SEMINARIO INTERNACIONAL DE INTERCONEXIONES REGIONALES CIGRÉ Santiago de Chile, 24-26 de Noviembre, 2003 Interconexión de sistemas eléctricos con HVDC Roberto Rudervall ABB Power Technologies Sweden
Jan Johansson ABB Power Technologies Sweden
Introducción La realización de una interconexión entre dos sistemas eléctricos previamente separados, requiere mucho más que solo construir una línea de transmisión nueva. Varios aspectos deben ser considerados, a saber: ¿Cuanta potencia se planea transferir entre los sistemas?, y en que dirección? ¿Entre que subestaciones deberá instalarse la interconexión? ¿Cuales son los requerimientos de confiabilidad? ¿Se requieren dos circuitos? ¿La frecuencia de los sistemas a ser interconectados es la misma? ¿Es tolerable la propagación de disturbios entre los sistemas? Requerimientos de estabilidad ¿Cuál es la relación entre la potencia instalada en los sistemas a interconectar y la potencia nominal de la interconexión? l Aspectos medioambientales, permisos etc. l l l l l l l
Podemos inicialmente definir que existen dos soluciones completamente diferentes para la interconexión de dos redes de potencia: 1. Un enlace en corriente alterna (HVAC) 2. Un enlace en corriente directa (HVDC) Un enlace en corriente alterna es la solución natural si las frecuencias de las dos redes a interconectar son las mismas. Si no fuera así la solución natural es un enlace HVDC. Aún siendo las frecuencias de las dos redes a interconectar la misma, hay casos donde un enlace en HVAC no satisface los requerimientos impuestos a la interconexión ó es más cara que un enlace en HVDC. Interconexión con HVAC Una interconexión en corriente alterna obligará a los dos sistemas, previamente independientes, a operar en sincronismo. Por lo tanto será necesario coordinar sus controles de frecuencia, establecer reglas comunes para la generación de reserva primaria y secundaria, rechazo de carga y limites para la variación de frecuencia en estado estacionario y transitorio, etc. Esto implica posibles modificaciones en el control de generadores y procedimientos de operación en los centros de despacho. El control del flujo de potencia en una interconexión en corriente alterna puede ser indirectamente controlado con los generadores en una de las redes para obtener el intercambio deseado con la otra red.
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Sin embargo, cualquier disturbio, como la pérdida de una máquina o de carga en uno de los sistemas causará un desbalance que resultará en un cambio de flujo de potencia en la interconexión. Es por ende sumamente importante que la interconexión sea suficientemente fuerte como para soportar cualquier tipo de sobrecarga. Esto implica que una interconexión en corriente alterna solamente se desempeñará correctamente si es suficientemente fuerte para mantener los dos sistemas en sincronismo durante diferentes contingencias. La capacidad de la interconexión no debe ser mucho menor que la generación instalada en la red más pequeña. También es importante que no tenga una capacidad menor que la máquina más grande en ambas redes. Estas son solo reglas prácticas y no es posible dar valores precisos ya que cada caso es único y deberá ser específicamente estudiado. El estado transitorio de una interconexión es igualmente importante de considerar. Para visualizar esto se puede representar una interconexión en corriente alterna como un eje que une dos masas rotativas con cierta inercia. Es simple visualizar el comportamiento de éste sistema mecánico expuesto a un disturbio externo, como una aceleración o frenada de una de las masas. Ya que el eje no es infinitamente rígido las dos masas empezarán a oscilar. Si el eje es débil y largo las oscilaciones pueden ser considerables, conduciendo finalmente a la ruptura del eje. Lo mismo ocurrirá a una interconexión entre dos redes fuertes con un enlace en corriente alterna de baja capacidad. La situación es especialmente difícil si el enlace es de gran longitud.
Fig. 1. Dos sistemas eléctricos interconectados se pueden representar por medio de dos masas giratorias unidas por un eje.
