorriente pero se debe limitar a la capacidad máxima de activaciónde corte de las válvulas. Tan pronto como se haya aclarado la fallahttp://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es28

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro Restreposacando de servicio la sección línea fallada, la impedancia en elsistema se incrementa y el orden de corriente hacia el conversordebe reducirse para prevenir un sobrevoltaje de alterna.Normalmente la máxima capacidad de corriente para el circuitoVSC se determina con los requerimientos de operación en estadoestable. Esto significa que la capacidad de sobrecarga de corrientees muy limitada. Si las cargas están protegidas por protección desobrecorriente o por fusibles, la corriente nominal para la cargadebe ser suficientemente baja comparada con el valor nominal delconversor para asegurar aislamiento seguro de la parte fallada delsistema. En caso de una carga relativamente grande compara conel nivel nominal del conversor, se recomienda protección deimpedancia.Una consecuencia de las propiedades descritas es que lasconfiguraciones para las protecciones de sobrecorriente y losvalores nominales de los fusibles se pueden seleccionar consubdimensionamiento sin poner en peligro la seguridad contra unafalsa operación de la protección. La tensión de alterna también sepuede aumentar para prevenir corrientes inrush.Fallas del sistema de alterna sin sobrecorriente: En los casosdonde las fallas no originan ninguna sobrecorriente en el sistema,como fallas monofásicas a tierra en sistemas aterrizados conimpedancia, el conversor continuará en operación en modo decontrol de tensión para la barra de alterna. Es muy similar a la redconvencional de distribución alimentada con generadores dealterna o redes de gran potencia. En tales casos, se pueden usarlos sistemas de protección convencionales de falla a tierra condetección de corrientes y/o voltajes de secuencia cero.Desempeño en fallas en el sistema de alternaEl desempeño básico del conversor en falla de alterna que resultaen baja tensión en la barra de alterna consiste en que el conversorhttp://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es29

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro Restrepoincrementa la corriente de salida hasta el límite de corriente parala válvula. Durante este período la condición de falla serádetectada por una protección, de sobrecorriente o de impedancia.Esta protección activará el interruptor de alterna y en el primercruce de la corriente por cero se desconecta la falla y el conversordebe reducir rápidamente la corriente para evitar sobretensión dealterna cuando el sistema se recupera. Ha sido probada la peorcondición para este caso en la instalación VSC de Hällsjön, lo queimplica una falla de alterna cuando el conversor está alimentandouna carga pequeña.La primera falla aplicada fue un cortocircuito trifásico en una líneade alterna saliente. El conversor alimenta el sistema aislado dealterna, entonces se cierra el interruptor de la línea (4) con unafalla trifásica en la línea de alterna. El voltaje se cae y la corrientedel conversor se incrementa hasta su límite y entonces opera laprotección y aclara la falla. Cuando la falla ha sido aclarada, elconversor limita la tensión de la barra de alterna durante larecuperación del sistema por medio de una recuperación rápida dela corriente. La falla se detectó gracias a un relé estándar desobrecorriente.Se ejecutó una prueba similar con la falla aplicada en el lado de 50kV del transformador T2. El conversor estaba alimentando unsistema de alterna aislado y entonces se cerraba el interruptor dealterna (2).http://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es30

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro RestrepoGráfica 141. Corriente en el interruptor 4 ante una falla enel sistema de alterna, con aclaración de falla por protecciónde sobrecorriente.Gráfica 142. Tensión en la barra de alterna ante falla en ellado de alterna con aclaración de la falla por medio deprotección de sobrecorriente.http://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es31

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro RestrepoEn este caso se instaló una protección de impedancia en el lado de10 kV del transformador. Esto significa que la protección debe serselectiva, esto es, no operar para la corriente inrush pero operarpara la corriente de falla relativamente baja. La corriente de falla yla aclaración de la falla son similares al caso anterior.Gráfica 143. Corriente en el interruptor 4 ante una falla enel sistema de alterna, con aclaración de falla por protecciónde impedancia.http://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es32

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro RestrepoGráfica 144. Tensión en la barra de alterna ante falla en ellado de alterna con aclaración de la falla por medio deprotección de impedancia.1.3 Sistema de la isla de Gotland (Suecia)Gotland es una isla situada en el Mar Báltico, a aproximadamente90 km al este de la parte continental de Suecia. La presión porimplementar fuentes renovables de energía ha traído a los molinosde potencia eólica a ocupar un lugar en el sur de Gotland connecesidad de capacidad adicional de transmisión, así como demejores medios para obtener buenos niveles de calidad de lapotencia. Es un hecho bien conocido que los molinos de potenciaeólica se someten a condiciones de operación variable queresultan en fluctuaciones y variaciones en la potencia activa yreactiva. En la red eléctrica de Gotland existían problemas deestabilidad y calidad de la potencia, además de las nuevasdificultades técnicas que traería la incorporación de mayoresvolúmenes de potencia eólica a esta red.http://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es33

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro RestrepoPara el operador de la red, existían dos alternativas: la primeraera evitar la introducción a la red de nuevos volúmenes depotencia eólica que, basados en transmisión en corriente alterna,causarían mayores dificultades a la red, o como segundaalternativa, emplear una tecnología que solucionara los problemasexistentes y pudiera dar calidad a la potencia eléctrica generadacon turbinas eólicas.Figura 93. Localización de la isla de Gotland y las estacionesconversoras VSC HVDC Näs (Näs härad) y Bäcks (Visby),Suecia.http://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es34

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro RestrepoEn 1997, la empresa de servicios públicos de Gotland, GotlandsEnergi AB (GEAB), instaló un enlace de 50 MW en corriente directabasado en VSC ubicado en las ciudades de Visby y Näs härad (70km al sur de Visby). El equipo conversor se obtuvo en móduloscontenedores compactos que fueron probados en la fábrica. Estollevó a una solución de bajo costo e inofensiva ambientalmentecon un enlace de directa bipolar que no requiere electrodos(puesta a tierra). Se usan dos cables extrudidos (conductores dealuminio de 340 mm 2 de área, 43 mm de diámetro y 2 kg/m depeso por unidad de longitud) conectados bajo tierra y cerca unodel otro, para conectar las dos estaciones terminales.Figura 94. Estación conversora VSC HVDC en Näs junto ygeneradores eólicos (izquierda), instalación de los cablesHVDC (derecha). Tomado de http://www.abb.com/hvdc/.El vínculo HVDC proporciona características de control para que losconversores manejen la potencia transferida, mejoren los perfilesde tensión y mantengan la frecuencia en las estaciones conectadashttp://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es35

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro Restrepoy por tanto controlen las perturbaciones generadas en los molinosde viento.Esta flexibilidad y opciones de control fueron las principalesrazones para escoger la transmisión HVDC basada en VSC paraGotland. La potencia de los complejos y rápidamente crecientesparques eólicos en la parte sur de la isla se transmite a lasprincipales áreas de carga en las zonas más al norte de la isla pormedio de cables de directa. Los cables se encuentran paralelos auna línea de alterna existente.1.3.1 Descripción del sistema eléctrico de GotlandEl volumen de energía en el sistema es cercano a los 850 GWh, lacarga pico es aproximadamente 160 MW y la carga mínima deunos 40 MW. Es un sistema enmallado de 70 kV con algunas líneasradiales de 30 kV y además tiene una red de distribución. Lamayor parte de las cargas se localizan cerca del punto de conexióndel enlace HVDC existente entre el continente y la parte norte dela isla de Gotland. Este enlace HVDC normalmente suministrapotencia desde el continente y regula la frecuencia de la isla. Estohace el sistema muy dinámico con baja inercia. En un sistema tandinámico es muy importante tener control rápido de tensión paraevitar el colapso de la tensión.En el año 2003 habían 165 molinos de viento con una capacidadde potencia instalada de 90 MW que producían cerca de 200 GWh,que es el doble de la potencia sobre la que se tomó la decisión deimplementar un sistema VSC HVDC en 1997. En la parte sur, enlas cercanías de la estación Näs, está instalada una capacidad de45 MW. La máxima capacidad térmica de la línea de alterna es 18MW.http://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es36

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro RestrepoEl sistema VSC HVDC se conecta en paralelo con una red dealterna existente de 70 kV / 30 kV. La potencia de corto circuito dela red de alterna en el punto de conexión de la estación Näs esmenor a 60 MVA. En este punto la generación de potencia eólicase conecta al sistema VSC HVDC para transmitir la potencia alnorte. La potencia nominal del sistema VSC HVDC es de 50 MW y65 MVA.1.3.2 Aspectos técnicos de la redPara una expansión exitosa de la potencia eólica, el sistemaeléctrico debe ser ajustado para que sea capaz de regular ymantener una calidad aceptable de la tensión. Para la expansiónpresente y creciente de la generación de potencia eólica, la GEABdebe asegurarse un suministro confiable con buena calidad de latensión. El trabajo de incluir la tecnología VSC HVDC ha traído unanueva forma de pensar respecto a algunos asuntos de la red talescomo corrientes de corto circuito, fluctuaciones y flujos depotencia. Un resultado es que los parámetros de salida de losgeneradores asincrónicos son dependientes del voltaje durantecaídas de tensión. Si la tensión puede ser estable aún duranteeventos transitorios, la corriente de salida de los generadorestenderá a ser más estable. Esto reduce los esfuerzos en la red dealterna pero también en la construcción mecánica de los molinoseólicos. Este conocimiento ha sido usado para ajustar los planesde selectividad para protección por relés con y sin VSC HVDC. Hasido posible desarrollar e implementar tales medidas prácticasprincipalmente debido a la flexibilidad de los sistemas VSC HVDC.http://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es37

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Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro RestrepoFigura 95. Diagrama esquemático del sistema VSC HVDC deGotland.Los aspectos esenciales a considerar son:• Fueron eliminados problemas de fluctuaciones (flicker) con lainstalación de VSC HVDC. Aparentemente el control te tensióntransitoria previene la fijación a la fluctuación.• Fenómenos transitorios en los que las fallas eran dominantes.• Estabilidad en el sistema.• Flujos de potencia, demanda de potencia reactiva, comotambién niveles de tensión en el sistema.• Armónicos.1.3.2.1Fenómenos transitoriosEl problema más significativo han sido los fenómenos transitoriosdurante fallas en la red de alterna. La conexión paralela de la redde alterna con el sistema HVDC y la red débil en una estaciónhacen que el tiempo de respuesta sea muy importante. Aún elcomportamiento del generador asincrónico tiene un impactodurante las corrientes de falla de alterna. Se ha mostrado que uncontrolador de tensión estándar no puede ser usado para manejartales situaciones. Las configuraciones de los parámetros tienenque considerar que el sistema no debe ser muy rápido enoperación normal y que tiene que actuar rápidamente cuando algoocurre. Como no hay límites técnicos físicos en las posibilidades decontrol del sistema VSC HVDC, esta situación de control ha sidosolucionada con la utilización de algoritmos especiales de softwarepara tratar disturbios transitorios.Los estudios de eventos de falla han mostrado que los planes deselectividad para la protección deben ser rediseñados donde seconecta un gran volumen de generación de potencia eólica a unahttp://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es39

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro Restrepored. El comportamiento de los generadores asincrónicos de losmolinos de viento es dependiente del voltaje durante una falla dealterna cerca de los molinos. Esto es especialmente importantedurante la recuperación de la falla. Si la caída de tensión essevera, la corriente puede ser muy alta cuando el voltaje serecupere. Esto es un problema en las redes convencionales y esmitigado considerablemente con las funciones de control detensión de los sistemas VSC HVDC.Se probó un caso de corriente de falla de alterna y se comparó conlas simulaciones sobre un modelo computacional del sistema cony sin VSC HVDC, como se muestra en la figura. La falla, que esuna falla trifásica real, se inició en Garda, en las cercanías deHemse. Se creó cerrando el interruptor de 10 kV para simular uncortocircuito trifásico sólido. Cuando se hizo, la tensión fue medidaen diez lugares diferentes.Gráfica 145. Caída de tensión en diferentes puntos delsistema con y sin VSC HVDC.http://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es40

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro RestrepoLa secuencia de falla fue simple: cerrar el interruptor y dejar quela protección de sobre-corriente abra el interruptor nuevamente.La duración de la falla no fue mayor a 50 ms, pero mostró larespuesta de varios equipos. Se midieron las respuestas depotencia de algunos molinos de viento, generadores sincrónicos, elenlace HVDC convencional y por supuesto el sistema VSC HVDC.Los resultados se compararon con las simulaciones bajo lasmismas circunstancias con y sin VSC HVDC.1.3.2.2Flujos de potenciaSe ha desarrollado un control automático del flujo de potenciapara ajustarse a las variaciones de los molinos eólicos, con elpropósito de minimizar las pérdidas y evitar sobrecarga en laslíneas de alterna. Esto se diseña para operar sin comunicación conel centro de despacho. Durante condiciones normales el sistemageneral SCADA determina los puntos de ajuste para la potenciaactiva y reactiva en orden de minimizar las pérdidas tales en elsistema completo. Esta función es importante ya que no haynecesidad de que los operadores estén en línea y ejecuten elcontrol manualmente. La misma función también evitamovimientos innecesarios en el cambiador de tomas. Experienciasprevias con soluciones convencionales de alterna en épocasanteriores al proyecto VSC HVDC han mostrado que el controlmanual de esta función es un problema significativo.Si por alguna razón el sistema VSC HVDC sale de servicio, elcontrol desconecta automáticamente el volumen de generación depotencia eólica que estaba siendo transmitido por medio delsistema con un margen adicional, en un tiempo menor a 100 ms.Esto debe ser realizado evitando la sobrecarga de la red de alternadurante los disturbios en el sistema VSC HVDC.http://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es41

