tesis aadc

8/17/2019 Tesis AADC

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INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL

ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA

DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

ESTUDIO DE FLUJOS DE CARGA ENSISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA

CON ENLACES HVDC

TESIS

QUE PARA OBTENER EL TÍTULO DE INGENIERO

ELÉCTRICISTA PRESENTA:

Andrés Augusto Damián Calderón

ASESORES:

Dr. Daniel Olgúın Salinas

M. en C. Maŕıa Concepción Ort́ız Villanueva

México, D.F. Marzo 2015


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RESUMEN

El estudio de flujos de carga es de gran importancia en la planeacíon y diseño de la expansión

futura de los sistemas eléctricos de potencia y particularmente en el análisis para definir las

interconexiones, ésta ultima es una actividad prioritaria en el proceso de planificacíon del

sistema de enerǵıa y que también permite mejorar la seguridad operativa del sistema resul-tante. El inteŕes en la transmisión de Alta Tensión en Corriente Continua (HVDC, por sus

siglas en inglés) consiste en las múltiples ventajas que ofrece, como la capacidad de contro-

lar la potencia transmitida rápidamente y de forma continua, conectar sistemas eléctricos a

diferentes frecuencias y/o niveles de tensión, entre otras. Por lo anterior, es necesario estu-

diar el funcionamiento y operación de los enlaces HVDC, aśı como el comportamiento de los

sistemas eléctricos de potencia con este tipo de enlaces.

En este trabajo se describen los componentes principales de los sistemas HVDC, sus carac-

teŕısticas más importantes y sus tipos de conexión, aśı como el funcionamiento de los enlaces

con Convertidores de Fuente de Corriente (CSC, por sus siglas en inglés) y Convertidores de

Fuente de Voltaje (VSC, por sus siglas en inglés) y su principio básico de control. Además se

implementan los modelos en estado estacionario de los enlaces HVDC en el estudio de flujos

de carga de CA-CD con diferentes sistemas de prueba, utilizando el programa de simulación

de sistemas de potencia (PSS/E R) y comparando los resultados contra la herramienta desolución de sistemas de potencia (PST). Se usa el caso de estudio Sistema Anderson, donde

se resuelve bajo esquemas de enlaces HVDC con convertidores CSC y VSC, se analizan y

comparan los resultados obtenidos contra las referencias. El otro caso de estudio es la in-

terconexión entre el Sistema Interconectado Nacional (SIN) y el sistema Baja California Sur

(BCS), el cual consiste en un enlace submarino con tecnoloǵıa HVDC VSC con una poten-

cia de env́ıo de 300 MW, éste es uno de los dos proyectos en HVDC que tiene previsto la

Comisión Federal de Electricidad (CFE) en el páıs.

iv


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DEDICATORIA

A MIS PADRES

IRMA CALDERÓN ÁLVAREZ

Y

GERONIMO DAMIÁN CARRILLO

Por su inmenso amor y comprensión a lo largo de mi vida,

por confiar en mi y ser los mejores ejemplos de vida,

esperando corresponder de alguna forma todo su esfuerzo y apoyo.

v


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CONTENIDO

RESUMEN iv

DEDICATORIA v

AGRADECIMIENTOS vi

CONTENIDO vii

LISTA DE TABLAS xi

LISTA DE FIGURAS xii

GLOSARIO xiv

1 INTRODUCCIÓN 1

1.1 INTRODUCCIÓN . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1

1.2 OBJETIVOS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2

1.2.1 OBJETIVO GENERAL . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2

1.2.2 OBJETIVOS PARTICULARES . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2

1.3 JUSTIFICACIÓN . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2

1.4 ESTADO DEL ARTE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4

1.5 LIMITACIONES Y ALCANCES . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 81.6 ARTÍCULOS PUBLICADOS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9