La ecuación que gobierna la potencia P transmitida entre dos redes a través de un enlace en corriente alterna con reactancia X es: P = U1 * U2/X * sin δ, donde U1 y U2 son los voltajes de cada lado de la interconexión y δ el ángulo entre éstos voltajes. La reactancia X de la línea es directamente proporcional a la longitud de la línea. La potencia P deberá mantenerse a un nivel que dé un ángulo δ relativamente pequeño, típicamente entre 20 y 30 grados. Si se obliga a transmitir más potencia en la interconexión se puede causar inestabilidad y disturbios en las redes. Una línea de interconexión larga (valor grande de X) proveerá menor potencia de sincronización que una línea corta. Hay varias formas de mejorar la potencia de sincronización de una línea larga: 1. Nivel de voltaje más alto. 2. Dos o más circuitos.
3. Compensación serie. 4. Esquemas especiales de protecciones.
Nivel de voltaje más alto (Influye sobre U1 y U2) La forma natural de elegir el nivel de voltaje es escoger el nivel más alto de las redes existentes a ser interconectadas. Esto asegura la rigidez del enlace. Dos o más circuitos (Influye sobre X) Esta alternativa debe ser considerada si la intención es integrar totalmente las dos redes. Las líneas pueden conectarse a las mismas subestaciones o a subestaciones distintas dependiendo de la topología de las redes. El uso de más líneas mejorará la confiabilidad de la interconexión.
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Fig. 2. Capacidad de transmisión de líneas de CA para diferentes niveles de voltage. 2
Al interconectar dos redes, con dos o más líneas en diferentes puntos puede resultar en potencia circulante entre las dos redes aún sin intercambio de potencia entre las redes. Esta es una situación no deseada que causa cuellos de botella y pérdidas. Compensación serie (Influye sobre X) Un capacitor tiene reactancia negativa y por ende conectado en serie hace la línea eléctricamente más corta. No es inusual tener un grado de compensación (relación entre la reactancia del capacitor y la reactancia de la línea) del orden de 50 a 70 %, reduciendo la longitud de la línea hasta 30 a 50 %.
Hoy es también posible implementar soluciones Fig. 3. Dos o más interconexiones en CA más avanzadas como el TCSC (Compensación entre dos sistemas eléctricos puede resultar Serie Controlada por Tiristores) que ofrece la posi- en potencias circulantes. bilidad de cambiar en forma rápida el nivel de compensación. El TCSC mejora el amortiguamiento de oscilaciones de potencia. Esquemas especiales de protecciones En el caso de que la interconexión no sea de vital importancia es posible aceptar la separación de los dos sistemas en caso de disturbios. Esquemas de protección especiales deberán implementarse para asegurar que la separación de los subsistemas se realice en la interconexión y en forma controlada. La capacidad de una interconexión en CA Las medidas necesarias para asegurar una operación estable de una interconexión entre dos sistemas por medio de líneas de corriente alterna pueden resultar en una capacidad de transmisión instalada más alta que la necesaria. Esto tal vez sea de poca importancia si la interconexión es una buena inversión. Pero es importante recordar que una interconexión de éste tipo puede requerir futuros refuerzos ya que los subsistemas crecen y se expanden. Interconexión con HVDC Como se ha mencionado previamente, una interconexión entre sistemas con distintas frecuencias sólo es posible con HVDC. Pero ésta es solo una de las tantas aplicaciones donde HVDC es una mejor solución, tanto técnica como económicamente. Algunos casos a ser considerados: l l l l l
Cuando no es posible o deseable coordinar el control de frecuencia de dos sistemas. Cuando pudiera ser difícil de obtener operación estable usando una interconexión con HVAC, ó si se desea mejorar los márgenes de estabilidad de los sistemas. Cuando la distancia a transmitir supera la distancia donde el HVDC es más económico que HVAC. Cuando la interconexión se realiza con cables submarinos. Cuando líneas aéreas no son aceptadas y es necesario usar cables subterráneos de considerable longitud.