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro Restrepo1.3.3 Experiencias operativasLa planta ha estado en operación continua desde febrero del 2000y la generación de potencia eólica ha dependido de ladisponibilidad de capacidad de los sistemas VSC HVDC. Ha habidoalgunos disturbios en el sistema VSC HVDC, en mayor partedebidos a dificultades iniciales en el sistema de control. La mayoríade los problemas han sido solucionados y en la actualidad la plantapuede operar por meses sin ninguna alarma, en lo absoluto.Todavía se está trabajando en lograr algunas mejoras y en teneraún mayor operación segura durante eventos transitorios. Elasunto es tener limitaciones más rápidas para la corriente en elconversor con el propósito de evitar bloqueos temporales delsistema VSC HVDC y las protecciones de alterna. Se estáavanzando en algunos desarrollos de ingeniería para reducir laspérdidas en el sistema, y algunos de ellos se han implementadohace un par de años.Se han realizado pruebas para validar modelos computacionalespara la planta VSC HVDC y el sistema completo. El sistema VSCHVDC ha sido utilizado para introducir pequeñas señales dedisturbio para validar las respuestas del parque de potencia eólica.Esto se hace simplemente para probar e investigar el impacto delos parques de potencia eólica en la red eléctrica.Las experiencias generales son que el control del flujo de potenciade los conversores hace que la red de alterna sea más sencilla desupervisar que las redes convencionales de alterna y que lasvariaciones no someten a tantos esfuerzos a la red de alterna encomparación con las redes normales. La calidad de la tensión hasido mejor aún con mayor generación de potencia eólica. Losclientes sensibles, tales como grandes compañías industriales,sufren menos ahora con los disturbios debido a las caídas detensión y otras imperfecciones de la calidad de la potencia.Aunque la red no pueda controlar todas las fallas de alterna, elhttp://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es42

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro Restrepocomportamiento promedio en un año apunta a una calidad delvoltaje mucho mejor.1.4 Proyecto Directlink (Australia)Directlink es un sistema de transmisión HVDC basado en VSC de180 MW que enlaza los mercados de electricidad regionales deNueva Gales del Sur (New South Wales) y Queensland, enAustralia, por primera vez. El enlace disminuye la presión actualen el sistema de suministro de electricidad, el cual se encuentrasaturado por motivo de impuestos. Aunque esta contribución esrelativamente pequeña en el contexto de la demanda total depotencia en Queensland, ayuda a superar déficit en el suministrodurante períodos de carga pico. También impulsa servicios desuministro a la región de Tweed Heads en Nueva Gales del Sur.Directlink es un proyecto no regulado, que opera como ungenerador que entrega energía al mercado regional más valorado.Participando directamente de las ganancias del mercado deDirectlink, los dueños del proyecto reciben utilidades basadas en elmercado mismo. Ese retorno podría incluir ingresos sustancialesdurante períodos de escasez en Queensland o en Nueva Gales delSur, cuando los precios de recuperación del mercado aumenten.http://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es43

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro RestrepoFigura 96. Localización de las estaciones conversoras enMullumbimby, Nueva Gales del Sur y Terranora, Queenslanddel proyecto VSC HVDC Directlink, Australia.1.4.1 Principales componentes del sistemaEl sistema de transmisión Directlink se compone de: Las estaciones conversoras están localizadas en Terranora yMullumbimby. Cada estación está diseñada para manipular 195MVA y consisten en tres conversores de 65 MVA independientes.http://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es44

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro Restrepo Un total de 354 km de cables XLPE han sido instalados paraconectar las dos estaciones conversoras. Son usados dos cablespara cada par de conversores usando derechos de vía existentespara la ruta entera de 59 km.Figura 97. Diagrama del proyecto VSC HVDC Directlink,Australia.1.4.2 Datos del sistemaTransformadoreshttp://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es45

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro RestrepoPotencia nominal:70 MVARelaciones de transformación: 132 / 78,5 y 110 / 78,5Cables HVDCSección transversal:Diámetro exterior:Peso:Longitud:1 x 630 mm 2 , Aluminio52 mm3,3 kg/mm6 x 59 kmFiltros de alternaArmónico de orden 39:Armónico de orden 78:Una ramaUna ramaVálvulas de IGBTTipo de válvula:Sistema de refrigeración:Tipo de IGBT:Dos nivelesAgua2,5 kV / 500 Ahttp://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es46

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro Restrepo1.4.3 Sistema de controlLos terminales VSC actúan independientemente para garantizarservicios auxiliares (como soporte de reactivos) en las redes queconecta Directlink. El flujo de energía a través de las instalacionesHVDC Light puede ser definido y controlado con precisión, y portanto cumple con las Prestaciones de Puerto Seguro (Safe HarbourProvisions) de la NECA (Administrador del Código EléctricoNacional - National Electricity Code Administrador) de Australia. Lahabilidad de controlar el flujo de potencia en la instalación tambiénsignifica que los derechos de capacidad requeridos para el serviciode redes completamente comerciales se definen claramente. Elsistema de control utilizado es un sistema basado enmicroprocesadores digitales modernos que es amigable al usuarioe incluye características de control como:• Control de potencia activa y reactiva.• Control de tensión de directa y de alterna.• Control de calidad de la potencia.1.5 Proyecto de potencia eólica Tjæreborg (Dinamarca)Una comisión con miembros del Ministerio de Energía Danés, laAgencia Nacional de Bosques y Naturaleza y la industria eléctricahabía propuesto la instalación de 4.000 MW de potencia eólica maradentro, 2,250 MW antes del año 2015 y 1.750 MW adicionalesantes del año 2030.Las empresas de servicios públicos y compañías de transmisióndanesas apoyan activamente la estrategia del gobierno de generarmás potencia eólica. Decidieron entonces instalar el primero decinco parques eólicos mar adentro, cada uno de 150 MW (750 MWen total) antes del año 2007. La integración de volúmenes tangrandes de potencia eólica es un desafío mayor para la industriahttp://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es47

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro Restrepode potencia. Una de las grandes dificultades es cómo absorber lapotencia eólica y entregarla a la red de alterna.Figura 98. Ubicación de los futuros parques eólicos maradentro del proyecto Tjæreborg, Dinamarca.1.5.1 AntecedentesLos antecedentes para el proyecto Tjæreborg fueron los planespara construir y conectar dos parques eólicos mar adentro de 160MW para la red de transmisión de ELTRA. El primer parque eólicomar adentro de 160 MW fue puesto en servicio en el año 2002 enHorns Rev en el Mar del Norte. Para este proyecto se escogió unahttp://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es48

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro Restrepoconexión con cables de corriente alterna de 56 km compensadoscon reactores shunt de 85 MVar en el punto de conexión entre elcable submarino de 22 km y el cable en tierra firme. El segundoparque eólico mar adentro se planeó en Læsø Syd y tenía unadistancia total para el cable hasta la red de transmisión deaproximadamente 85 km. Se planeó transmisión por cables dedirecta para garantizar ventajas técnicas respecto al control detensión en el extremo receptor y a los transitorios. El parqueeólico mar adentro Læsø Syd no ha sido puesto en servicio hastala fecha.1.5.2 Descripción del proyectoELTRA es el Operador Independiente del Sistema y la Compañía deTransmisión en la parte occidental de Dinamarca. En 1998 ELTRAdecidió investigar en la utilización de nueva tecnología de HVDCbasada en topologías VSC para la conexión de la potencia eólica ala red de transmisión de ELTRA.El propósito del proyecto Tjæreborg (cercano a la ciudad deEsbjerg) es probar y demostrar en pequeña escala la aplicación deesta nueva tecnología para la conexión de parques eólicos de granescala mar adentro mayores de 100 MW y con distancias sobre los50 km de la línea costera. El proyecto fue lanzado e iniciado enmarzo de 1999 y fue tomado para pruebas y demostración endiciembre de 2000.El parque eólico Tjæreborg consiste de cuatro turbinas eólicas dediferentes tipos y constituyen un total de generación de 6.5 MW.Son cuatro generadores asincrónicos de turbina eólica, dos condoble alimentación de 2,0 MW, uno de 1,5 MW conectadodirectamente y el otro de 1,0 MW con un conversor completo.http://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es49

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro RestrepoFigura 99. Generadores eólicos utilizados en el proyectoexperimental VSC HVDC de Tjæreborg, Dinamarca. Tomadode http://www.afm.dtu.dk/wind/smep/.Las cuatro turbinas eólicas fueron conectadas originalmente concables de alterna de 4 km de longitud con la subestación detransformación de 60 a 10 kV en la villa de Tjæreborg. Los dosnuevos cables de directa han sido instalados en paralelo con loscables existentes de alterna. La estación conversora del extremoemisor está instalada en el parque eólico, y la estación conversoraen el extremo receptor está instalada en la subestación Tjæreborg10/60 kV.El cable de directa se tiende en paralelo con el cable de alternaexistente, lo que hace posible utilizar el parque eólico en tresdiferentes modos operativos: Sólo por medio del cable de alterna. Sólo por medio del cable de directa. Por medio de los cables de alterna y de directa en paralelo.http://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es50

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro RestrepoEl sistema de control de directa se diseña para conectarseautomáticamente por medio de los cables de alterna si lageneración de potencia eólica está por debajo de 500 kW, y pormedio de los cables de directa si la potencia es mayor de 700 kW.La operación del parque eólico en estos tres modos diferenteshace que el proyecto de demostración se ajuste a la investigacióncomparativa de los diferentes modos de operación.Con un alimentador de directa no hay longitudes críticas para loscables y por tanto, no hay límites técnicos en cuanto a la distanciaque existe entre la línea costera y el parque eólico mar adentro.También, la frecuencia en el parque eólico se desacopla de lafrecuencia y tensión de la red, lo que hace posible variar lafrecuencia y la tensión en el parque eólico continua eindependientemente de la red de transmisión.El propósito fue investigar cómo se podría utilizar la controlabilidadde la tecnología VSC HVDC para la explotación óptima de laenergía eólica, usando los conversores para asegurar unafrecuencia colectiva variable para las turbinas eólicas. Con esteproyecto se ha ganado conocimiento práctico y experiencia en elcampo de la transmisión VSC HVDC.1.5.3 Puesta en servicioDurante la puesta en servicio, la transmisión VSC HVDC sesometió a minuciosas pruebas:• Arranque y detención de las turbinas eólicas en baja y altavelocidad del viento.• Se efectúo una conmutación automática impecable entretransmisión de alterna y de directa sincronizandoautomáticamente las turbinas eólicas con la red de alterna.http://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es51

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro Restrepo• Arranque contra una red muerta. Esta es una característicaimportante que debe probarse, ya que como es una red dealterna aislada (parque eólico mar adentro) debe serenergizada desde la transmisión de directa.http://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es52

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro Restrepohttp://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es53

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro RestrepoFigura 100. Diagrama de una sección del proyectoTjæreborg.• Con un generador de turbina eólica conectado, la frecuencia sevarió entre 46 y 50 Hz. Un test independiente sin turbinaseólicas conectadas demostró que la frecuencia del inversor delsistema VSC HVDC se podía variar entre 30 y 65 Hz sin ningúnproblema. Se probaron simulaciones de fallas trifásicas con duracionesentre 180 y 250 ms por medio de bloqueos temporales delinversor. Esto demuestra que la conexión de directa tiene elpotencial de mejorar el desempeño del parque eólico durantefallas en la red de alterna. El parque eólico puede ser aisladorápidamente de la red de alterna y se recupera rápidamentepara generar potencia eólica plena después de que la red serecupera de una falla.1.5.4 Experiencias operativasDespués de dos semanas de operación en modo de prueba, elsistema de transmisión VSC HVDC fue tomado por ELTRA paraoperación comercial en diciembre de 2000. Sin embargo, por serun proyecto de demostración, la transmisión HVDC no ha sidooperada continuamente desde que ELTRA tomó el control; haestado en standby cuando las turbinas eólicas fueron instaladas,probadas y puestas en servicio. Una de las nuevas turbinas eólicases similar a las de alimentación doble para las máquinas deinducción en el parque eólico mar adentro de Horns Rev.La conexión de directa en el extremo emisor (Enge) ha sido usadapara probar el comportamiento de las turbinas eólicas de Hornshttp://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es54

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro RestrepoRev bajo diversas contingencias en la red de alterna. El conversorha sido utilizado para emular fallas de alterna variando la tensiónde alterna y para emular una red de alterna débil variando lafrecuencia de alterna. Estas pruebas se han usado para optimizarlos sistemas de control de las turbinas eólicas de Horns Rev y paraasegurar que cumplan con los requisitos de operación.La siguiente gráfica muestra la frecuencia medida en la estaciónde directa cuando se utiliza para variar la frecuencia en el parqueeólico Tjæreborg. La frecuencia medida muestra que la estación dedirecta varía suavemente la frecuencia entre 46 y 50 Hz. La tasade cambio es 3 Hz por segundo. La siguiente gráfica ilustra lafrecuencia medida en las turbinas eólicas en el extremo emisor(Enge) y en la subestación en el extremo receptor (By). Lafrecuencia en el extremo emisor se controla únicamente con laestación conversora, mientras que la frecuencia en el extremoreceptor es la frecuencia de la red de alterna. La comparaciónmuestra que la estación VSC HVDC controla la frecuencia conmucha precisión.http://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es55

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro RestrepoGráfica 146. Medición en la excursión de la frecuenciadurante las pruebas del comportamiento de la turbinaeólica para frecuencia variable.Durante el primer año, la tasa de fallas de los IGBT fue alta, cercadel 5% (9 de 12 fallas en total) y ha sido insignificante desdeentonces. Generalmente, las experiencias operacionales han sidosatisfactorias; sólo han sido requeridas reparaciones menores enel sistema de control redundante. También se realizó unmejoramiento en el sistema de control. Los eventos de puesta enmarcha han sido pocos y el servicio y el respaldo del proveedor hasido excelente. La adaptabilidad de la tecnología VSC HVDC paraconexión de turbinas eólicas a la red de alterna ha sido probada ydemostrada exitosamente.1.5.5 Datos principalesPotencia nominal:8 MVA / 7,2 MWhttp://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es56

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro RestrepoFrecuencia de conmutación: 1950 HzTensión de directa:Corriente directa:Red de alterna:10,5 kV±9 kV358 AConversorTipo de conversor:Válvulas:VSC de dos nivelesIGBT conectadas en serieCable de directaConductor de aluminio:240 mm 2Diámetro:Peso:Longitud:34 mm1,6 kg/m2 x 4,3 km1.5.6 Régimen operacional del conversor alimentado portensiónEl conversor puede operar en todos los cuatro cuadrantes delplano PQ. Puede operar como rectificador o como inversor afrecuencia variable y al mismo tiempo absorber o suministrarpotencia reactiva a la red de alterna. Una transmisión HVDC conhttp://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es57