1.7 ESTRUCTURA DE LA TESIS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9

2 CARACTEŔISTICAS DE LOS SISTEMAS HVDC 11

2.1 INTRODUCCIÓN . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11

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Estudio de flujos de carga en sistemas

eléctricos de potencia con enlaces HVDC

2.2 CONFIGURACIONES Y COMPONENTES DE LOS SISTEMAS HVDC . . . 12

2.2.1 TIPOS DE CONEXIÓN DE LOS SISTEMAS HVDC . . . . . . . . . . 12

2.2.2 CONFIGURACIONES DE LOS SISTEMAS HVDC . . . . . . . . . . . 13

2.2.3 COMPONENTES DE UN SISTEMA HVDC . . . . . . . . . . . . . . 14

2.3 SISTEMAS HVDC CON CONVERTIDORES DE FUENTE DE CORRIENTE 18

2.3.1 EL TIRISTOR . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18

2.3.2 FUNCIONAMIENTO DEL CONVERTIDOR DE SEIS

PULSOS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19

2.3.3 OPERACIÓN DEL RECTIFICADOR . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23

2.3.4 OPERACIÓN DEL INVERSOR . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26

2.4 SISTEMAS HVDC CON CONVERTIDORES DE FUENTE DE VOLTAJE . 28

2.4.1 EL IGBT . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29

2.4.2 FUNCIONAMIENTO DEL CONVERTIDOR VSC . . . . . . . . . . . 30

2.4.3 COMPONENTES DE POTENCIA Y CORRIENTE EN EL CON-

VERTIDOR VSC . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 32

3 CONTROL DE LOS SISTEMAS HVDC 35

3.1 INTRODUCCIÓN . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35

3.2 PRINCIPIO BÁSICO DE CONTROL DEL

ENLACE HVDC CSC . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 363.2.1 CONTROL DE CORRIENTE CONSTANTE . . . . . . . . . . . . . . 38

3.2.2 CONTROL DE POTENCIA CONSTANTE . . . . . . . . . . . . . . . 39

3.3 CONMUTACIÓN POR MODULACIÓN DE ANCHO DE PULSOS . . . . . . 40

3.3.1 PWM SENOIDAL . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41

3.3.2 PWM SENOIDAL MÁS TERCER ARMÓNICO . . . . . . . . . . . . 42

3.3.3 CONMUTACIÓN CON PWM . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43

3.4 PRINCIPIO DE FUNCIONAMIENTO DEL

ENLACE HVDC VSC . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 44

3.5 CONTROL DEL ENLACE HVDC VSC . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 45

4 MODELADO EN ESTADO ESTACIONARIO DE UN ENLACE HVDC

EN UN SEP 47

4.1 INTRODUCCIÓN . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 47

viii


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CONTENIDO

4.2 ESTUDIO DE FLUJOS DE CARGA EN SISTEMAS DE CA . . . . . . . . . 48

4.2.1 EL PROBLEMA DE FLUJOS DE CARGA . . . . . . . . . . . . . . . 49

4.2.2 El MÉTODO DE NEWTON-RAPHSON . . . . . . . . . . . . . . . . . 51

4.2.3 MÉTODOS DE SOLUCIÓN DE ESTUDIOS DE FLUJOS DE CARGA

EN SISTEMAS CA-CD . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 53

4.3 MODELADO DEL ENLACE HVDC CSC . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 55

4.3.1 MODELO DEL CONVERTIDOR OPERANDO

COMO RECTIFICADOR . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 56

4.3.2 MODELO DEL CONVERTIDOR OPERANDO

COMO INVERSOR . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 58

4.4 MODELADO DEL ENLACE HVDC VSC . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 58

4.5 COMPENSACIÓN DE POTENCIA REACTIVA EN UN SEP . . . . . . . . . 61

4.5.1 COMPENSACIÓN DE POTENCIA REACTIVA MEDIANTE MÁQUINAS

SÍNCRONAS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 61

4.5.2 COMPENSACIÓN DE POTENCIA REACTIVA MEDIANTE CEV´S 62

4.5.3 COMPENSACIÓN DE POTENCIA REACTIVA MEDIANTE BAN-

COS DE CAPACITORES . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 62

5 SIMULACIÓN Y ANÁLISIS DE RESULTADOS 63

5.1 INTRODUCCIÓN . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 63

5.2 DESCRIPCIÓN DE LAS PRUEBAS REALIZADAS . . . . . . . . . . . . . . 64

5.3 CASO DE ESTUDIO SISTEMA ANDERSON . . . . . . . . . . . . . . . . . . 65

5.3.1 SISTEMA ELÉCTRICO DE POTENCIA ANDERSON CON ENLACE

HVDC CSC . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 65

5.3.2 SISTEMA ELÉCTRICO DE POTENCIA ANDERSON CON ENLACE

HVDC VSC . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 70

5.3.3 AN´ALISIS DE LOS RESULTADOS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 73

5.4 SISTEMA DE PRUEBA BCS-SIN . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 74

5.4.1 ANÁLISIS DE LOS RESULTADOS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 80

6 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 81

6.1 CONCLUSIONES GENERALES . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 81

ix


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6.1.1 RECOMENDACIONES Y SUGERENCIAS PARA

