Archivo para febrero 12th, 2012


Una de las principales ventajas de los sistemas de transmisión de corriente continua es su alta controlabilidad. Por medio del control de los ángulos de disparo de los tiristores en las estaciones conversoras se puede modificar de forma casi instantánea el voltaje de salida de las conversoras, variando de esta forma la corriente continua y la potencia transmitida. La alta controlabilidad de los sistemas HVDC puede ser usada, además para controlar la corriente o potencia transmitida, para estabilidad el sistema AC al cual se encuentra conectada, para controlar la frecuencia de la red o para auxiliar al control de frecuencia de los generadores conectados a la estación rectificadora HVDC.

Las estaciones conversoras HVDC tiene normalmente un sistema de control básico encargado de controlar la corriente en el rectificador y el voltaje (por medio del control del ángulo de extinción \gamma) en el inversor. Cuando se desea controlar otras variables, como por ejemplo la potencia transmitida o la frecuencia del sistema, un sistema de control más avanzado debe generar señales adicionales en el sistema de control.

Algunos de los requerimientos más importantes que debe tener el sistema de control en una transmisión HVDC son:

  1. Suficiente rango de estabilidad y velocidad de respuesta en el control, principalmente cuando el enlace se conecta a sistemas débiles.
  2. Operación aceptable del rectificador y del inversor a variaciones de frecuencia. Grandes variaciones de la frecuencia pueden ser obtenidas cuando la transmisión HVDC es la única carga en un sistema de potencia.
  3. Bajos montos de armónicos no característicos generados por las estaciones conversoras.
  4. Un correcto funcionamiento en la operación de la estación inverosra, con el fin de tener la menor tasa de fallas de conmutación posible para distintas condiciones del voltaje.
  5. El menor consumo posible de potencia reactiva, es decir, operando con el menor ángulo de disparo posible \gamma y con el menor ángulo de extinción posible sin incrementar el riesgo de fallas de conmutación.
  6. Suave transición del control de corriente al control de voltaje DC ( o águlo de extinción).

El control rápido de las estaciones conversoras para prevenir fluctuación en la corriente DC es un importante requerimiento para  la operación satisfactoria en los enlaces HVDC. Los requerimientos de velocidad de respuesta son válidos principalmente para el control de corriente, y los requerimientos de una operación segura del inversor sin fallas de conmutación principalmente se refieren al control con ángulo de extinción constante. Los últimos requerimientos son más difíciles de cumplir a cabalidad y son la parte más complicada en los sistemas de control utilizados.

Con el objetivo de entregar una operación estable y eficiente, y maximizar la flexibilidad del control de la potencia sin comprometer la segudidad de los componentes del sistema de transmisión, existen varios elementos de control que son utilizados de una manera jerárquica.

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Las conversoras HVDC introducen armónicos tanto AC como DC, los cuales son inyectadas en el sistema AC y a la línea DC respectivamente. Existen varios problemas asociados con la inyección de armónicos, algunos de estos problemas son los siguientes:

  1. Interferencia telefónica.
  2. Pérdidas de potencia y el consecuente calentamiento de las máquinas y capacitores asociados al sistema.
  3. Sobrevoltajes debido a las resonancias.
  4. Inestabilidad en el control de las conversoras, principalmente con control de fase individual (IPC) en la generación de los pulsos de disparo de los tiristores.
  5. Interferencia con los sistemas de control de ripple en gestión de la carga.

FILTROS AC

Los filtros AC poseen normalmente una doble función ya que por una parte se encargan de absorber los armónicos generadores por las conversoras y por otro lado proporcionan una parte de la potencia reactiva necesaria para el proceso de conversión. Los filtros para rectificadores de 12 pulsos se diseñan principalmente para filtras armónicos característicos del orden de 12n+/- 1, sin embargo, en condiciones anormales de funcionamiento de la estación se producen armónicas no características como los de 3er orden que también deben filtrarse.