Características del HVDC Un enlace de HVDC tiene normalmente dos (o más) estaciones conversoras, conectadas a las redes de corriente alterna. Estas estaciones conversoras están interconectadas por medio de líneas aéreas, cables submarinos o subterráneos o en configuración “Back-to-Back”, donde el rectificador y el inversor se encuentran en la misma subestación. En el caso de tener más de dos estaciones conversoras el enlace se denomina multiterminal. Configuración y nivel de voltaje La mayoría de los enlaces HVDC con línea aérea son construidos en forma bipolar. En términos de confiabilidad éstos son equivalentes a un doble circuito en corriente alterna ya que cada polo puede ser operado en forma independiente del otro.
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Fig. 4. Configuraciones típicas de enlaces de HVDC. El nivel de voltaje de HVDC es elegido para obtener la mejor solución técnico-económica del enlace completo y no es necesario coordinarlo con el nivel de voltaje del lado de corriente alterna. Un gran número de enlaces HVDC con potencia nominal de 1200 MW a 3000 MW operan con +/- 500 kVdc. Al contrario de la corriente alterna, donde se encuentran dificultades cuando la distancia a transmitir es considerable, con HVDC no hay limites técnicos. Una de las características fundamentales de un enlace con HVDC es su asincronismo. (Las redes conectadas al rectificador y al inversor no necesitan estar sincronizadas.) Interconectando dos redes con HVDC permite mantener el control de frecuencias separado. Un disturbio en una de las redes que resulte en un cambio de frecuencia no afectará la potencia transmitida por el enlace (a no ser que el sistema de control haya sido específicamente diseñado para ello), y no hay ningún riesgo de inestabilidad en la interconexión. (En este sentido se puede ver el enlace HVDC como un “muro contrafuego”) La posibilidad de controlar exactamente el nivel de potencia transmitida es una de las ventajas del HVDC. Este control es realizado electrónicamente por los sistemas de control en las estaciones conversoras. Usualmente el modo de control principal es el de transferencia de potencia constante, es decir el operador da la orden del nivel de potencia a transmitir por el enlace. Otra función de control que es frecuentemente implementada en los casos donde se interconectan diferentes sistemas de potencia, es permitir al enlace cambiar automáticamente el nivel de orden de potencia para de ésta manera asistir a la red que experimente problemas, como la pérdida de generación. El hecho de que la potencia transmitida por el enlace de HVDC es continuamente controlada imposibilita la sobrecarga del enlace y la consecuente pérdida de éste cuando más es necesitado. También significa que, en comparación con enlaces de corriente alterna, se puede limitar los flujos de potencia en paralelo en un sistema interconectado.
Fig. 5. Ejemplo de potencias circulantes.
Tecnologías HVDC La tecnología HVDC ofrece hoy día diferentes soluciones de acuerdo a las necesidades de la aplicación. La tecnología clásica de HVDC está basada en conversoras de conmutación natural, usando tiristores como elemento de rectificación e inversión.
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Fig. 6. Sala de válvulas de tiristores. 4
La mayoría de las instalaciones de HVDC en el mundo usan ésta tecnología. La característica más importante de las conversoras de conmutación natural es que necesitan de una red con generación para poder operar. Las conversoras de conmutación natural consumen potencia reactiva y ésta es generada en parte por los filtros de CA y si esto no fuere suficiente se agregan bancos de capacitores. Tanto los bancos de capacitores como los filtros son conectados y desconectados con interruptores. Se suele requerir un 50 % de la potencia activa del enlace en potencia reactiva.