TRABAJOS FUTUROS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 82

REFERENCIAS 84

A HERRAMIENTAS DE SOLUCIÓN UTILIZADAS 87

A.1 PSS/E R . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 87A.1.1 CONSTRUCCIÓN DE BASE DE DATOS PARA EL MÓDULO DE

FLUJOS DE CARGA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 87

A.2 PST . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 93

A.2.1 CONSTRUCCIÓN DE BASE DE DATOS PARA EL MÓDULO DE

FLUJOS DE CARGA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 94

B PARÁMETROS DE LOS SISTEMAS DE PRUEBA 97

B.1 SISTEMA DE PRUEBA ANDERSON . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 97

B.2 SISTEMA DE PRUEBA BCS-SIN . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 98

x


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LISTA DE TABLAS

4.1 Convención del equilibrio de potencias en el nodo i[26] . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51

5.1 Caracterı́sticas del enlace HVDC CSC [30] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 65

5.2 Resultados de flujos de cargas CA [6, 30] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 665.3 Caracterı́sticas del enlace HVDC CSC . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 67

5.4 Resultados de flujos de carga CA-CD con PSS/E R . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 675.5 Caracterı́sticas del enlace HVDC CSC . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 69

5.6 Resultados de flujos de carga CA-CD con PST . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 69

5.7 Resultados de flujos de cargas CA-CD con PSS/E R . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 715.8 Resultados del enlace HVDC VSC con PSS/E R . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 725.9 Caracterı́sticas del cable submarino propuesto [3, 31] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 75

5.10 Resultados de flujos de carga de CA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 75

5.11 Datos del enlace HVDC VSC . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 77

5.12 Resultados de flujos de carga de CA-CD . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 77

5.13 Resultados del enlace HVDC VSC . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 78

B.1 Cargas del sistema de prueba Anderson [30] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 97

B.2 Ĺıneas de transmisión del sistema de prueba Anderson [30] . . . . . . . . . . . . . . . . 97

B.3 Transformadores del sistema de prueba Anderson [30] . . . . . . . . . . . . . . . . . . 98

B.4 Cargas del sistema de prueba BCS-SIN [11, 9] . . . . . . . . . . . . . . . . . . 98

B.5 Ĺıneas de transmisión del sistema de prueba BCS-SIN [11, 9] . . . . . . . . . . 99B.6 Transformadores del sistema de prueba BCS-SIN [11, 9] . . . . . . . . . . . . . 102

xi


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LISTA DE FIGURAS

2.1 Componentes de un sistema HVDC [19] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14

2.2 Śımbolo y estructura del tiristor [25] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18

2.3 Configuración del puente trifásico (Graetz) [16] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20

2.4 Formas de onda del convertidor de seis pulsos [16] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21

2.5 Forma de onda para el proceso de conmutacíon [30] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22

2.6 Operación t́ıpica del rectificador de seis pulsos: (a) voltajes postivos y negativos con respecto

al neutro del transformador; (b) voltaje V d del puente y cruce del voltaje de la válvula 1;

(c) y (d) corrientes de las válvulas i1 a i6; (e) corriente de CA de la fase a [16] . . . . . . . 25

2.7 Operación tı́pica del inversor de seis pulsos:(a) voltajes positivos y negativos con respecto

al neutro del transformador; (b) cruce del voltaje de la válvula 1 y el voltaje directo del

puente V d; (c), (d) corrientes en las válvulas i1 a i6; (e) corriente de CA de ca de la fase a [16] 27