Los armónicos no característicos son producidas principalmente por: (i) operación no balanceada de los dos puentes conversores que forman los conversores de 12 pulsos (ii) error en los ángulos de disparo (iii) voltajes AC no balanceados o distorsionados y (iv) transformadores con distinta impedancia. Los armónicos producidos debido a la primera causa son llamadas armónicos residuales. Estos se producen principalmente debido a diferencias en los ángulos de disparo de los dos puentes conversores, lo que guía a una desigual cancelación de armónicos de orden 5,7,17,19, etc. La impedancia desigual de los dos transformadores conversores que alimenta a las dos conversoras, también guían a armónicos residuales. Las últimas tres causas pueden guiar a la generación de armónicos de orden triple o doble.

Considerando todas las fuentes posibles de armónicos no característicos, se puede encontrar armónicos a partir del orden 2. La magnitud de éstos, es pequeña si se compara con la de los armónicos característicos. La principal consecuencia de este tipo de armónicos son: el incremento de las interferencias telefónicas e inestabilidad del sistema de control.

FILTROS DC

Estos filtros se encargan de reducir el componente AC de la señal continua que se desea obtener. Básicamente, son filtros pasa bajos diseñados para filtrar armónicos de varios órdenes. Se conectan en paralelo con la línea DC.

Armónicos de voltaje que puedan ocurrir en el lado DC de una estación conversora causan corrientes AC, las cuales pueden sumarse a la corriente DC de la línea de transmisión. Estas corrientes alternas de alta frecuencia pueden crear interferencia en los sistemas telefónicos vecinos a pesar de las limitaciones impuestas por el reactor de alisamiento. Los filtros DC, que son conectados regularmente en paralelo a la estación de los polos, son una efectiva herramienta para combatir estos problemas. La configuración de los filtros DC es muy semejante a la de los filtros AC.


Cuando en una estación conversora se encuentra operando como inversor al término del enlace de corriente continua, una válvula se apagará cuando su corriente conmute a cero y el voltaje a través de la válvula se torne negativo. El período en el cual la válvula se encuentra con una polarización negativa corresponde al ángulo de extinción \gamma, y sun un pulso de disparo, la válvula idealmente se encontrará en un estado no conductivo o bloqueado, incluso si experimenta una polarización positiva.

Todas las válvulas DC requieren que se les remueva la carta interna almacenada en su interior producida cuando la válvula se encuentra conduciendo (período \alpha y \mu en el inversor) antes de que la válvula pueda, exitosamente, establecer su habilidad de bloqueo cuando se encuentra en polarización negativa. EL inversor, por lo tanto, requiere un período mínimo de polarización negativa o un valor mínimo de \gamma para que su capacidad de bloqueo sea conseguida. Si este bloqueo falla y la conducción de la válvula es iniciada sin un pulso de disparo, una falla de conmutación va a ocurrir. Esto también va a resultar en una falla para mantenr la corriente en la siguiente válvula. Fallas en la conmutación las estaciones conversoras operando como inversor son causadas principalmente por alguna de las siguientes razones:

  1. Cuando la corriente AC entrando al inversor experimenta un aumento en magnitud, causará que el ángulo de conmutación \mu se incremente, el ángulo de extinción \gamma por lo tanto se verá reducido, pudiendo alcanzar un punto donde la válvula pierda la capacidad de mantener su capacidad de bloqueo. Al aumentar la inductancia de las estaciones conversoras, principalmente a través de la bobina de aislamiento, se va a conseguir que la tasa de cambio de la corriente DC decrezca lo que va a ayudar a disminuir las fallas de conmutación.
  2. Cuando la magnitud de la tensión AC al lado del inversor se reduce en una o más fases, o si es distorsionado, va a causar que el ángulo de extinción sea inadecuado y por lo tanto puede que ocurra una falla en la conmutación.
  3. Un cambio en las fases del voltaje de conmutación AC puede causar una falla de conmutación. Sin embargo, una reducción en la magnitud del voltaje AC y no un cambio de fase es el factor principal que determina que se produzca una falla de conmutación.
  4. Un valor del ángulo de extinción antes de la contingencia también afecta la sensibilidad del inversor a una falla de conmutación. Un valor de \gamma = 18° es usual para la mayoría de las estaciones inversoras. Al aumentar el valor de \gamma a valores de 25°, 30° o mayoers va a reducir la posibilidad de una falla de conmutación (a expensas de incrementar el consumo de potencia reactiva de la estación inversora).
  5. El valor de la corriente en la válvula antes de la falla de conmutación también afecta las condiciones en las cuales una falla de conmutación puede ocurrir. Una falla de conmutación puede ocurrir con mayor probabilidad si la corriente por la válvula que existía antes de la contingencia es relativamente grande en comparación con la corriente nominal.

En la figura se muestra varios ángulos eléctricos, utilizados comúnmente para definir el modo de operación de las estaciones conversoras. Estos ángulos son medidos utilizando el voltaje trifásico en las válvulas y están basados en condiciones ideales, con el sistema actuando libre de armónicos y el voltaje de conmutación trifásico balanceado. Se aplican tanto al inversor como al rectificador.

Ángulo de retraso \alpha: El tiempo expresado en grados eléctricos medido desde que el voltaje de conmutación sinusoidal idealizado cruza por cero hasta el instante en que la corriente por una válvula comienza a circular. Este ángulo es controlado por el pulso de disparo en la puerta de control del tiristor. Si este ángulo es menor que 90°, actúa como inversor. Este ángulo es a menudo referido como ángulo de disparo.

Ángulo de adelanto \beta: Corresponde al tiempo expresado en grados eléctricos medido desde el instante en que la corriente empieza a conducir por una válvula hasta el próximo cruce por cero del voltaje de conmutación (idealizado). El ángulo de avance o adelanto \beta está relacionado en grados con el ángulo de disprado \alpha por:

\beta = 180 – \alpha

Ángulo de traslado \mu: El tiempo de duración de la conmutación entre dos válvulas expresadas en grados eléctricos.

Ángulo de extinción \gamma: El tiempo expresado en grados eléctricos medido desde el término en la conducción de corriente de una válvula hasta el próximo cruce por cero del voltaje de conmutación idealizado. \gamma depende del ángulo de avance \beta y del ángulo de traslapo \mu según la siguiente ecuación

\gamma = \beta – \mu


Las principales consideraciones medioambientales que se deben tener en cuenta al instalar un sistema de transmisión HVDC, además del impacto visual, están relacionadas con el campo electromagnético y el efecto corona. El campo eléctrico continua encontrado en los alrededores de las líneas de alta tensión, es producida generalmente por las cargas eléctricas en los conductores y, para el caso de las líneas aéreas de HVDC, por las cargas producidas al ionizarse el aire que rodea el conductor. El campo magnético continuo es producido por la corrienet continua que circula a través de las líneas de transmisión. La ionización del aire se produce en las líneas HVDC forma nubes las cuales pueden desplazarse con el efecto del viento y llegar a estar en contacto con personas, animales y plantas que se encuentren lejos de la franja de servidumbre. El efecto corona puede producir interferencias de radiofrecuencia, ruido audible y generación de ozono.

Las líneas de transmisión HVDC se caracterizan por:

  • Para una misma transmisión de potencia, un sistema de transmisión HVDC requiere una menor necesidad de franja de servidumbre y torres más esbeltas ya que, a diferencia de lo ocurrido por HVAC, en corriente continua se requieren un menor número de líneas (generalmente 2 conductores) y por lo tanto, se necesita una menor resistencia mecánica en las torres. en las siguientes figuras se puede ver una comparación entre el tamaño y la franja de servidumbre de las torres utilizadas en HVAC y en HVDC