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro Restrepoconversores alimentados por tensión es particularmente adaptablea conexiones de parques eólicos con generadores de inducción, yaque los conversores pueden al mismo tiempo absorber potenciaactiva y suministrarle potencia reactiva a los generadores deinducción.1.5.7 Calidad de la potencia• El lado de alterna cuenta con dos filtros sintonizados para lafrecuencia de conmutación y sus armónicos.• La Distorsión Armónica Total (Total Harmonic Distortion – THD)es menor al 5% y cada armónico individual es menor del 1%.• El Factor de Interferencia Telefónica (Telephone InterferenteFactor – TIF) es superior a 50.1.5.8 Sistema de controlEl sistema de control utilizado es un sistema microprocesado. Eldiseño habilita un sistema de control muy compacto, y seconstruye de manera modular para permitir una fácil adaptaciónde funciones adicionales de control en el futuro. Los sistemas decontrol tienen una arquitectura abierta y utilizan tecnología depunta con redes de área local (LAN) industriales estándar ypuertos de comunicación serial. Las funciones de control seimplementan en un computador en el cubículo de control y en estecubículo se duplica para crear un sistema completamenteredundante con alta confiabilidad.http://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es58

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro Restrepo1.5.8.1Características especiales• Operaciones de frecuencia variable en el rango entre 30 y 65Hz en modo de operación aislada• El conversor puede regular continuamente tanto la frecuenciacomo la tensión en la operación de red aislada, es decir quesólo el alimentador de directa está en operación.• Maniobras automáticas entre el alimentador de alterna y losalimentadores de directa para lograr mayor flexibilidad.1.5.9 Cable de directaEl aislamiento del cable se hace con un polímetro extrudido que esparticularmente resistente a la tensión de directa. Los cablespoliméricos son una alternativa preferida, principalmente por suexcelente fortaleza mecánica, flexibilidad y bajo peso. Los cablesse conectan en el suelo con la utilización de un tractor equipadocon conectores de cables. Esto hace que la instalación sea rápida,económica y ajustable a las demandas ambientales.1.5.10EdificioTodos los equipos están alojados en un edificio con paredes depaneles de madera/acero y techos de acero que reducen el ruidoaudible y los niveles de emisión electromagnética. El edificio sediseña para armonizar con sus alrededores.http://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es59

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro Restrepo1.5.11Pruebas desarrolladas en el sitio de operación• Inicio/detención de las turbinas eólicas con velocidad baja yalta del viento.• Operación aislada con la desconexión de la red de alterna en elextremo emisor.• Operación paralela del enlace alterna – directa.• Variación de la frecuencia de salida desde el conversor en elparque eólico.1.5.12VentajasLas siguientes características de la transmisión HVDC basada enVSC la convierte en una solución preferida para alimentación desistemas de potencia con potencia eólica.• Operación de frecuencia variable para optimizar la potenciaproveniente de los molinos eólicos.• Control de potencia reactiva y tensión de alterna en el punto dealimentación.• Suministro de potencia reactiva a los generadores.• Utilización de frecuencia variable para aprovechar losexcedentes de capacidad de rotación.1.6 Enlace back-to-back Eagle Pass (Estados Unidos)La interconexión asíncrona back-to-back VSC en Eagle Pass,Texas, Estados Unidos de América, ha tomado partido de laplataforma de semiconductores de última tecnología, utilizandohttp://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es60

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro Restrepocontrol PWM de alta frecuencia sobre los dispositivos IGBT en lospuentes conversores. Este proyecto, siendo la primera aplicacióncomercial de su tipo, fue ejecutado como un esfuerzo conjuntoentre American Electric Power (AEP) y el Instituto de Investigaciónen Potencia Eléctrica (Electric Power Research Institute – EPRI)con ABB Power Systems suministrando el equipo sobre la base«llave en mano». El equipo está basado en las tecnologías VSCHVDC y VSC SVC de ABB Group, las cuales se han combinado paraformar el sistema de doble finalidad VSC back-to-back. Además delos retos relacionados con la aplicación de la nueva tecnología, loscoparticipes del proyecto trabajaron en un tiempo de entrega muycorto. El tiempo de espera total de la instalación fue sólo de 15meses.Figura 101. Localización geográfica sistema VSC back-tobackEagle Pass, U.S.A.http://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es61

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro RestrepoEl enlace asíncrono VSC back-to-back Eagle Pass satisface unamisión doble. En primer lugar, el enlace tiene la capacidad deproveer un soporte de potencia reactiva rápida y dinámica acualquier extremo del sistema, hasta ± 36 MVar dependiendo dela magnitud de la potencia real transferida. En segundo lugar,tiene la capacidad de intercambiar potencia eléctrica a través de lafrontera (entre redes asincrónicas), con un intercambiobidireccional de hasta 36 MW, siendo el valor de una función desoporte de potencia reactiva requerida en cualquier extremo delenlace.La capacidad de controlar dinámica y simultáneamente tanto lapotencia activa como reactiva, es una característica sin precedentepara las interconexiones back-to-back basadas en VSC. Laoperación de un conversor alimentado por tensión no depende delsistema de alterna al que esté conectado ya que susconmutaciones se controlan por medio de circuitos internos.También se logra flexibilidad completa de control por medio de laimplementación de la técnica PWM para el control de los puentesbasados en IGBT. Además, la técnica PWM ofrece control sinrestricciones para tanto los voltajes de secuencia positiva comonegativa. Esto permite una operación confiable del enlace back-tobackbajo condiciones de desbalance de los sistemas de alternainterconectados. También se puede energizar el enlace, alimentary brindar soporte a una carga aislada. En el caso Eagle Pass estopermite suministro de potencia ininterrumpido a las cargas locales,cuando se pudiera desconectar una de las redes adyacentes.Ambas redes de alterna pueden también ser energizadas desde elotro lado de la frontera, sin ninguna maniobra que obligue a cortarel suministro de energía.http://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es62

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro Restrepo1.6.1 Área de carga para Eagle PassLa subestación Eagle Pass está ubicada en una parte remota delsistema de potencia AEP-CPL, como se muestra en la figura. Hayaproximadamente 42 MW de carga en el área, que se conecta alresto del sistema de transmisión del Concilio de ConfiabilidadEléctrica de Texas (Electric Reliability Council Of Texas – ERCOT) através de dos líneas de transmisión existentes de 138 kV. Lageneración significativa más cercana (150 MW) se encuentra a 145km del sitio. Esa generación ofrece muy poco soporte de tensión alárea de Eagle Pass.Eagle Pass también tiene una línea de transmisión a 138 kV que lainterconecta con la subestación Piedras Negras de CFE, la cualnormalmente ha sido dejada abierta. Era usada principalmente ensituaciones de emergencia para transferir carga de un sistema depotencia a la otra red. Sin embargo, la carga se transfería si seinterrumpía primero la interconexión entre los sistemas de la CFEy de AEP-CPL, ya que los sistemas son asíncronos aunque ambossean de 60 Hz. En este punto el sistema de CFE es más fuerte ytiene más de 2000 MW de generación dentro de un rango de 80km respecto a la subestación Piedras Negras, que está justo alotro lado de la frontera de Eagle Pass.El área de Eagle Pass tiene un crecimiento de carga del 3% anual.Las condiciones de carga pico en el 2001 fueron proyectadas paraque fueran suficientemente altas como para causar un posiblecolapso de voltaje después de una pérdida de cualquiera de laslíneas de transmisión a 138 kV de ERCOT hacia Eagle Pass. Losestudios de flujo de cargas demostraron que la instalación de unsistema VSC de 36 MVar directamente en la subestación de EaglePass sería una solución a largo plazo para esta contingencia; unsistema VSC brindaría el soporte instantáneo de potencia reactivanecesario y podría mantener la generación de potencia reactiva alhttp://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es63

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro Restrepomáximo aún en los niveles de tensión más bajos que podríanresultar de salidas de servicio causadas por una situación decontingencia. La instalación de un sistema VSC sería ideal parasistemas débiles donde la potencia reactiva generada porcapacitores shunt no sea efectiva debido a que disminuye suvolumen con la reducción de la tensión.Dos conversores VSC conectados en configuración back-to-back nosólo suministran la potencia reactiva necesaria sino que tambiénpermiten transferencia de potencia activa entre los dos sistemasde potencia. Un esquema back-to-back permitiría que la línea de138 kV que va desde Eagle Pass hasta piedras sea energizadadurante todo el tiempo y que exista flujo de potencia en cualquierdirección. Esto aporta una tercera fuente de energía necesaria quealimente la subestación Eagle Pass y mejore el soporte al área deEagle Pass.Con el enlace back-to-back en servicio y sin contingencias, elsistema de transmisión de 138 kV AEP-CPL es capaz de soportarhasta 80 MW de carga en la subestación Eagle Pass. En el año2001 la carga en el área de Eagle Pass era de 42 MW. Porconsiguiente, existía la posibilidad de sumar 35 MW a la red CFE através del enlace back-to-back.La subestación Eagle Pass y el sistema de transmisión AEP-CPL a138 kV soportaría una importación de potencia de 36 MW desde elsistema CFE usando el sistema back-to-back. La inyección depotencia activa directamente a la carga de Eagle Pass descarga laslíneas de transmisión de 138 kV. El sistema back-to-back puedeser puesto en by-pass y ser usado como dos dispositivos VSC SVC(compensadores estáticos de reactivos) de hasta 72 MVar desoporte mientras la transferencia de carga activa se pone en bypass.Finalmente, se podría disponer de arranque de la red muertay suministro de una red aislada si se llegara a necesitar. Esto seríabeneficioso durante el reestablecimiento después de un apagón.http://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es64

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro Restrepo1.6.2 Instalación back-to-backFigura 102. Configuración general del sistema VSC back-tobackEagle Pass.La configuración del sistema consiste en dos módulos VSC de 36MVA acoplados mediante una barra de capacitores común. Losconversores son del tipo «Punto Neutro Sujeto» (Neutral PointClamped – NPC), también llamado conversor de tres niveles. Losconversores están equipados con dispositivos IGBT y se operanmediante la técnica PWM.http://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es65

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro RestrepoCada conversor se conecta a un conjunto de tres reactoresmonofásicos, que a su vez están conectados a un transformadorelevador convencional en sus lados respectivos. La instalaciónback-to-back completa se localiza en el lado la fronteracorrespondiente a Estados Unidos, en la subestación Eagle Pass.Figura 103. Esquema físico del sistema VSC back-to-back.1.6.3 Modos de operación del sistema back-to-backEl sistema fue diseñado para operar en dos modos de control. Elmodo primario es el soporte de potencia reactiva para controlar lahttp://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es66

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro Restrepotensión de la barra Eagle Pass y el modo secundario es el flujo depotencia activa entre CFE y AEP-CPL. En modo de control devoltaje, el sistema opera con una pendiente de control parasuministrar potencia reactiva en el soporte de la tensión. Paratransferir potencia en cualquier dirección el sistema opera enmodo de control de potencia, y continuará transfiriendo potencia sila tensión de Eagle Pass se mantiene dentro de una «bandainactiva». Para condiciones fuera de esa «banda inactiva», elsistema opera en modo de control de tensión. La «banda inactiva»se diseña con el propósito de que las perturbaciones de voltajetransitorias no hagan que el control pase inmediatamente a modode tensión, con causas como maniobra de capacitores o cambiosen la generación remota. De acuerdo a la configuración queadopte el sistema, los conversores pueden ejecutar diferentesfunciones.1.6.3.1Modo de control de tensiónEste modo implica que el sistema puede controlarindependientemente los voltajes de los sistemas AEP-CPL y CFE. Elsistema brinda el soporte necesario de potencia reactiva para quelas tensiones se mantengan en un nivel preestablecido. Se puedetransferir potencia en cualquier dirección mientras se mantieneeste modo de control, pero prevalece la regulación de tensiónsobre el flujo de potencia activa, es decir, si se necesita máspotencia reactiva para mantener el voltaje en las barras, sedisminuye el flujo de potencia activa.1.6.3.2Modo de control de potencia activaEl objetivo de este modo es definir la transferencia de potenciaactiva a través de las dos redes de alterna interconectadas. Comohttp://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es67

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro Restrepose mencionó, transfiere potencia activa mientras la tensión semantenga en una «banda inactiva», pero si se sale de ese rango elsistema automáticamente entra en modo de control de tensión. Elflujo de potencia activa se disminuye de manera automática einstantánea en la proporción que se necesite para brindar soportede potencia reactiva.1.6.3.3Modo de operación independiente entre conversoresSi se requiera mantenimiento en algún conversor, el otro todavíapodría brindar soporte de potencia reactiva en su respectiva red.Para hacer esto se abre la barra de directa para independizareléctricamente los dos conversores, y por consiguiente no sepuede transferir potencia activa entre las dos redes. De estamanera cada conversor es capaz de entregar hasta ±36 MVar arespectiva red. El sistema también puede controlar la tensión deuna carga si se transfiere a la otra red mediante maniobras dealterna.1.6.3.4Modo de operación en contingenciasSi una de las líneas de 138 kV sale de servicio en la subestaciónEagle Pass, la otra línea puede transportar sólo 50 MW para lacarga de la misma subestación. Cuando esto ocurre la tensión sereduce a 0,98 p.u. y el sistema pasa a modo de control de voltaje.La potencia activa se reduce de manera automática e instantáneapara asegurarse de que el nivel de carga de 50 MW no se afecteen la subestación Eagle Pass, es decir, que corresponde a la cargadel sistema AEP-CPL y la potencia que se exporta a CFE, con elsistema back-to-back manteniendo la tensión en 1,0 p.u. Se hademostrado por medio de estudios de flujo de cargas que si haycontingencia en una línea en el lado del sistema AEP-CPL, esehttp://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es68