2.8 Śımbolo del IGBT [26] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29

2.9 Convertidor trifásico de onda completa a base de IGBT’s [26] . . . . . . . . . . . . . . . 30

2.10 Formas de onda de voltaje CA de un convertidor VSC [16] . . . . . . . . . . . . . . . . 31

2.11 Vectores de potencia de un convertidor en el plano P-Q. [26] . . . . . . . . . . . . . . . 33

3.1 Representación del enlace HVDC CSC [30] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36

3.2 Caracteŕısticas ideales del estado estacionario V-I [19, 30] . . . . . . . . . . . . . . . . 38

3.3 Caracteŕısticas reales del estado estacionario V-I [19, 30] . . . . . . . . . . . . . . . . . 39

3.4 Principio de operación del PWM [16] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41

3.5 Conmutación de convertidores con PWM [8] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43

3.6 Representación del enlace HVDC VSC [26]. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 44

3.7 Representación fasorial de la operación del enlace HVDC VSC. (a) Rectificador, (b) Inversor. 45

4.1 Convención del equilibrio de potencias en el nodo i[26] . . . . . . . . . . . . . . . . . . 48

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LISTA DE FIGURAS

4.2 Diagrama de flujo del método secuencial para estudio de flujos de carga [26] . . . . . . . . 54

4.3 Representación del enlace HVDC CSC (los ángulos están referidos al sistema de CA) [26] . 56

4.4 Relación entre el ángulo de encendido y los desplazamientos de fase: (a) α = 0◦ y (b)

α = 30◦ [26] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 574.5 Representación del enlace HVDC VSC con sus variables de operación [26]. . . . . . . . . 59

4.6 Circuito equivalente de un enlace HVDC VSC [26]. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 59

5.1 Resultados de flujos de carga de CA-CD del Sistema Anderson considerando un enlace

HVDC CSC . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 68

5.2 Magnitudes y Ángulos de los Voltajes Nodales del SEP Anderson . . . . . . . . . . . . . 70

5.3 Resultados del sistema Anderson considerando un enlace HVDC VSC . . . . . . . . . . . 72

5.4 Representación esquemática de la interconexión BCS-SIN mediante un enlace submarino de

tecnoloǵıa HVDC VSC . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 74

5.5 Resultados del estudio de flujos de carga en la interconexión BCS-SIN . . . . . . . . . . 79

5.6 Resultados de flujos de carga CA-CD de la interconexión SIN-BCS considerando un enlace

HVDC VSC . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 80

A.1 Arreglo de nodos indicando los datos de entrada para el PST . . . . . . . . . . . . . . . 94

A.2 Arreglo de lineas indicando los datos de entrada para el PST . . . . . . . . . . . . . . . 95

A.3 Arreglo lı́neas de CD indicando los datos de entrada para el PST . . . . . . . . . . . . . 95

A.4 Arreglo lı́neas de CD indicando los datos de entrada para el PST . . . . . . . . . . . . . 96

xiii


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GLOSARIO

Parámetros

a Relación de transformación.

A Amplitud máxima de la señal moduladora.

α Ángulo de disparo en el rectificador.

β Ángulo de avance en el inversor.

γ Ángulo de extinción en el inversor.

µ Ángulo de conmutación.

ηb Número de grupos de válvulas conectados en serie.

X x Reactancia de conmutación.

X ci Reactancia del transformador inversor en el convertidor a base de tiristores.

X cr Reactancia del transformador rectificador en el convertidor a base de tiristores.

ic Corriente de conmutación.

I d Corriente de CD del convertidor.

I rms Magnitud de la forma de onda de la corriente de CA.

V term Voltaje de conmutación r.m.s. de fase a fase.

V d Voltaje de CD del convertidor.

V d0r Voltaje de CD en el rectificador del convertidor a base de tiristores.

xiv


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GLOSARIO

V d0i Voltaje de CD en el inversor del convertidor a base de tiristores.

P d Potencia de CD.

RL Resistencia de la ĺınea de CD.

V c0 Voltaje máximo promedio de CD.

M a Relación de modulación.

M f Índice de modulación.

V j Magnitud del voltaje nodal donde se conecta el rectificador a base de IGBT.

θ j Ángulo de fase del voltaje nodal donde se conecta el rectificador a base de IGBT.

X C 1 Reactancia del transformador que conecta al rectificador a base de IGBT con el

sistema de CA.

BC 1 Suceptancia del transformador que conecta al rectificador a base de IGBT con el

sistema de CA.

V C 1 Magnitud del voltaje de CA en el rectificador a base de IGBT.

δ C 1 Ángulo de fase del voltaje de CA en el rectificador a base de IGBT.

V CD1 Voltaje de CD en el rectificador a base de IGBT.

RCD Resistencia del conductor del enlace HVDC VSC.

I CD1 Corriente de CD en el rectificador a base de IGBT.