  • El campo magnético constante en los alrededores de la línea de transmisión es muy semejante al campo magnético producido en su forma natural por la Tierra. Por esta razón, es muy improble que esta pequeña contribución de las líneas de transmisión HVDC al campo magnético de la Tierra puede ser preocupante de alguna forma.
  • Al igual que en el caso del campo magnético, el campo eléctrico estátito experimentdo debajo de las líneas hasta la franja de servidumbre no presenta efecto biológicos negativos. En la actualidad, no existe teoría o mecanismos que puedan verificar si los niveles de campo eléctrico producidos por las líneas HVDC tengan efectos negativos en la salud humana.
  • El efecto corona de las líneas de transmisión producen una pequeña contribución de ozono, la cual es del mismo orden de magnitud que el generado por procesos naturales.
  • En instalaciones monopolares con retorno por tierra, el campo magnético puede modificar la lectura de una brújula en las proximidades de la línea, lo cual se puede solucionar instalando un retorno metálico. Por otra parte, un retorno por tierra pueden inducir una corriente en tubierías o conductores metálicos que se encuentren cerca de las estaciones de conversión, lo cual puede producir la oxidación o corrosión de estos elementos. Esto último es la principal razón por la cual el retorno por tierra puede estar restringida a solamenta algunas horas de uso.

Los costos de las instalaciones son en general las variables más importantes a la hora de escoger una tecnología u otra. Para esto, es usual tomar en cuenta los costos director de una instalación (línea, estaciones conversoras, transformadores, etc) y los costos indirectos (pérdidas capitalizadas de la línea). En general, en los sistemas HVDC los costos directos son mayores a los costos que se incurren en HVAC, en especial los costos de las estaciones conversoras y los transformadores. Esto se ve compensado con los menores costos de la tecnología HVDC en las líenas de transmisión (líneas y las torres) y en las pérdidas capitalizadas.

Se puede apreciar en la figura mostrada que existe una distancia mínima donde comienza a ser económicamente conveniente utilizar un sistemas de transmisión HVDC, esto debido, principalmente, a que más allá de esta distancia las pérdidas producidas en corriente alterna comienzan a ser importantes, con un valor aprocimado del 50% del costo total del sistema de transmisión. Para líneas aéreas, la distancia de quiebre va en el rango de 500 a 800 km, lo que depende de varios factores como, por ejemplo, los costos específicos de los distintos componentes del sistema, tasas de interés de cada proyecto, costos de las pérdidas, costos de la franja de servidumbre, etc. En el caso de cables la distancia es de 40 km o más.

Debo acotar que con el desarrollo de tecnologías en electrónica de potencia, estas distancias se van cada vez más reduciendo, no sólo por la cuestión económica sino las otras ventajas que tienen las HVDC

 


  • Los parámetros capacitivos e inductivos de las líneas y cables en una transmisión AC establecen límites en cuanto al largo del enlace o en la capacidad de transmisión que pueda tener. Estas limitaciones son particularmente importante al utilizar cables si es que se desea un sistema de transmisión subterráneo o bajo el mar, esto debido a que los cables son en general fuente de reactivos, lo que se acrecienta al aumentar su largo o el voltaje del sistema. Por el contrario, en la tecnología HVDC no existen tales limitaciones ya que estos sistemas no se encuentran afectados por la inductancia o capacitancia de las líneas o cables.
  • Un sistema HVDC permite la conexión entre dos sistemas de distinta frecuencia (o fase) o redes diferentes, las cuales estan no sincronizadas por distintos motivos. Esto es imposible de realizar utilizando la transmisión clásica en corriente alterna debido, po ejemplo, a la inestabilidad que se produciría en los sistemas, a niveles de cortocircuito muy elevados o a que se podrían producir flujos de potencia no deseados.
  • La tecnología HVDC entrega una gran ventaja con respecto a la HVAC en cuanto a la posibilidad de poder controlar rápida y de forma seguda la potencia reactiva entregada a un sistema.