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro Restrepofenómeno tiene un impacto menor sobre la transferencia depotencia de la red CFE a la red AEP-CPL.1.6.4 Resultados de las pruebas de puesta en servicioDurante la puesta en servicio del sistema se hicieron medicionesexhaustivas para los diferentes estados de la operación back-tobackusando un Registrador de Fallas Transitorias (Transient FaultRecorder – TFR), y fueron analizados los archivos de datos paracomprobar el desempeño del sistema. Entre los resultados de losprincipales estados de operación se cuentan:• Energización del sistema.• Operación en estado estable.• Conmutación del banco de capacitores.• Capacidad de arranque muerto.• Fallas en líneas remotas de la red.En las gráficas, la tensión en p.u. corresponde a 138 kV en el ladode las líneas de los transformadores. En el lado de baja tensión, latensión en p.u. es 17,9 kV. La corriente nominal del sistema VSCback-to-back es la base para la corriente.1.6.4.1Energización del sistemaLa siguiente gráfica muestra que se desbloqueó el lado de PiedrasNegras en modo SVC, lo que corresponde a un tiempo aproximadode 0,52 s. El lado de la red AEP-CPL estaba desconectado de sulínea respecto al sistema VSC. Después del desbloqueo, el controlhttp://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es69

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro Restrepode voltaje de directa reguló suavemente la tensión de directa a sunivel de referencia, como se observa en la gráfica. Se debe notarque se muestran las dos tensiones de directa. Debido a laintegración de los diodos en los puentes conversores ya existía unvoltaje de directa antes del desbloqueo. La corriente a través deltransformador reductor del lado del sistema CFE antes deldesbloqueo es igual a la corriente de filtrado. Cuando sedesbloquean las válvulas, el conversor compensa la corriente defiltrado y así la corriente del transformador se reduce a cero. Losrangos de medición para la segunda y quinta gráfica son máscortos que los de las otras gráficas debido a las propiedades delTFR. El lado del sistema AEP-CPL se desbloqueó cuando el lado delsistema CFE estaba energizado, y en este último sistema no seregistraron transitorios durante el arranque del lado del sistemaAEP-CPL.http://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es70

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Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro RestrepoGráfica 147. Energización del sistema VSC back-to-back.1.6.4.2Operación en estado estableEl siguiente paso fue ordenar un intercambio de potencia activa de36 MW, la potencia nominal del sistema back-to-back, para queese flujo saliera del sistema CFE en dirección del sistema AEP-CPL.Las gráficas correspondientes a la operación de estado establemuestran los niveles de tensión y corriente registrados en el ladodel sistema AEP-CPL después de se aumenta la potencia. Lascurvas en el lado del sistema CFE son similares.1.6.4.3Conmutación del banco de capacitoresUna posibilidad de comprobar la respuesta transitoria del sistemaVSC es poner en servicio uno de los bancos de capacitores en lasubestación Eagle Pass del sistema AEP-CPL. En ese caso, antesde que se pusiera en servicio el banco, la potencia reactiva quesuministraba el sistema VSC era de 18 MVar, pero cuando entróen operación, el sistema tuvo que reducir su generación depotencia reactiva a 3 MVar, ya que la capacidad nominal del bancoes 15 MVar. El sistema respondió rápidamente como se muestraen las gráficas. La referencia de potencia activa se modificó demanera transitoria para estabilizar la tensión de directa.1.6.4.4Arranque autónomoPara este sistema también se probó la función de arranqueautónomo, siendo energizado en primer lugar el lado del sistemaCFE tal como en energización normal. El interruptor que une alsistema AEP-CPL con el sistema VSC estaba abierto pero elsistema control simulaba que el interruptor estaba cerrado. Deesta forma se creó una pequeña red aislada que consistíabásicamente en el transformador del lado del sistema AEP-CPL. Nofue posible crear ninguna red aislada mayor ya que esto obligaríaa cortar el servicio a diferentes partes de la ciudad de Eagle Pass.http://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es72

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Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro RestrepoGráfica 148. Transferencia de 36 MW desde la red AEP-CPLa la red CPE.http://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es75

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Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro RestrepoGráfica 149. Puesta en servicio de un banco de capacitoresde 15 MVar.http://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es77

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Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro RestrepoGráfica 150. Arranque autónomo.http://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es79

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Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro RestrepoGráfica 151. Operación de una red aislada.http://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es81

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Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro RestrepoGráfica 152. Situación de falla remota.Como se muestra, la tensión de la red AEP-CPL a 138 kV se elevódesde 0 kV. El aumento terminó en 138 kV aunque debido a laslimitaciones del TFR no se mostró sino a partir de 60 kV. En el ladodel sistema de Piedras Negras, las tensiones y corrientespermanecieron sin disturbios durante la fase de aumento de latensión. Durante la operación de red aislada, la barra AEP-CPL de138 kV se alimentó por medio del sistema VSC en una condicióncercana a la inexistencia de carga. La única carga en el lado de lared AEP-CPL consistió en los filtros armónicos cuya capacidad totales 6 MVar. De cualquier forma se observó que el sistema sedesempeñó de manera adecuada. La modulación en el voltaje dedirecta se debe a la diferencia de frecuencia entre el lado AEP-CPL,que tiene frecuencia constante, y el lado CFE. En el lado CFE, elsistema opera normalmente.1.6.4.5Fallas remotas en la redDurante fallas remotas, el sistema VSC estaba en operación conpotencia nula. Condiciones de descargas atmosféricas en áreasremotas causaron caídas de voltaje en la red de AEP-CPL. Lasgráficas muestran las respuestas durante la estabilización de latensión en Eagle Pass. La corriente del sistema VSC, la cual escapacitiva durante la condición de falla, se aumenta hasta casi 1p.u. para brindarle soporte al voltaje de barra en Eagle Pass.1.7 Cross Sound Cable (Estados Unidos)El proyecto Cross Sound Cable es un sistema de transmisión HVDCque interconecta las regiones de mercado eléctrico de NuevaInglaterra y Nueva York. El proyecto fue desarrollado porhttp://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es83

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro RestrepoTransÉnergieUS, que sería el primer proyecto de transmisióncomercial en operación en Estados Unidos, y es un sistema detransmisión bidireccional de 330 MW que consiste en dosestaciones VSC interconectadas mediante un par de cablessubmarinos de 40 km de longitud. Se ofreció la capacidad detransmisión que existe en el proyecto a los participantes delmercado a través de un proceso de subasta pública y seejecutaron acuerdos firmes de compra de capacidad con lospostores ganadores.http://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es84

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro RestrepoFigura 104. Estación conversora VSC HVDC Shoreham,proyecto Cross Sound Cable, Estados Unidos.Una característica clave de la tecnología en la cual está basado elproyecto (VSC HVDC) es la habilidad de controlar con precisión lastransferencias de potencia de acuerdo con las transaccionesprogramadas por quienes tienen derechos adquiridos sobre sucapacidad. Los beneficios adicionales de esta tecnología incluyen:• Control de potencia reactiva y de la tensión de alterna en cadaconversor para brindarle soporte a las redes de alterna.http://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es85

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro Restrepo• Las estaciones conversoras tienen un esquema compacto con lamayoría del equipo alojado dentro de edificaciones típicas delestilo bodega.Figura 105. Ubicación geográfica de las estacionesconversoras VSC HVDC Shoreham y New Haven, proyectoCross Sound Cable, Estados Unidos.• Utilización de cables de directa con sólidos aislamientosdieléctricos que no contienen aceite.http://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es86

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro Restrepo• La transferencia de potencia es controlable continuamentedesde 0 hasta 330 MW, que se transporta en ambas direccionessin necesidad de equipo de maniobra.• El diseño modular permite pruebas minuciosas en la fábrica loque significa cortos períodos de prueba y programas de puestaen servicio.1.7.1 Descripción general del sistema1.7.1.1Redes de alternaEl sistema interconecta las redes de alterna de Connecticut y LongIsland en Nueva York. Estas dos redes están dentro de dosregiones de control operadas por separado en el noreste deEstados Unidos con mercados independientes de energía ycapacidad. En Connecticut la estación conversora se interconectacon la red de transmisión de alterna por medio de un «short tap»a la línea de transmisión aérea existente de 345 kV que seextiende desde la subestación vecina East Shore a 115 kV a lasubestación de 345 kV Scovill Rock. En la subestación East Shoreun par de autotransformadores aumentan la tensión de 115 a 345kV. Las instalaciones de la subestación Scovill Rock incluyen doscircuitos adicionales de redes de 345 kV y una conexión a ungenerador. Se escogió esa ubicación de la interconexión ya queofrece acceso a la red de transmisión de alta potencia a 345 kV enConnecticut y permite que se tenga fácil acceso a la sección delcable HVDC que se extiende a lo largo de la Bahía de New Haven.La estación conversora en Long Island se conecta al sistema detransmisión en alterna de gran potencia a 138 kV en lasubestación Shoreham. Salen cuatro líneas de transmisión a 138kV de la subestación Shoreham, las cuales brindan una capacidadde transmisión adecuada para soportar la transferencia depotencia nominal a través del sistema. La localización de estaestación también se seleccionó gracias a las facilidades de accesotanto para la red de alterna como para la conexión del cablehttp://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es87

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro Restreposubmarino. No se necesitó más transmisión de alterna diferente ala mencionada para conectar el sistema a las redes de alternaexistentes. Se pueden encontrar más detalles en el diagramaeléctrico del sistema.Figura 106. Diagrama eléctrico general de la interconexiónde los sistemas de potencia de Connecticut y Nueva Yorkmediante el sistema VSC HVDC Cross Sound Cable.http://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es88

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro RestrepoLas plantas de generación de potencia se localizan muy cerca delas estaciones conversoras. En Connecticut se conecta una unidadde generación con 511 MVA de potencia nominal a la subestaciónde East Shore (115 kV) y una de 461 MVA se conecta a lasubestación Scovill Rock (345 kV). En Long Island se conectan tresgeneradores de 99 MVA a la subestación Wading River (138 kV),que está muy cerca de la subestación Shoreham. A la subestaciónShoreham también la abastecen dos generadores de 56 y 17,5MVA.1.7.1.2Sistema de transmisión de directaPara el proyecto Cross Sound Cable se seleccionó un circuito VSCtrifásico simple con capacidad de 346 MVA. El conversor consisteen un punte conversor de tres niveles, que usa IGBT en el lugar dediodos para la fijación al punto neutro. Las posiciones quehabitualmente ocupan los IGBT están basadas en las nuevastecnologías de IGBT y diodos, divididas en submódulos parapermitir diferentes niveles nominales de corriente que utilizan lasmismas dimensiones físicas. La tensión de directa del conversor seha establecido en ±150 kV, pero el patrón PWM conmuta lasválvulas sólo entre ±150 kV y 0 V, manteniendo así la aceptadaamplitud de conmutación de ±80 kV y el número desemiconductores que se usa en los sistemas de transmisión VSCde dos niveles. La frecuencia de conmutación es de 1260 Hz(frecuencia nominal multiplicada por 21), que es la mitad de lafrecuencia de los proyectos VSC de dos niveles. La selección deestos parámetros ofrece sólo la mitad de las pérdidas de unconversor de dos niveles del mismo tamaño, sin incrementar losarmónicos.Cada estación conversora puede operar en cualquier punto dentrodel diagrama PQ que se muestra, debido a que las potencias activay reactiva se controla de manera completamente independiente.http://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es89

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro RestrepoLas válvulas de IGBT se refrigeran con una mezcla de agua y glicol(etilenglicol) y están instaladas en recintos de válvulas modulares.Una fase está compuesta de cuatro recintos que contienenválvulas y capacitores de directa de alta densidad. El puentetrifásico completo utiliza doce recintos. Se ha modificado el arreglode las válvulas IGBT para que no sea necesario interrumpir elcircuito de refrigeración del agua cuando se hace un reemplazoindividual de IGBT. En la gráfica se muestran recintos separadospara el equipo de control, bombas y el sistema de tratamientopara el agua refrigerante que completan el conversor, que estánlocalizados en el interior del edificio.http://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es90

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro Restrepohttp://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es91

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro RestrepoFigura 107. Diagrama unifilar de las estaciones conversorasShoreham y New Haven.El conversor se conecta a la barra de filtrado de alterna de 200 kVmediante tres reactores de fase con núcleo de aire y refrigeradospor agua, y en esa barra existen tres circuitos de filtrado shuntsintonizados para los armónicos 21, 25 y 41 que se conectan pormedio de interruptores que tienen la función de cierre sincrónico.El equipo de filtrado del portador de línea de potencia (Power LineCarrier – PLC) se instala en el lado del secundario deltransformador conversor.Se utilizan tres transformadores monofásicos de alterna estándarpara acoplar la tensión de las redes de alterna a los voltajes dealterna de la estación conversora. Se tiene una unidad de repuestoen cada estación conversora. El interruptor de entrada tieneresistencias de pre-inserción asociadas para minimizar lostransitorios de energización del conversor.Se ha instalado un circuito de filtrado para el armónico de orden 3en el lado de directa para eliminar las componentes de tercerarmónico debidas a la técnica de modulación implementada en loscontroles.1.7.1.3Control y protecciónEl sistema de control y protección está configurado de la mismaforma que el del proyecto VSC HVDC Directlink. En Cross SoundCable, existe además telecomunicación entre las dos estacionespara permitir una respuesta rápida ante disturbios específicos dela red.Para asegurar confiabilidad, se duplica el sistema de control conun sistema de control activo y el otro en standby. Cada sistema dehttp://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es92