P C 1 Potencia activa a través del rectificador a base de IGBT.

QCD1 Potencia reactiva consumida o generada en el rectificador a base de IGBT.

M C 1 Factor de modulación en el rectificador a base de IGBT.

V k Magnitud del voltaje nodal donde se conecta el inversor a base de IGBT.

θk Ángulo de fase del voltaje nodal donde se conecta el inversor a base de IGBT.

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X C 2 Reactancia del transformador que conecta al inversor a base de IGBT con el

sistema de CA.

BC 2 Suceptancia del transformador que conecta al inversor a base de IGBT con el

sistema de CA.

V C 2 Magnitud del voltaje de CA en el inversor a base de IGBT.

δ C 2 Ángulo de fase del voltaje de CA en el inversor a base de IGBT.

V CD2 Voltaje de CD en el inversor a base de IGBT.

I CD2 Corriente de CD en el inversor a base de IGBT.

M C 2 Factor de modulación en el inversor a base de IGBT.

P C 2 Potencia activa a través del inversor a base de IGBT.

QCD2 Potencia reactiva consumida o generada en el inversor a base de IGBT.

Abreviaturas

CA Corriente alterna.

CD Corriente directa.

HVDC Alta tensión en corriente directa.

CSC Convertidor de fuente de corriente.

VSC Convertidor de fuente de voltaje.

PWM Modulación de ancho de pulso.

IGBT Transistores bipolares de puerta aislada.

PSS/E R Programa de simulación de sistemas de potencia.

PST Herramienta de solución de sistemas de potencia.

xvi


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CAPÍTULO 1

INTRODUCCIÓN

1.1 INTRODUCCIÓN

La necesidad de interconectar sistemas eléctricos de potencia ya sea por razones técnicas

o económicas exige soluciones reales, los avances tecnológicos ofrecen alternativas tanto en

Corriente Alterna (CA) como en Corriente Directa (CD). Para el caso de los sistemas de

CD, estos avances se ven reflejados en la calidad de los conductores y en el desarrollo de la

electrónica de potencia. Para elegir la solucíon más adecuada entre las tecnoloǵıas de CA

o CD, se tienen que tomar en cuenta factores como la distancia de la interconexión, si será

aéreo, subterráneo o submarino, la cantidad de potencia que se transmitirá, impactos ambi-

entales, entre otros. La mayor parte de la enerǵıa eléctrica generada de un sistema eléctrico

de potencia aśı como su comercialización en los centros de consumo, es en CA, por lo tanto la

solución natural a una interconexión entre sistemas seŕıa en CA, sin embargo las caracterı́s-

ticas técnicas de la tecnologı́a HVDC dan una solución real a los problemas técnicos de las

lineas de transmisión de CA, problemas como sistemas con diferentes frecuencias, pérdidas

por efectos de largas distancias, impacto ambiental, control sobre la potencia transmitida,

por nombrar algunos [5].

Al realizar las interconexiones de los sistemas de CA mediante enlaces de CD da como re-

sultado un nuevo sistema. El nuevo sistema resultante presenta un comportamiento diferente

en varios aspectos a aquel que tendŕıa el sistema original sin el enlace de CD.

1


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1.2 OBJETIVOS

1.2.1 OBJETIVO GENERAL

Estudiar y representar el modelo de una ĺınea de tecnoloǵıa HVDC en el estudio de flujos de

carga en sistemas eléctricos de potencia CA-CD, empleando el método de Newton-Raphson

para la solución de los sistemas de CA-CD.

1.2.2 OBJETIVOS PARTICULARES

• Emplear el software comercial Power System Simulator for Engineering (PSS/E R) parasimular los sistemas de CA-CD [28].

• Comparar los resultados obtenidos contra la herramienta Power System Tolbox (PST)desarrollado en Matlab [12].

1.3 JUSTIFICACIÓN

La seguridad operativa del Sistema Eléctrico de Potencia (SEP) depende en gran medida de

las interconexiones que lo conforman, estas además de representar la posibilidad de un sum-

inistro alterno en condiciones de emergencia disminuyen los costos de operación del sistema

resultante. Debido al crecimiento de los sistemas eléctricos de potencia en todo el mundo,

aśı como la necesidad de interconectarse entre diferentes páıses, pocos sistemas eléctricos

de potencia escapan al efecto de la tecnoloǵıa de HVDC tanto en la planeación como en la

operación del sistema. Tal es el caso de la red interconectada de México. El inteŕes en los

sistemas de HVDC consiste en las múltiples ventajas que ofrecen, una de ellas es la capacidad

de controlar la potencia transmitida rápidamente y de forma continua, por lo tanto, tienen

un alto impacto sobre la operación y estabilidad de las redes de enerǵıa de CA asociadas.