Fig. 7. Partes principales de una estación conversora. A fines de la década de los noventa, ABB lanzó un paquete llamado HVDC 2000. Las partes más importantes de éste son: l l l l l
CCC - Conversora Conmutada por Capacitores Filtros con reactor ConTune Filtros activos de corriente directa Sistema de control MACH2 Válvulas modulares de exterior
Las conversoras conmutadas por capacitores, CCC, son especialmente atractivas cuando las redes de alterna, donde se va a conectar la estación conversora, son débiles, es decir con relación de cortocircuito menor a 2. El hecho de tener un capacitor en serie entre el transformador y las válvulas de tiristores hace que el conversor tolere fluctuaciones de voltaje en el lado de alterna.
Fig. 8. Banco de capacitores de CCC. *
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Fig. 9. Reactor Contune. 5
El hecho de conectar en serie parte de la capacitancia necesaria para la operación del convertidor permite el uso de filtros continuamente sintonizados, ConTune. Los filtros de corriente alterna con reactores ConTune requieren menor parte pasiva, ahorrando de ésta manera espacio y costos. Los filtros activos de corriente directa están compuestos por una parte pasiva (mínima) y una parte activa. El principio de funcionamiento se basa en tomar muestras de los armónicos del lado de corriente continua, amplificarlos, ponerlos en contrafase y volver a inyectarlos en el sistema. De ésta manera se obtiene un filtrado efectivo con un filtro pasivo reducido. Cuando los requerimientos de filtrado de armónicos del lado de directa son elevados el costo de filtros pasivos aumenta en forma exponencial y el correspondiente a los filtros activos es lineal y mucho menor. El sistema de control, MACH2, fue específicamente desarrollado para aplicaciones de HVDC y Fig. 10. Filtro activo de corriente continua. FACTS. Está basado en computadoras estándar con encapsulado industrial y plataforma Microsoft, lo que lo hace muy flexible y funcional. El sistema de control MACH2 ya ha sido implementado en más de 20 proyectos de HVDC y FACTS. Las válvulas de exterior aisladas en aire fueron desarrolladas para acortar los tiempos de entrega y minimizar la obra civil. Las válvulas de tiristores son encapsuladas en contenedores que puede ser transportados por medios normales. Las válvulas son probadas con las normas aplicables antes de ser enviadas al lugar de instalación.
Fig. 11. Sistema de control MACH 2. *
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Proyectos donde se han implementado las soluciones HVDC 2000 son, la interconexión Brasil-Argentina de 2 x 1000 MW, Rapid City DC Tie de 2 x 100 MW, el enlace con cable submarino entre Polonia y Suecia Swepol de 600 MW.
Fig. 12. Ubicación de los capacitores CCC y el filtro con reactor Contune. HVDC Light Como se ha dicho anteriormente la tecnología HVDC convencional usa conversoras de conmutación natural que requieren una fuente de voltaje de corriente alterna para poder operar. El proceso de conversión requiere potencia reactiva que toma de los filtros y bancos de capacitores que son parte de la estación conversora. La eventual demanda o exceso de potencia reactiva deberá ser absorbida por el sistema de CA. Esta diferencia de potencia reactiva debe ser mantenida entre unos límites pre-establecidos para poder mantener el voltaje dentro de las tolerancias aceptables. En el caso de conectarse a una red débil es de suma importancia mantener el balance de potencia reactiva para poder operar dentro de las tolerancias de voltaje deseadas. A diferencia de una máquina síncrona o un compensador estático las conversoras de HVDC convencional en sí no pueden contribuir mucho al soporte dinámico de voltaje, aunque se pueden instalar bancos de capacitores adicionales para obtener un soporte transitorio ó estacionario. (También se pueden obtener cierto soporte dinámico, permitiendo ángulos de disparo mayores). Sin embargo, la tecnología más reciente de HVDC, llamada HVDC Light, se basa en conversoras de conmutación forzada y su comportamiento se asemeja al de las máquinas síncronas. Usando componentes de alta frecuencia de switcheo, como el IGBT (Insulated Gate Bipolar Transistor), es posible usar tecnología PWM (Modulación del Ancho de Pulso) para producir el voltaje de corriente alterna como un switcheo ultra-rápido entre dos voltajes fijos.