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro Restrepocontrol consiste en control y protección de polo, y unidades decontrol de válvula (Valve Control Unit – VCU); estás últimasreciben las señales de activación de conducción y corte desde elcontrol de polo y ejecutan las órdenes de conmutación hacia lasválvulas.El objetivo principal del sistema de control es administrar laspotencias activa y reactiva transferidas independientemente. Lacapacidad de controlar la potencia reactiva se puede usar paramantener el intercambio de potencia reactiva o la tensión dealterna constante en el punto común de acople (Point of CommonCoupling – PCC), independiente de los modos de control de latensión de directa o de la potencia activa.Por medio de la utilización de PWM, se genera la tensión resultantedel conversor en los terminales del mismo, gracias a laconmutación de las válvulas de acuerdo al esquema de modulacióndeterminado por algunos factores, tales como la referenciacalculada de tensión, el voltaje de directa disponible, la generaciónde armónicos y las corrientes en las válvulas.El control de polo consiste en un controlador de estadoretroalimentado para el control de corriente del conversor. Lascorrientes activa y reactiva se controlan de manera independiente.El controlador está sincronizado con la tensión fundamental de lared usando el circuito de sincronización de fase (Phase-LockedLoop – PLL). Los controles de la tensión de directa y de alterna, lapotencia activa y reactiva calculan las corrientes de referenciapara el control de corriente del conversor. En estado estable unconversor debe operar en modo de control de tensión de directa yotro en modo de control de potencia activa.Las protecciones del conversor están integradas en el mismosistema principal computarizado duplicado, pero operanhttp://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es93

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro Restrepoindependientemente de los sistemas de control. Todas lasunidades de medida primarias, cableado y computadores estánseparados entre control y protección, asegurando así que una fallaen un dispositivo de medida de control no afecte el sistema deprotecciones.Modulación de tercer armónico. Se agrega una componente detercer armónico de secuencia cero a la referencia de tensiónsinusoidal para reducir la tensión pico de alterna del conversorpara que, con la misma tensión de directa, esté disponible unincremento de aproximadamente el 15% del voltaje de frecuenciafundamental del lado de alterna para el conversor.Control de balance de tensión de directa. El conversor de tresniveles está aterrizado en el punto medio y se necesita balancearlos voltajes de los polos (directa) para prevenir cualquiercirculación de corriente a tierra. Se usan ciertos vectores deespacio en la modulación para balancear el puente.Supresión de armónicos de bajo orden. Las no linealidades enla conmutación de las válvulas crean los armónicos de bajo orden.Para prevenir su amplificación, fue diseñado un controladorespecial para actuar en el patrón PWM con el propósito deminimizar las corrientes armónicas de bajo orden (quinto yséptimo) en el PCC. El resultado final es que los niveles de tensiónen el PCC para esos armónicos se ven severamente afectados porla operación del conversor y hay muy poca contribución de esasfrecuencias para el producto IT (corriente por tiempo).Control de tensión de alterna. Esta característica de controlincluye una pendiente de disminución, similar a los reguladores detensión en los generadores. La capacidad de potencia reactivadepende de la transferencia de potencia activa. Una red fuertepuede limitar la posibilidad de alcanzar el punto de ajuste de lahttp://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es94

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro Restrepotensión de alterna debido al límite de potencia reactiva. El uso dela pendiente mitiga este fenómeno y tiene la ventaja adicional deevitar oscilaciones en el control del voltaje de alterna y encontroles similares cerca de los generadores.Control de atenuación subsíncrona. Para asegurar que no seamplifiquen las oscilaciones subsíncronas por medio del control delconversor, se usa un controlador atenuador subsíncrono (Sub-Synchronous Damping Controller – SSDC). Se filtra por pasabajosla desviación de la frecuencia angular dada por un PLL paraextraer el rango sensible de la frecuencia. El SSDC es una parteintegral del sistema de control y no se puede desactivar. Estáactivo en el rango entero de sensibilidad de la frecuencia.1.7.1.4Instalación y características nominales del cable detransmisión en directaSe diseñaron un par de cables de transmisión en directa para ±150 kV y 1200 A de directa, de 40 km de longitud tanto parainstalación submarina como en tierra firme. Estos cables sondieléctricamente sólidos con conductores de cobre con 1300 mm 2de área transversal. El cable submarino utiliza un recubrimiento enuna aleación metálica de plomo, un recubrimiento de protección«PE», conductores blindados en acero galvanizado y una capaexterior de un tejido de hilos poliméricos bituminados.Se usó un barco especializado para la instalación de cablesubmarino para transportar e instalar el par de cables detransmisión en directa y un cable de fíbra óptica de 192conductores internos aislados. La instalación del sistema de cablesubmarino se ejecutó utilizando una surcadora de chorro hidráulicodurante las últimas dos semanas de mayo de 2002. El sistema dehttp://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es95

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro Restrepocable submarino se enterró a una profundidad mínima deaproximadamente 2,0 m bajo el suelo marino. Se instalóaproximadamente 600 metros del sistema de cable en un tubo deperforación horizontal directa (Horizontal Direct Drill – HDD)debajo del estrato de las conchas marinas. Se empleó un pequeñosistema de refrigeración con agua para refrigerar el sistema delcable en el tubo HDD.1.7.2 Puesta en servicioLa instalación de las estaciones conversoras se completó durantejulio de 2002. El programa de puesta en servicio se modificó paralograr una transmisión confiable que brindara soporte a lasempresas de servicios públicos de Long Island y Nueva Inglaterradurante el resto del período pico de la temporada de verano delaño 2002. El personal adicional fue asignado por el fabricante ypor los propietarios para completar las pruebas críticas en lasterminales y en la transmisión tan pronto como fuera posible. Sedecidió aplazar una parte de las pruebas de desempeño hastadespués del período de verano del 2002 con el conocimiento deque las estaciones estarían dotadas con el personal de puesta enservicio, y que el equipo de adquisición de datos sería útil paramonitorear constantemente los parámetros del lado de alterna yde directa. Las pruebas críticas en las terminales y en latransmisión se completaron el 8 de agosto de 2002. Entre agostode 2002 y septiembre de 2003 se programaron períodos deprueba adicionales a medida que fueran siendo necesarios paracompletar las medidas de desempeño.http://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es96

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro Restrepo1.7.3 Desempeño en estado estable y transitorio1.7.3.1Armónicos del lado de alternaPara ambas estaciones conversoras se permitió un incrementomáximo de 1% para los armónicos de voltaje individuales entre elde orden 2 y el de orden 85. Se limitó la distorsión armónica total(THD) a 2% en New Haven y al 3% en Shoreham. Finalmente seestableció un límite de 35 para el factor de interferencia telefónica(TIF) en New Haven y de 12 kA rms para el producto IT enShoreham. Los límites para la distorsión armónica individual y elTHD se conservaron con facilidad para ambas estaciones, ya quesólo están presentes armónicos de bajo orden en el espectro devoltaje; sin embargo, no son originados por la operación delconversor, ya que también están presentes cuando losconversores están bloqueados.Gráfica 153. Componentes armónicas en voltaje y corrienteen el lado de alterna medidas en el PCC de Shoreham.http://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es97

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro RestrepoEl factor de interferencia telefónica permaneció alrededor de 20 enNew Haven con los conversores en operación. Los requerimientospara el producto IT fueron más difíciles de alcanzar en Shorehampor la presencia de componentes importantes de tensión en losarmónicos de orden 5 y 7 que resultan en un IT entre 14 y 20kA rms . Las configuraciones del controlador armónico de bajo ordense optimizaron subsecuentemente a través de numerosas pruebasde campo para alcanzar finalmente un producto IT de 9,5 a 10kA rms . Las corrientes armónicas de orden 5 y 7 se mantienen pordebajo de 2 A rms .1.7.3.2Armónicos en el lado de directaEn el lado de directa no se impuso límites estrictos debido a que laparte de los cables de directa ubicados sobre tierra firme es muycorta y hay muy poca exposición a interferencia telefónica; noobstante, para propósitos de información, fue medida durante lapuesta en servicio. Se utilizaron transductores de corrientealterna/directa para registrar la corriente en los conductores dealta tensión (IDC_P1 y P2) mientras que la información de lacorriente directa total fue obtenida de unas bobinas Rogowskiinstaladas alrededor de los cables.Se puede apreciar en la gráfica superior que la corriente del ladode directa del conversor tiene una componente mayor en elsegundo armónico con componentes triples pares e impares hastael de orden 21. En la curva inferior la escala logarítmica indica quelas componentes se reducen gradualmente debido alapantallamiento que brinda la pantalla del cable de directa.http://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es98

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro RestrepoGráfica 154. Componentes armónicas de corriente directamedidas en Shoreham.1.7.3.3Ruido conducido y radiadoEl ruido conducido se controla por medio del equipo de filtrado PLCinstalado en el lado secundario del transformador de potencia. Elmáximo nivel para el voltaje en el lado primario del transformadorentre 50 y 300 kHz se especificó en 8,9 mV rms en un ancho debanda de 1 kHz. El nivel se disminuyó en 6 dB entre 300 y 500kHz y no se excedieron esos niveles en ninguna estaciónconversora.Se exigió un nivel máximo de ruido radiado de 100 μV/m entre500 kHz y 1 GHz a una distancia de 460 m desde cualquier equipoenergizado, y no se excedió ese nivel en ninguna estaciónconversora.http://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es99

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro Restrepo1.7.3.4Sonido audibleEl diseño de la estación se realizó con especial atención en losrequerimientos de ruido audible. Ambas estaciones se localizandentro de áreas industriales (con límites de 70 dBA), pero elimpacto del ruido audible debía ser más bajo en ciertasdirecciones. Las estaciones se dispusieron con respecto a esasdirecciones. La edificación de la estación se usó como una pantallaacústica para el sonido de los ventiladores de refrigeración, losfiltros PLC y los transformadores de potencia. Los filtros de alternay de directa, las válvulas IGBT y las bombas de refrigeración selocalizan dentro de la edificación de la estación. De esta manera,el impacto acústico de las estaciones conversoras se haminimizado y no se ha excedido los límites locales de ruido.1.7.3.5PérdidasSe midieron las pérdidas efectivas del sistema de transmisióndurante la puesta en servicio del proyecto. Toda la potenciaauxiliar de las estaciones conversoras fue suministrada por losdevanados terciarios de los transformadores de potencia delproyecto durante las medidas. Los sistemas de refrigeración paralas válvulas IGBT, los reactores de fase, las áreas de lasedificaciones y los transformadores de potencia se operaron almáximo para simular la carga de refrigeración a temperaturaambiente de 40ºC a bulbo seco. La curva efectiva de pérdidas seestableció usando los valores reales de megavatios en losmedidores de ingresos de las empresas en el PCC de cadaconversor. Se encontró que las pérdidas efectivas medidas fueronmenores que las pérdidas estimadas inicialmente, especialmentecon alta transferencia de potencia activa. El diseño de las válvulasen puente de tres niveles, además de las corrientes más altas ymenor frecuencia de conmutación que se emplea en el proyectoofrece un desempeño de pérdidas de potencia superior que el quese anticipó comparado con el diseño de un puente de dos nivelesusado en proyectos VSC HVDC anteriores como Directlink.http://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es100

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro RestrepoGráfica 155. Pérdidas en el inversor.1.7.3.6Comportamiento durante transitorios y fallasSe ha tenido cuidado especial en minimizar los transitorios paralas dos operaciones frecuentes del conversor, las cuales son laenergización y el desbloqueo del conversor. Esto se ha logrado pormedio de las resistencias de pre-inserción asociadas al interruptorde llegada, interruptores de circuitos de filtrado de alternaequipados con una función de cierre sincrónico y una secuenciapor etapas para el desbloqueo del conversor. Estas funciones sonsimilares a las del proyecto Murraylink.http://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es101

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro RestrepoGráfica 156. Fallas remotas de alterna en Shoreham.Los conversores del proyecto se operan continuamente en modode control de tensión alterna y esto es muy apreciado por lasempresas vecinas. El sistema se ocupa cuidadosamente de laregulación de tensión en estado estable en las estaciones deconexión, y también mejora la estabilidad dinámica de la red. Enla gráfica de las fallas remotas de alterna en Long Island semuestran múltiples fallas durante tormentas eléctricas severas enesa zona. El conversor no sólo exhibió su robustez en soportar losdisturbios sino que también soportó la tensión en su límite depotencia reactiva de 135 MVar mientras mantuvo la potenciaactiva razonablemente constante. El comportamiento fue muysimilar al de las fallas en el área de Connecticut.http://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es102

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro RestrepoGráfica 157. Fallas remotas de alterna en New Haven.1.7.4 Experiencia operativa1.7.4.1Reestablecimiento después del apagón del 14 deagosto de 2003Después del apagón de la porción noreste de Norte América el 14de agosto de 2003, el sistema Cross Sound Cable fue uninstrumento vital en el reestablecimiento de la potencia eléctrica alos usuarios de Long Island. El proyecto fue el primer enlace detransmisión a Long Island que fue puesto en servicio después delapagón. El enlace transportó 330 MW a la isla, suficiente potenciapara reestablecer el servicio eléctrico a más de 330,000 hogares.Además, la característica de control de tensión alterna del sistemademostró ser valiosa en la estabilización del voltaje del sistema dealterna en Connecticut y en Long Island durante y después delreestablecimiento de la red.http://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es103

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro Restrepo1.7.4.2Interacción torsional sub-síncronaLa interacción torsional sub-síncrona (Sub-Synchronous TorsionalInteraction – SSTI) puede ser descrita como una interacción de lossistemas de control activos de los equipos de transmisión talescomo un dispositivo FACTS o un sistema HVDC excitando losmodos torsionales de un eje turbina generador. Hay un potencialde riesgo de SSTI sólo si la red de alterna resulta en un alto gradode acople entre el conversor HVDC y el generador. El rango defrecuencia de interés para modos torsionales es entre 7 y 30 Hzaproximadamente. Para prevenir interacciones adversas, aún parasituaciones con alto grado de acoplamiento, el control de polo enlos conversores HVDC incluye un controlador de atenuación subsíncrono(SSDC).La experiencia del fabricante en las instalaciones HVDC entregadasdemuestra que se puede evitar la SSTI adversa con prácticas dediseño adecuadas. Un método de apantallar las unidades quepueden tener un alto potencial de acople o interacción con lainstalación HVDC es la evaluación de un factor de interacción deunidad (Unit Interaction Factor – UIF). Se ejecutó elapantallamiento UIF de generación cerca de conversores HVDCpara varias configuraciones de redes de alterna para determinar sialguna unidad podría ser considerada como un alto riesgo SSTI.Para asegurar un diseño adecuado del sistema de control, lasunidades sospechosas fueron sujeto de análisis más detallados quemodelaron el sistema real de control del sistema HVDC y el SSDCbajo diferentes modos de operación del conversor HVDC ydeterminaron un torque de atenuación en pequeña señal eléctricadel rotor de la turbina. Los estudios demostraron que todos losmodos de control HVDC aportarían atenuación positiva sobre losrangos de frecuencia de interés. Sin embargo, debido a que CrossSound Cable es la primera aplicación de tecnología HVDC basadaen VSC en Norte América, algunos propietarios de generación localdecidieron tener monitoreo de esfuerzo torsional y sistemas derelés instalados como protección de respaldo. No ha habidohttp://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es104