Actualmente, México cuenta con 2 proyectos de interconexión en HVDC [9, 19]:

• Sistema Interconectado Nacional-Baja California. La interconexión se ha pro-gramado para 2015, la primera etapa con 300 MW de capacidad de intercambio. La

segunda estará en función de la tendencia de crecimiento en la demanda en ambos sis-

temas. Sistema aśıncrono (HVDC clásica) de 400 kV y una longitud de 650 km. Esta

interconexión nace de la necesidad de reducir el precio de las tarifas, de manera que el

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Capı́tulo 1: Introducci´ on

costo de la enerǵıa sea más homogéneo en todo el territorio nacional. Los ahorros en

inversión se obtienen a causa de la diversidad de los patrones de carga, por lo que la in-

terconexión equivale a una planta generadora, y permite diferir proyectos de generación.

El trazo de la ĺınea de transmisión que enlazará ambos sistemas cruzará parte de lareserva de la biosfera del Pinacate, zona protegida por su gran diversidad biol ógica, por

lo que deberá considerarse el impacto ambiental del proyecto [9].

• Sistema Interconectado Nacional-Baja California Sur. Programado para 2018.El Instituto de Investigaciones Eléctricas (IIE) realizó un estudio batimétrico con-

siderando los criterios técnicos especificados por la Comisión Federal de Electricidad

(CFE) para la obtención de la ruta idónea; con base en los datos interpretados, la ruta

Bahı́a Kino-Infiernito presentó las mejores caracteŕısticas en cuanto a profundidad y

distancia marina, por tanto fue la seleccionada para la posible instalación del cable

submarino.

Por las condiciones en las cuales se pretende llevar a cabo la interconexi ón del cable

submarino, el bajo nivel de corto circuito en el punto de interconexión del sistema de

Baja California Sur (BCS) y la longitud de las ĺıneas de transmisión en CA requeridas en

ambos sistemas, se requiere que la interconexión se realice en CD mediante estaciones

convertidoras de fuente de voltaje. Los puntos de interconexíon donde se instalaránlas estaciones convertidoras del tipo HVDC con tecnoloǵıa VSC son Bah́ıa Kino en el

área Noroeste del Sistema Interconectado Nacional (SIN) e Infiernito en la zona Santa

Rosaĺıa (SR) en el sistema BCS. La interconexión se ha propuesto realizarla mediante

un cable submarino de 85 km en una configuración monopolar simétrica. Respecto

al cable submarino por utilizar en la interconexión, se ha considerado un conductor

diseñado para soportar una profundidad marina máxima de 700 metros [9].

El reto de hoy en la transmisión de enerǵıa exige soluciones técnicas y efectivas. La

tecnoloǵıa de los sistemas de HVDC es la solución adecuada para una transmisión de energı́a

económica sobre largas distancias y un método confiable para conectar redes aśıncronas de

diferentes frecuencias. Con esto, la transmisión de enerǵıa HDVC es la única alternativa real

a la tecnoloǵıa CA.

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1.4 ESTADO DEL ARTE

En la Historia de la industria eléctrica la primera vez que se generó electricidad comercial-

mente (Thomas Alva Edison) fue corriente directa y por lo tanto, los primeros sistemas de

transmisión tambíen eran de directa. Sin embargo, la enerǵıa que proporcionaban los sis-

temas DC no podı́a ser transmitida a largas distancias, lo que provocó el crecimiento de la

tecnoloǵıa de corriente alterna. Con el desarrollo de las válvulas de alto voltaje fue de nuevo

posible transmitir corriente continua a altos voltajes y a largas distancias, esto fue el inicio

del desarrollo de los sistemas de transporte HVDC, una mejora sensible se produjo en los

años 70´s cuando aparecieron los tiristores. Actualmente novedosas tecnoloǵıas están siendo

utilizadas [4].