Fig. 13. Principio de funcionaminteo de un conversor de conmutación forzada HVDC Light por medio de PWM. *
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Con PWM es posible producir cualquier ángulo de fase y amplitud (hasta cierto nivel), y se pueden variar prácticamente en forma instantánea. También, la tecnología de conmutación forzada (VSC=Voltage Source Converter), permite la alimentación a una red pasiva (sin generación), que es muy ventajoso en la restauración de una red después de un apagón.
Fig. 14. Control de potencia activa y reactiva en HVDC Light. La tecnología HVDC Light no solamente permite controlar en forma rápida y precisa el flujo de potencia activa, sino también puede generar o consumir potencia reactiva independientemente del flujo de potencia activa. Esto significa, que uno puede ver el HVDC Light como un enlace de transmisión de potencia activa más dos compensadores estáticos SVC Light ó STATCOM en cada punta de la interconexión.
Fig. 15. Diagrama PQ de HVDC Light. La habilidad de controlar el flujo de potencia activa y la generación o consumo de potencia reactiva al mismo tiempo, brinda ventajas únicas en circunstancias donde hay problemas de estabilidad. Para visualizar esto podemos considerar dos tipos de interconexión: l Interconexión en serie l Interconexión en paralelo
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En el caso de tener una interconexión entre dos sistemas eléctricos con un HVDC Light y donde una de las conversoras es conectada a una línea larga y débil de CA se puede hacer uso del control mixto (P y Q) para evitar la pérdida de la interconexión frente a disturbios y también maximizar la potencia activa que puede ser transferida de un sistema a otro, brindando apoyo de reactivo en la barra de CA donde el voltaje puede variar en forma extrema.
Fig. 16. HVDC Light en serie con una línea larga de CA. Si se instala un enlace de HVDC Light en paralelo con una línea de CA vemos que con una instalación relativamente pequeña (en comparación con la potencia transmitida por el enlace en CA), y gracias a la habilidad del control mixto (P & Q) se amortiguan las oscilaciones luego de una falla en el lado de CA en forma mucho más rápida, evitándose el colapso del sistema.
Fig. 17. HVDC Light en paralelo con una línea de CA. Desde el punto de vista de estabilidad transitoria de voltaje también se obtienen ventajas en el caso de conectarse un enlace HVDC Light en paralelo con un enlace en CA, principalmente gracias al control mixto, pudiéndose transmitir hasta tres veces más que la potencia nominal del enlace de HVDC Light.
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Conclusión Se puede concluir que el avance de la tecnología de corriente continua ofrece hoy beneficios en las interconexiones de sistemas eléctricos que no pueden ser obtenidos por otra tecnología. El HVDC transmite potencia entre diferentes sistemas eléctricos ó partes de una red, sin permitir la propagación de disturbios. Al contrario, como se puede controlar la potencia activa/reactiva en forma rápida, una conexión de HVDC aumenta el nivel de transmisión y la disponibilidad del sistema completo. Las diferentes tecnologías de HVDC permiten hoy día encontrar la solución más adecuada a los requerimientos de un enlace. Dependiendo de las necesidades de la interconexión será más apropiado usar la tecnología de conmutación natural o la de conmutación forzada que se utiliza en el HVDC Light. La principal diferencia entre las conversoras de conmutación natural y las de conmutación forzada es que la última permite alimentar redes sin generación lo que brinda la posibilidad de recuperación rápida luego de un colapso. Hoy día existen 92 proyectos de HVDC alrededor del mundo, con una potencia nominal que suma 70 GW. La mayoría de éstos proyectos de HVDC muestran una confiabilidad muy buena luego de muchos años de operación. La primera instalación comercial en el mundo, la interconexión entre la isla de Gotland y el sistema interconectado de Suecia, fue puesta en operación en 1954.
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