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro Restrepoocurrencia de ningún fenómeno SSTI en la experiencia operacionalhasta la fecha.1.7.4.3DisponibilidadLa disponibilidad de Cross Sound Cable fue aproximadamente97,5% para el período que terminó el 31 de diciembre de 2003.Durante este período de tiempo se realizaron trabajos de arreglosy de ajustes finales. La salida forzada más seria duró 14,6 horasdebido a una falla en el control de las válvulas IGBT en la estaciónconversora de Shoreham.1.8 Murraylink (Australia)La Compañía de Transmisión Murraylink Ltda. (MTC) adjudicó uncontrato en diciembre de 2000 para la ingeniería, adquisición yconstrucción llave en mano del Proyecto de Interconexión deTransmisión Murraylink en Australia. El contrato incluyó dosestaciones conversoras CA/CD completas interconectadasmediante un par de cables de directa subterráneos, una nuevasubestación e interconexiones con cable de alterna desde cadaestación conversora a la subestación de alterna contigua.Murraylink brinda una nueva interconexión controlabledirectamente entre las regiones de mercado eléctrico de Victoria yel Sur de Australia. El vínculo se emplea para transferir potenciaen cualquier dirección como respuesta a las diferencias de precioen el mercado. La confiabilidad del suministro en el área eléctricade Riverland, que está en la vecindad de Berri, también se vemejorada en gran medida por la existencia de Murraylink.Las razones clave para la selección de la tecnología VSC HVDCpara el proyecto incluyen:http://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es105

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro Restrepo1. Utilización de un sistema de cable HVDC, aislado, liviano,que pudiera ser enterrado directamente, permitiendo el usode los derechos de vía existentes y rápidos permisos yaprobaciones.2. El control de potencia reactiva como soporte de las redes dealterna relativamente débiles.3. Diseños compactos de las estaciones conversorasprimariamente dentro de una edificación con forma debodega.4. Diseño modular y probado en fábrica que permite períodosde pruebas de campo y puestas en servicio cortos.http://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es106

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro RestrepoFigura 108. Ubicación geográfica de las estacionesconversoras del proyecto Murraylink, Australia, en laspoblaciones de Berri, región de Australia del Sur, y RedCliffs, región de Victoria.http://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es107

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro RestrepoFigura 109. Estaciones conversoras en Berri (izquierda) yen Red Cliffs (derecha).El período de desarrollo completo para Murraylink desde laconcepción del proyecto hasta la operación comercial fue de 39meses (3 años y 3 meses). El proyecto ganó algunos premiosestatales y nacionales tanto por excelencia ambiental como deingeniería.1.8.1 Descripción general del sistema1.8.1.1Redes de alternaMurraylink interconecta las redes de alterna en los estados deAustralia del Sur y Victoria. Estas redes de alterna están dentro dedos regiones de mercado separadas. La conexión al sistema detransmisión de alterna de Australia del Sur se estableció a travésde la construcción de una nueva subestación en Monash. Estasubestación contiene dos bahías de línea para ajustar las líneasexistentes de 132 kV, dos bancos de capacitores maniobrados porinterruptores de 18 MVar, y una bahía para la conexión de 400 mde cable de alterna subterráneo como enlace hacia la estaciónconversora de Berri. En Victoria, la estación conversora Red Cliffshttp://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es108

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro Restrepose conecta a una posición existente de 220 kV en la EstaciónTerminal de Red Cliffs por medio de un enlace en cable de alternasubterráneo de 330 m. De la Estación Terminal salen tres líneas detransmisión de 220 kV y se conectan tanto a la red de transmisiónen Nueva Gales del Sur como a la de Victoria.Figura 110. Mapa que indica la distribución geográfica delas redes de alterna que se interconectan mediante elenlace VSC HVDC Murraylink.Ambos conversores de Murraylink están conectados a las redes dealterna en lugares objetivamente remotos, cuya consecuencia esque la potencia de cortocircuito de las redes de alterna seanrelativamente baja. Con todas las líneas de transmisión de alternalocales en servicio, las potencias de corto circuito trifásicoaproximadas son:• Subestación Monash, Australia del Sur, 132 kV – 450 MVA• Estación Terminal Red Cliffs, Victoria, 220 kV – 1000 MVAhttp://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es109

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro RestrepoDada la relativa debilidad de los puntos de interconexión, elcontrol de tensión alterna brindado por los conversores deMurraylink es muy útil en soportar transferencias de potenciaactiva entre las redes de alterna. Las transferencias equivalentesno serían posibles con tecnología HVDC convencional o con unenlace de alterna sin adición de soporte de potencia reactivavariable desde un SVC o un dispositivo similar.Una consecuencia posterior de la relativa debilidad de los puntosde conexión es que las transferencias de potencia de Murraylinkpueden ser restringidas durante períodos de alta carga en la red(particularmente cargas de verano). Estas restricciones puededeberse a condiciones térmicas o de estabilidad de voltaje despuésde salidas de contingencia de elementos críticos del lado delsuministro. Para incrementar la capacidad de transferencia depotencia sin requerir aumentos en la infraestructura física de lared de alterna, la compañía eligió explotar las característicascontrolables de la tecnología VSC e implementar controles derespuesta de transferencia de potencia. Los esquemas derespuesta monitorean el estado de los elementos de red remotos(interruptores, líneas y transformadores) y, en caso de un disparoremoto se reducirá la transferencia de potencia para aliviar lacarga de post-contingencia de la red. Las velocidades de respuestase pueden diseñar para acomodarse a salidas específicas deplantas críticas y también futuro crecimiento de carga en las redesde alterna de los alrededores.1.8.1.2Sistema de transmisión en directaEquipo conversorEl equipo conversor de Murraylink es muy similar al equipoutilizado para el proyecto Cross Sound Cable entre Nueva York yConnecticut en Estados Unidos, que se mencionó anteriormente,respecto al cual se mencionarán las diferencias. Los nivelesnominales de los conversores de Murraylink son ligeramentehttp://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es110

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro Restrepomenores, pudiéndose entregar hasta 220 MW en el inversor. Losconversores pueden operar en el plano PQ que se muestra.Gráfica 158. Diagrama PQ de los conversores de Murraylink.Las válvulas de IGBT de Murraylink se conmutan a 1350 Hzcomparado a los 1260 Hz para Cross Sound Cable, que resulta enuna diferencia de sintonización de frecuencias para los filtros quese muestran en el diagrama unifilar. Los límites para los armónicosdel lado de directa son más exigentes para Murraylink, querequiere la adición de un reactor de secuencia cero y de un filtropara los armónicos de orden 9 y 21.http://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es111

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro RestrepoFigura 111. Diagrama unifilar de las estaciones conversorasdel proyecto Murraylink.http://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es112

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro Restrepo1.8.1.3Control y Protección de los ConversoresControl de tensión alternaUtilizando la característica de control de tensión alterna disponibleen la tecnología VSC, se pueden remediar los sobrevoltajesdebidos a eventos en la red. Las tensiones de alterna en losconversores de Murraylink son muy sensibles a los cambios en elflujo de potencia reactiva, debido a las altas impedancias en lared. Sin embargo, el control es estable en todos los modos deoperación y soporta la tensión de la red durante eventosdinámicos.Diferencias de Control comparadas al Proyecto Cross SoundCableAunque el diseño de los conversores de Murraylink y de CrossSound Cable es similar, el sistema de control de Murraylink utilizaModulación de Amplitud de Pulso sinusoidal sin la modulación detercer armónico empleada en CSC. La razón para esto es que elrequerimiento de potencia activa es menor que en CSC. EnMurraylink no hay necesidad de control de atenuación subsíncronaya que no hay generadores cercanos a los conversores.La utilización de un cable largo de directa no impacta la estructuradel controlador de tensión directa, sin embargo la configuración esdiferente de CSC. Esto aplica también al control de balance detensión de directa debido a que la impedancia de modo común esdiferente de la de CSC. La razón para la impedancia diferente noes sólo por la longitud del cable, sino también por la utilización deun filtro adicional para el armónico de noveno orden de directa y laconexión de dos filtros de alterna a tierra comparados a sólo unoen CSC.Similitudes al control de CSChttp://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es113

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro RestrepoEn Murraylink y CSC, un conversor controla la tensión directa y elotro controla la potencia activa. Es posible operar cualquierconversor en control de potencia reactiva o en control de tensiónalterna independientemente del que está controlando potenciaactiva.El control se duplica para incrementar la disponibilidad con uncontrol activo y el otro en estado de espera (stand-by). El diseñopermite transferencia libre de interrupciones entre los dossistemas de control. Los sistemas de protección se implementanpor separado desde los controles del conversor para aseguraroperación segura.1.8.1.4Instalación y Niveles Nominales de los Cables deTransmisión en Corriente DirectaSe seleccionó un sistema de cable completamente seco para elenlace de transmisión, que tiene como su principal parámetro laeficiencia en función del costo. El concepto de diseño se basó enanteriores entregas comerciales y el trabajo de desarrolloprecedente para otros proyectos similares.El diseño del cable empleó dos áreas conductores de aluminiodiferentes, de 1200 mm 2 y 1400 mm 2 , debido a que laspropiedades térmicas del suelo no eran uniformes a lo largo de laruta del cable. Hubiera sido posible realizar mayoresoptimizaciones térmicas, pero con ahorros marginales ya que sólodos tamaños de conductores hacían posible un diseño de una solajuntura para todo el proyecto. El sistema de aislamiento consistede una pantalla semiconductora interna, pared de aislamientoprincipal y pantalla semiconductora exterior donde los materialesfueron diseñados especialmente para aplicaciones de directa. Elsistema de aislamiento se cubre con una pantalla de alambres decobre, encima de los cuales se aplica un sistema de bloqueo radialhttp://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es114

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro Restrepode humedad, que consiste de una capa de cinta expansible y unmaterial laminar impermeable de aluminio/polietileno. Finalmente,se extrude una chaqueta HDPE como protección exterior.Los terminales del cable son de un tipo totalmente seco que utilizaun diseño con un cono para disminución de esfuerzo y cobertoresfabricados en caucho EPDM. No son necesarias herramientasespeciales para el ensamble de los terminales. Para un sistema decable con cerca de 400 junturas, como en Murraylink, fue esencialuna juntura robusta y fácil de instalar. El diseño escogido fue unajuntura prefabricada de 150 kV que utiliza una capa controladorade campo como se muestra en la figura. La capa controladora decampo se encuentra entre el aislamiento del cable y el materialaislante de la juntura y tiene propiedades eléctricas no linealespara disminuir condiciones tanto de forma alterna como dedirecta, como es el caso de los transitorios.Figura 112. Cables (izquierda) y junturas empleadas paraterminales de cables de diferente sección (derecha)utilizados en Murraylink.La instalación del sistema de cable de 177 km de longitud serealizó a una velocidad sin precedente de acuerdo con un Plan deManejo Ambiental muy estricto (aún detallando el número dehttp://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es115

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro Restrepoarbustos que se podarían). La velocidad de tendido promedioestuvo por encima de 1000 m por día con velocidades pico de3000 m por día, utilizando máquinas de tendido de cablesespeciales. Esas velocidades se lograron aunque el tendido estabaen cercana proximidad a vegetación protegida, alambres decomunicación y gasoductos sobre una parte de la ruta. Comoresultado del trabajo meticuloso, la instalación recibió un honorcon el Premio Nacional Case Earth de 2002 por excelenciaambiental.1.8.2 Puesta en ServicioLa instalación de los cables de transmisión de directa se completoa principios de julio de 2002. Se confirmó que estos cables seajustaban para pruebas de transmisión utilizando equipo dedirecta de alta potencia y eco de pulsos. La instalación de lasestaciones conversoras se completó a finales de julio de 2002. Laprueba de subsistemas de las estaciones conversoras se desarrollóen un período de 4 a 6 semanas, del cual la mayor parte secompletó en paralelo con la instalación. Este corto período fueposible debido al diseño modular de los subsistemas de losconversores y las pruebas anteriores en fábrica.Las pruebas de los conversores y de la transmisión comenzaron aprincipios de agosto de 2002, después de completar la prueba delos subsistemas. Este período se completó a finales de septiembrede 2002, excepto por algunas pruebas de altos niveles de potenciaque no podían ser ejecutados por restricciones en las redes dealterna. Primero se aplica alta tensión a cada estación conversoradurante las pruebas de los terminales. Las pruebas se ejecutanpara verificar protecciones, controles y secuencias deconmutación. Las pruebas de transmisión se ejecutan siguiendo laterminación de las pruebas de las terminales, también paraverificar las protecciones, controles y ahora los modos deoperación de la transmisión. Las medidas de desempeño sehicieron en al final del período de pruebas de transmisión. Loshttp://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es116

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro Restrepoparámetros medidos durante las pruebas de desempeño fueron larespuesta al paso, armónicos en el lado de alterna y de directa,pérdidas, sonido audible y transitorios de alta tensión.1.8.3 Desempeño en estado estable1.8.3.1Ruido audibleDe acuerdo al contrato, el nivel de energía promedio en ruido,medido y ajustado por tono, L eq , generado por la estaciónconversora en Red Cliffs no debe exceder los 36 dB(A). En Berri ellímite es 36dB(A). Estas estrictas demandas resultan en un diseñode transformadores con densidades de flujo extremadamentebajos. Los transformadores no exceden los 84dB(A) a máximatensión en la red. Las medidas en Red Cliffs sin la estaciónconversora en servicio mostraron un nivel de ruido mayor que loque se exigía, y se determinó que los transformadores en lasubestación contigua eran las fuentes primarias de ruido; en Berriel ruido era menor.1.8.3.2Armónicos en el lado de alternaLas empresas interconectadas estipularon límites estrictos a losarmónicos en el lado de alterna como se muestra en la tabla. En laparte superior de la figura se indica que se cumplieron losrequerimientos mientras que el único incremento notable fue en ladistorsión de tensión alterna en el armónico de orden 29. Dehecho los armónicos de bajo orden se reducen cuando lainterconexión está en operación. Este no fue el caso cuando seestaba poniendo en servicio, cuando el armónico de orden 7 fueproblemático pero con una sintonización correcta de loscontroladores de armónicos de bajo orden se logró una soluciónadecuada y rápida del problema. La distorsión armónica totalhttp://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es117

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro Restrepotambién se redujo, del 1 al 0,8% cuando la interconexión está enoperación. El factor de interferencia telefónica (TIF) se aumentaligeramente de 10 a 15 cuando los conversores están enoperación.Tabla 35. Límites de distorsiones armónicas individualespara el lado del alterna.Armónicos imparesno múltiplos de tresArmónicos imparesmúltplicos de tresArmónicosparesOrden h Dh (%) Orden h Dh (%) Orden hDh (%)5 0,625 3 0,625 2 0,317 0,625 9 0,625 4 0,3111 0,625 15 0,2 6 0,3113 0,625 ≥ 21 0,13 8 0,2517 0,625 10 0,2519 0,625 ≥ 12 0,1323 0,625≥ 25 0,5THD (%) ≤ 0,9TIF < 401.8.3.3Armónicos del lado de directaTambién se especificaron estrictos requerimientos para losarmónicos del lado de directa para prevenir interferenciatelefónica, que es más probable con transmisión subterránea yaque los cables telefónicos pueden estar a pocos metros de loscables de potencia. Los requerimientos se expresaron con un valorRMS de ponderación sofométrica de la corriente residual en el ladode alterna, denominada factor I eq , con un umbral máximo de 200mA RMS .http://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es118

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Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro RestrepoGráfica 159. Espectro típico de armónicos para el lado dealterna y de directa.Como se muestra en la figura, los mayores componentes de lacorriente en el conversor del lado de directa son los armónicospares (excepto el tercero). Más allá de eso, la pantalla del cable dedirecta ofrece un apantallamiento muy efectivo, como se muestracon la escala logarítmica. Esto se midió con la ayuda de bobinasRogowski instaladas alrededor de los cables de directa. El valorcorrespondiente a la corriente residual ponderadasofométricamente fue de 50 mA RMS .1.8.3.4PérdidasSe midieron las pérdidas reales del sistema de transmisiónMurraylink durante la puesta el servicio del proyecto, con toda lapotencia auxiliar de las estaciones conversores suministrada por eldevanado terciario del transformador de potencia de Murraylink.Los sistemas de refrigeración para las válvulas de IGBT, losreactores de fase, las áreas de edificaciones y los transformadoresde potencia fueron operadas al máximo para simular una carga derefrigeración a 40ºC a temperatura ambiental de bulbo seco.http://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es121

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro RestrepoGráfica 160. Comparación entre las pérdidas estimadas ylas reales en el sistema Murraylink.La curva real de pérdidas mostrada en la figura se formó tomandovalores de megavatios a 132 kV y 220 kV de los medidores de losingresos de las empresas en el punto de acople común de lasredes de alterna en cada conversor. Como se observa en la figura,se encontró que las pérdidas reales medidas eran menores que laspérdidas estimadas inicialmente con base en otros proyectos,especialmente en alta transferencia de potencia. Se utilizó lacombinación del diseño de las válvulas en puente de tres niveles,mayores corrientes y menor frecuencia de conmutación paraofrecer mejor desempeño en materia de pérdidas que lo que seanticipaba con el diseño de dos niveles para el puente utilizado enproyectos anteriores como Directlink.http://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es122

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro Restrepo1.8.4 Desempeño transitorioAl estar integrados los conversores con las subestaciones dealterna con muy baja capacidad de cortocircuito, se ha prestadoatención especial al desempeño transitorio debido a operacionesfrecuentes como energización y desbloqueo de los conversores. Elregulador de tensión alterna del conversor también juega un papelimportante durante la operación del sistema.1.8.5 Energización del conversorComo se ve en el diagrama unifilar presentado, el interruptor deentrada está equipado con resistencias de pre-inserción paralimitar los transitorios de energización del conversor que consistende corrientes inrush en el transformador conversor y corrientespara cargar la gran capacitancia del lado de directa, tanto por loscapacitores de los conversores como por la capacitancia del cablede directa. Las siguientes gráficas muestran los transitorios deenergización, que de hecho se controlan de manera muy efectiva:la fluctuación transitoria de la tensión de alterna se limita hastaaproximadamente un 2% en Berri. Se nota también que el cambioen la tensión de estado estable en la energización se limita aaproximadamente 0,3%. Esto no se podría lograr sin circuitos defiltrado con interruptores de alterna que permitan un retraso entrela energización de los filtros y el desbloqueo de los conversores.1.8.5.1Desbloqueo de los conversoresEsta secuencia, que consiste en la liberación de los pulsos dedisparo a las válvulas y en la energización de los tres filtros dealterna, se ha diseñado para minimizar los transitorios de tensiónen el punto de acoplamiento común. En primer lugar, loshttp://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es123

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro Restrepointerruptores de los circuitos de filtrado de alterna están equipadoscon una función de cierre sincrónico para limitar los transitorios deenergización de los filtros. Entonces se disponen por etapas variasacciones, como muestra la figura, donde el circuito de filtrado parael armónico 27 se energiza después de 80 ms con la liberación deldisparo para las válvulas en el control de potencia reactiva con unorden de 0 MVar. El segundo y el tercer filtro de alterna entran170 y 270 ms después, respectivamente. Esta secuencia completalimita las excursiones transitorias de tensión alterna entreaproximadamente ±4%. Aunque esto se considera adecuado, secree que esto se puede mejorar aún más cuando se requiera.Gráfica 161. Energización de los conversores.http://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es124

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro RestrepoGráfica 162. Desbloqueo de los conversores.1.8.5.2Respuestas al impulsoSe evaluaron diferentes respuestas al impulso de diferentes lazosde control durante la puesta en servicio y se presentan dos de laspruebas a la respuesta al impulso más pertinentes para laoperación del sistema. La respuesta al impulso del controlador depotencia activa muestra un comportamiento muy rápido (untiempo de 3,5 ms) comparado a los esquemas convencionalesHVDC. El control de tensión se ha establecido intencionalmente enel lado inactivo pero podría ser mucho más rápido si se necesitara.http://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es125

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro RestrepoGráfica 163. Respuestas al impulso.http://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es126

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro RestrepoGráfica 164. Falla de alterna en la Red del estado deVictoria.1.8.5.3Control de tensión alternaLas redes de alterna son relativamente débiles, especialmente enBerri (mínimo 232 MVA con una línea de alterna fuera de servicio).Los conversores deben ejecutar continuamente control de tensiónalterna para reducir el riesgo de colapso de tensión. La presenciade los conversores ha mejorado en gran medida la regulación detensión en estado estable en cada punto de interconexión. Elcomportamiento transitorio también se ha mejorado. En la gráficaanterior se muestra que el conversor cambia a entrega máxima depotencia reactiva mientras el intercambio de potencia activapermanece intacto.http://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es127

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro Restrepo1.8.6 Experiencia operativaLa operación comercial comenzó el 1 de octubre de 2002. Ladisponibilidad estaba en el rango de 97% para el primer año deoperación. La disponibilidad se vio impactada en el primer año deoperación comercial por salidas programadas para completar lalista de detalles y completar las pruebas que se retrasaron debidoa las restricciones de la red de alterna y por algunas salidasforzadas.1.8.7 Principales datosPotencia nominal:Tensión directa:Corriente directa:± 150 kV220 MW739 ATensiones de los sistemas de alternaRed Cliffs:Berri:220 kV132 kVSoporte de potencia reactiva a potencia nominalOperación del inversor -100 a + 100 MVarOperación del rectificador-75 a +125 MVarVálvulas IGBThttp://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es128

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro RestrepoTipo de válvulaTipo IGBTVSC 3 niveles2,5 kV/1000 ASistema de refrigeraciónAguaCables HVDC LightSección transversalDiámetro externoLongitud1200 y 1400 mm 2 , Aluminio80,2 y 83,7 mm2 x 176 km1.9 Plataforma Troll A (Noruega)La tendencia actual es ubicar grandes parques eólicos de potenciamar adentro; allí, la energía del viento es normalmente más altaque la que tiene sobre tierra firme y el viento sopla con mayorestabilidad, así que la potencia se puede generar con mayorregularidad que sobre tierra firme. Esto también se ajusta dentrode las leyes dominantes para el uso de la tierra en muchos países,donde los terrenos que podrían ser utilizados para generación depotencia eólica son disputados también con fines recreativos. Si unparque eólico se ubica lo suficientemente lejos de la tierra, no serávisto desde tierra firme y será más compacto, con menoresdistancias internas dentro del mismo parque. En muchos casoshay grandes distancias hasta la costa y el punto más cercano paraalcanzar la red no es suficientemente fuerte, por tanto latransmisión en corriente alterna tiende a ser compleja y elvehículo de transmisión más atractivo eléctricamente y la elecciónnatural sería VSC HVDC.http://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es129

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro RestrepoSi se escoge corriente alterna o directa, la transmisión a grandesdistancias requiere alta tensión, muy superior al voltaje natural delos generadores eólicos individuales. Esto significa que siempre senecesitará una estación de transformación mar adentro; para VSCHVDC esto implica tener una estación conversora de alta tensiónen una plataforma.Las estaciones conversoras de alta tensión instaladas sobreplataformas han sido discutidas desde la década de 1970, sinembargo nunca hubo ningún proyecto real y la experienciapráctica ha sido muy limitada. Con el Proyecto de Pre-CompresiónTroll A esto está cambiando y está en servicio un proyecto real dedos conversores idénticos para 45 MW, a ± 60 kV, cuyo equipo seubica en recintos que son descargados sobre la plataforma.http://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es130

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro RestrepoFigura 113. Ubicación de la plataforma de extracción de gasnatural Troll A, Noruega, la cual tiene un motor sincrónicoque es alimentado por medio de un sistema de transmisiónVSC HVDC.En la plataforma Troll A, el sistema de transmisión VSC HVDCalimenta directamente una máquina sincrónica de velocidadvariable de alta tensión diseñada para controlar un compresor confrecuencia variable y tensión variable, desde cero hasta máximavelocidad (0 – 63 Hz) y desde cero hasta máximo voltaje (0 – 56kV).El software de control del inversor ha sido adaptado para ejercercontrol de velocidad y torque del motor, mientras que el hardwarehttp://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es131

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro Restrepode control es idéntico para conversores rectificadores y de motor(inversores). Sobre el rango entero del rango de operación delmotor, se asegura factor de potencia uno y bajos armónicos,mientras que siempre se mantiene una respuesta dinámicasuficientemente alta. No hay telecomunicaciones para la relaciónentre el control del rectificador en tierra y el control del inversordel motor en la plataforma, la única cantidad que puede serdetectada en ambos extremos es la tensión del enlace de directa.Sin embargo, el sistema de control se ha diseñado para que, juntocon telecomunicaciones, permita operación desde tierra, rastreode fallas y mantenimiento de la estación sobre la plataforma.Estación KollsnesRectificador VSC HVDCCACDEstación Troll AInversor VSC HVDC± 60 kV40 MWCA56 kVMSCD70 kmFigura 114. Diagrama unifilar general del sistema VSCHVDC Troll A.El entorno de la plataforma Troll A es un ambiente desafiante parael equipo de alta tensión. El espacio y el peso deben ser reducidosal mínimo para una instalación mar adentro. El concepto delsistema VSC HVDC ofrece por tanto ventajas importantes y graciasa que los filtros son más pequeños que los del sistema HVDCconvencional y no necesitan equipo adicional de generación depotencia reactiva, pueden ser compactos y ligeros. Otro reto es elentorno, ya que el equipo de alta tensión debe ser protegidohttp://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es132

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro Restrepocontra la carga salina y el aire húmedo del mar. Se necesita algode experiencia en estos aspectos de diseño para implementarlosen los conversores mar adentro para transmisión de potenciaeólica. Por otra parte, para potencia eólica se pueden obviar losaspectos de seguridad requeridos en este proyecto, como asegurarque los hidrocarburos entren en contacto con los equipos de altatensión.Figura 115. Recinto conversor VSC HVDC en la plataformade extracción de gas natural Troll A (izquierda),comparación de tamaño entre la plataforma Troll A y lahttp://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es133

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro RestrepoTorre Eiffel (derecha). Tomado dehttp://www.statoil.com/.El esquema de montaje se mantiene compacto en la plataformacon la ubicación del equipo conversor en un módulo de variospisos. El conversor VSC HVDC para alta mar se asume que esconstruido como una unidad prefabricada, transportada e instaladaen la parte superior de la plataforma. La prefabricación ofrece unaoportunidad de probar con anticipación la estación VSC HVDC. Laestación se construye en una estructura de acero de tal forma quepueda ser tratada como una unidad completa por parte de losdispositivos de descarga en tierra y alta mar. El recinto de losequipos debe ser hermético para una sobrepresión y provisto conentradas herméticas para cables y conductos de agua, y tambiéntienen cerrojos neumáticos en las puertas de entrada.La estructura tiene como dimensiones principales aproximadas(Ancho x Longitud x Altura) 18 x 17 x 14 metros. Para Troll A, elrecinto incluye todas las rutas de escape específicas y se necesitanotras medidas de seguridad para una instalación en unaplataforma petrolera.Para grandes parques eólicos, probablemente será de más interésun sistema VSC HVDC de 500 MW que un proyecto como Troll A,con unidades de sólo 45 MW. Ya se tiene un diseño tentativo de unrecinto conversor de dos plantas con medidas de 30 x 40 x 20metros. Esto también incluiría el transformador, que seríanecesario para la conexión a generadores eólicos.Sistemas VSC HVDC implementados hasta la fecha.................................... 1Revisión técnica, modelación y simulación de Sistemas VSC-HVDC ....... 11.1 Introducción ...............................................................................11.2 Proyecto Hällsjön (Suecia)............................................................3http://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es134

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro Restrepo1.2.1 Tecnología VSC y Modulación de Ancho de Pulso ........................ 51.2.1.1 Características del proyecto Hällsjön ................................. 151.2.1.2 Operación compartida entre la empresa de servicios públicoslocal y ABB Group. .............................................................171.2.1.3 Simulación y pruebas ......................................................191.2.1.4 Diseño de los conversores ............................................... 201.2.1.5 Control ..........................................................................261.2.2 Pruebas de desarrollo ............................................................291.2.2.1 Equipo de control ............................................................291.2.2.2 Válvula VSC ...................................................................331.2.2.3 Prueba del sistema en fábrica ...........................................351.2.2.4 Puesta en servicio ...........................................................411.2.3 Operación en estado estable y maniobra de los conversores ...... 431.2.4 Compatibilidad del sistema de potencia ...................................511.2.4.1 Nivel de potencia sonora ................................................. 521.2.4.2 Interferencia de radio ......................................................531.2.4.3 Distorsión armónica ........................................................551.2.5 Pruebas del sistema ..............................................................581.2.5.1 Interconexión radial de generador sincrónico y conversor .... 581.2.5.2 Diseño del control de frecuencia .......................................611.2.5.3 Respuesta al paso de frecuencia .......................................651.2.5.4 Pasos en potencia hacia la máquina sincrónica ................... 711.2.5.5 Operación con una red sin generación propia ..................... 741.3 Sistema de la isla de Gotland (Suecia)....................................... 1151.3.1 Descripción del sistema eléctrico de Gotland .......................... 1241.3.2 Aspectos técnicos de la red ..................................................1271.3.2.1 Fenómenos transitorios ................................................. 1331.3.2.2 Flujos de potencia .........................................................1401.3.3 Experiencias operativas .......................................................143http://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es135

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro Restrepo1.4 Proyecto Directlink (Australia)...................................................1481.4.1 Principales componentes del sistema .....................................1521.4.2 Datos del sistema ...............................................................1551.4.3 Sistema de control ..............................................................1601.5 Proyecto de potencia eólica Tjæreborg (Dinamarca).....................1621.5.1 Antecedentes .....................................................................1661.5.2 Descripción del proyecto ......................................................1681.5.3 Puesta en servicio ...............................................................1781.5.4 Experiencias operativas .......................................................1831.5.5 Datos principales ................................................................1911.5.6 Régimen operacional del conversor alimentado por tensión ......1941.5.7 Calidad de la potencia .........................................................1961.5.8 Sistema de control ..............................................................1971.5.8.1 Características especiales .............................................. 1991.5.9 Cable de directa .................................................................2001.5.10 Edificio ............................................................................2011.5.11 Pruebas desarrolladas en el sitio de operación ...................... 2021.5.12 Ventajas ..........................................................................2041.6 Enlace back-to-back Eagle Pass (Estados Unidos) ........................ 2061.6.1 Área de carga para Eagle Pass ..............................................2141.6.2 Instalación back-to-back ..................................................... 2231.6.3 Modos de operación del sistema back-to-back ........................ 2281.6.3.1 Modo de control de tensión ............................................ 2311.6.3.2 Modo de control de potencia activa ................................. 2321.6.3.3 Modo de operación independiente entre conversores ......... 2341.6.3.4 Modo de operación en contingencias ............................... 2351.6.4 Resultados de las pruebas de puesta en servicio .....................2371.6.4.1 Energización del sistema ................................................2401.6.4.2 Operación en estado estable .......................................... 244http://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es136

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro Restrepo1.6.4.3 Conmutación del banco de capacitores ............................ 2451.6.4.4 Arranque autónomo ...................................................... 2471.6.4.5 Fallas remotas en la red ................................................ 2601.7 Cross Sound Cable (Estados Unidos) ..........................................2611.7.1 Descripción general del sistema ............................................2691.7.1.1 Redes de alterna ...........................................................2691.7.1.2 Sistema de transmisión de directa .................................. 2761.7.1.3 Control y protección ......................................................2841.7.1.4 Instalación y características nominales del cable detransmisión en directa ......................................................2951.7.2 Puesta en servicio ...............................................................2981.7.3 Desempeño en estado estable y transitorio ............................3011.7.3.1 Armónicos del lado de alterna ........................................ 3011.7.3.2 Armónicos en el lado de directa ......................................3061.7.3.3 Ruido conducido y radiado ............................................. 3091.7.3.4 Sonido audible ..............................................................3111.7.3.5 Pérdidas ......................................................................3131.7.3.6 Comportamiento durante transitorios y fallas ................... 3171.7.4 Experiencia operativa ..........................................................3231.7.4.1 Reestablecimiento después del apagón del 14 de agosto de2003 ..............................................................................3231.7.4.2 Interacción torsional sub-síncrona ...................................3251.7.4.3 Disponibilidad ...............................................................3291.8 Murraylink (Australia).............................................................. 3301.8.1 Descripción general del sistema ............................................3401.8.1.1 Redes de alterna ...........................................................3401.8.1.2 Sistema de transmisión en directa .................................. 3491.8.1.3 Control y Protección de los Conversores ...........................355http://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es137

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro Restrepo1.8.1.4 Instalación y Niveles Nominales de los Cables de Transmisiónen Corriente Directa .........................................................3611.8.2 Puesta en Servicio ..............................................................3691.8.3 Desempeño en estado estable ..............................................3731.8.3.1 Ruido audible ...............................................................3731.8.3.2 Armónicos en el lado de alterna ......................................3751.8.3.3 Armónicos del lado de directa .........................................3791.8.3.4 Pérdidas ......................................................................3831.8.4 Desempeño transitorio ........................................................3881.8.5 Energización del conversor ...................................................3891.8.5.1 Desbloqueo de los conversores .......................................3911.8.5.2 Respuestas al impulso ...................................................3971.8.5.3 Control de tensión alterna ..............................................4021.8.6 Experiencia operativa ..........................................................4041.8.7 Principales datos .................................................................4051.9 Plataforma Troll A (Noruega).....................................................410Ecuación 117................................................................................................ 63Figura 87. Ubicación geográfica del sistema VSC HVDC Hällsjön, Suecia..... 9Figura 88. Subestación Hällsjön con equipos del sistema VSC HVDC(izquierda) y esquema tridimensional de una esta estación VSC HVDC(derecha). Tomado de http://www.abb.com/hvdc/................................ 12Figura 89. Principales componentes y configuración de una estación delsistema VSC HVDC del proyecto Hällsjön........................................... 26Figura 90. Circuito de prueba en fábrica....................................................... 39http://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es138

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro RestrepoFigura 91. Circuito principal generador – conversor, en el cual todas laslíneas de alterna se desconectaron de las barras mostradas. ............ 60Figura 92. Sistema en operación aislada...................................................... 79Figura 93. Localización de la isla de Gotland y las estaciones conversorasVSC HVDC Näs (Näs härad) y Bäcks (Visby), Suecia....................... 119Figura 94. Estación conversora VSC HVDC en Näs junto y generadoreseólicos (izquierda), instalación de los cables HVDC (derecha). Tomadode http://www.abb.com/hvdc/............................................................. 122Figura 95. Diagrama esquemático del sistema VSC HVDC de Gotland......131Figura 96. Localización de las estaciones conversoras en Mullumbimby,Nueva Gales del Sur y Terranora, Queensland del proyecto VSC HVDCDirectlink, Australia............................................................................ 152Figura 97. Diagrama del proyecto VSC HVDC Directlink, Australia............ 155Figura 98. Ubicación de los futuros parques eólicos mar adentro del proyectoTjæreborg, Dinamarca....................................................................... 166Figura 99. Generadores eólicos utilizados en el proyecto experimental VSCHVDC de Tjæreborg, Dinamarca. Tomado dehttp://www.afm.dtu.dk/wind/smep/..................................................... 173Figura 100. Diagrama de una sección del proyecto Tjæreborg................... 181Figura 101. Localización geográfica sistema VSC back-to-back Eagle Pass,U.S.A................................................................................................. 210Figura 102. Configuración general del sistema VSC back-to-back Eagle Pass............................................................................................................ 225Figura 103. Esquema físico del sistema VSC back-to-back........................ 228Figura 104. Estación conversora VSC HVDC Shoreham, proyecto CrossSound Cable, Estados Unidos........................................................... 264http://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es139

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro RestrepoFigura 105. Ubicación geográfica de las estaciones conversoras VSC HVDCShoreham y New Haven, proyecto Cross Sound Cable, EstadosUnidos................................................................................................ 267Figura 106. Diagrama eléctrico general de la interconexión de los sistemasde potencia de Connecticut y Nueva York mediante el sistema VSCHVDC Cross Sound Cable................................................................. 274Figura 107. Diagrama unifilar de las estaciones conversoras Shoreham yNew Haven........................................................................................ 281Figura 108. Ubicación geográfica de las estaciones conversoras del proyectoMurraylink, Australia, en las poblaciones de Berri, región de Australiadel Sur, y Red Cliffs, región de Victoria.............................................. 337Figura 109. Estaciones conversoras en Berri (izquierda) y en Red Cliffs(derecha)........................................................................................... 339Figura 110. Mapa que indica la distribución geográfica de las redes dealterna que se interconectan mediante el enlace VSC HVDCMurraylink. ........................................................................................ 344Figura 111. Diagrama unifilar de las estaciones conversoras del proyectoMurraylink.......................................................................................... 355Figura 112. Cables (izquierda) y junturas empleadas para terminales decables de diferente sección (derecha) utilizados en Murraylink......... 367Figura 113. Ubicación de la plataforma de extracción de gas natural Troll A,Noruega, la cual tiene un motor sincrónico que es alimentado pormedio de un sistema de transmisión VSC HVDC.............................. 415Figura 114. Diagrama unifilar general del sistema VSC HVDC Troll A........419Figura 115. Recinto conversor VSC HVDC en la plataforma de extracción degas natural Troll A (izquierda), comparación de tamaño entre laplataforma Troll A y la Torre Eiffel (derecha). Tomado dehttp://www.statoil.com/....................................................................... 422http://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es140

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro RestrepoGráfica 132. Falla en el control de la tensión de directa y reacción del controlde la estación que controla la corriente activa..................................... 49Gráfica 133. Falla en el control de la corriente activa y reacción del control dela estación que controla la tensión de directa...................................... 51Gráfica 134. Paso de frecuencia de 48 a 52 Hz. La escala de la frecuencia es3 Hz/div y la escala del orden de potencia es 100 kW/div....................69Gráfica 135. Paso en la frecuencia de 52 a 46 Hz. La escala de frecuencia es3 Hz/div y la escala del orden de potencia es 100 kV/div.....................71Gráfica 136. Pasos en la potencia hacia el generador. La escala defrecuencia es 3 Hz/div y la escala del orden de potencia es 100 kW/div.............................................................................................................. 74Gráfica 137. Arranque de una red aislada..................................................... 84Gráfica 138. Transferencia de una red activa a una pasiva. Orden externapara transferir al control de tensión alterna.......................................... 87Gráfica 139. Transferencia de una red activa a una pasiva. Orden automáticapara transferirse hacia el control de tensión de alterna........................ 90Gráfica 140. Transferencia por protección de una red activa a una pasiva.Orden externa para transferirse al control de alterna........................... 92Gráfica 141. Corriente en el interruptor 4 ante una falla en el sistema dealterna, con aclaración de falla por protección de sobrecorriente. .... 107Gráfica 142. Tensión en la barra de alterna ante falla en el lado de alternacon aclaración de la falla por medio de protección de sobrecorriente............................................................................................................ 109Gráfica 143. Corriente en el interruptor 4 ante una falla en el sistema dealterna, con aclaración de falla por protección de impedancia........... 112http://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es141

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro RestrepoGráfica 144. Tensión en la barra de alterna ante falla en el lado de alternacon aclaración de la falla por medio de protección de impedancia.... 114Gráfica 145. Caída de tensión en diferentes puntos del sistema con y sinVSC HVDC........................................................................................ 139Gráfica 146. Medición en la excursión de la frecuencia durante las pruebasdel comportamiento de la turbina eólica para frecuencia variable......189Gráfica 147. Energización del sistema VSC back-to-back.......................... 244Gráfica 148. Transferencia de 36 MW desde la red AEP-CPL a la red CPE............................................................................................................ 250Gráfica 149. Puesta en servicio de un banco de capacitores de 15 MVar.. 252Gráfica 150. Arranque autónomo................................................................ 254Gráfica 151. Operación de una red aislada................................................. 256Gráfica 152. Situación de falla remota........................................................ 258Gráfica 153. Componentes armónicas en voltaje y corriente en el lado dealterna medidas en el PCC de Shoreham.......................................... 304Gráfica 154. Componentes armónicas de corriente directa medidas enShoreham.......................................................................................... 309Gráfica 155. Pérdidas en el inversor........................................................... 317Gráfica 156. Fallas remotas de alterna en Shoreham................................. 320Gráfica 157. Fallas remotas de alterna en New Haven............................... 323Gráfica 158. Diagrama PQ de los conversores de Murraylink..................... 352Gráfica 159. Espectro típico de armónicos para el lado de alterna y dedirecta................................................................................................ 382Gráfica 160. Comparación entre las pérdidas estimadas y las reales en elsistema Murraylink............................................................................. 386Gráfica 161. Energización de los conversores............................................ 395Gráfica 162. Desbloqueo de los conversores.............................................. 397Gráfica 163. Respuestas al impulso............................................................ 400http://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es142

Revisión técnica, modelación y simulación deSistemas VSC-HVDCUnidad académica: Grupo T&DProfesor: Diego Alejandro RestrepoGráfica 164. Falla de alterna en la Red del estado de Victoria.................... 402Tabla 35. Límites de distorsiones armónicas individuales para el lado delalterna................................................................................................ 377http://creativecommons.org/licenses/by-nc-sa/2.5/co/deed.es143