Utilizando la tecnoloǵıa existente en la época (diodo en 1904, triodo en 1906 y tubo de

vaćıo en 1910), en 1929 se inició el desarrollo de las válvulas de arco de mercurio en los

procesos de transmisión y conversión de enerǵıa eléctrica para altas tensiones y potencias.

El principal problema durante estos años era el desarrollo de válvulas que fuesen fiables y

económicas y que pudiesen convertir corriente alterna de alto voltaje en corriente continua y

viceversa. La primer transmisión comercial fué el enlace Gotland (1954). Antes de este hecho,

una central de prueba fue construida en 1945 entre el ministerio sueco de enerǵıa y la ASEA

(Allm ̈ anna Svenska Elektriska Aktiebolaget ). Se trataba de una ĺınea de 50 km que era usada

para pruebas. Fue en 1950 cuando el ministerio Sueco llegó a un acuerdo con ASEA para la

construcción de la que llegaŕıa a convertirse en la primera ĺınea comercial para transporte de

enerǵıa en continua. El enlace Gotland uniŕıa la isla de Gotland con Suecia. No fue hasta

1953 cuando se resolvieron los problemas concretos que presentaba el diseño de las válvulas

de arco de mercurio. El enlace Gotland comenzó entonces, ya 1954, a transmitir enerǵıa con

una potencia de 20 MW, 200 A y 100 kV, era una técnica prácticamente desconocida en

cualquier parte del mundo, el enlace fué submarino, utilizó las válvulas de arco de mercurio

con una distancia del enlace de 90 Km [2, 4].

Los proyectos más destacados en los que se utilizó la tecnologı́a de válvulas de arco de

mercurio son:

• Interconexión Canal de la Mancha. Iniciaron las pruebas a finales de 1961. Interconectala red inglesa a 275 kV con la francesa a 220 kV. Potencia 160 MW, con tensión de

servicio ± 100 kV. Longitud de la canalización submarina (Dungeness-de Portel) 48 km,a la que hay que agregar un total de 16 km de ĺıneas aéreas en los extremos. A finales

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de 1974 se habrá sustituido un puente con válvulas de vapor de mercurio por otro a

base de tiristores [23].

• Interconexión Konti-Skan (Dinamarca-Suecia). Enlaza Aalborg (150 kV) con Goteborg

(400 kV). Puesta en servicio en agosto de 1965, con una longitud total de 191 km:

75 km submarinos, 12 km subterraneos y 104 km en tres tramos de ĺınea aérea. Potencia

nominal de 500 MW, a base de 1 000 A, con tensi ón de ± 250 kV abb/actualidad.• Conversiones de frecuencia de Sakuma (Japón). Se trata de un acoplamiento entre

dos sistemas de CA a 50 Hz y 60 Hz respectivamente. Con una tensión de servicio

de ± 125 kV, 1 200 A, 300 MW. No existe ĺınea, se realiza a base de dos puentesde rectificación en cada terminal. El éxito de estos primeros proyectos despertó gran

inteŕes en todo el mundo, durante los siguientes años se desarrollaron varios enlaces

de HVDC: el enlace de Nueva Zelanda entre las islas del sur y del norte, el enlace

Italia-Cerdeña y el enlace de la Isla de Vancouver, en Canadá [23].

• El mayor enlace de transmisión de HVDC de válvulas de vapor de mercurio construi-do fue la Interconexión del Paćıfico, en EE UU. Este proyecto, realizado por ABB

conjuntamente con General Electric, comenzó a operar en 1970. Originalmente puesta

en servicio para 1 440 MW, más tarde se aumentó su potencia hasta 1 600 MW a

± 400 kV; su terminal norte está ubicada en The Dalles (Oregón) y su terminal sur enSylmar, en el extremo norte de la dársena de Los Ángeles [1].

La aparición de los tiristores en los años 70 marcará de nuevo la historia de HVDC.

En la primavera de 1967 una de las válvulas de arco de mercurio del enlace Gotland fue

remplazada por un tiristor, fue la primera vez que se usaba un tiristor con efectos comerciales;

se utilizaron 180 tiristores en serie. Un año más tarde, en la interconexión Cahora Bassa-

Apollo se conectaron 280 tiristores en serie, batiendo 4 récords del mundo: mayor tensión

(533 kV), mayor potencia (1 920 MW), mayor longitud (1 420 km) y el primero que instalaba

las válvulas en intemperie. En 1984 se puso en funcionamiento el enlace de HVDC en Itaipu,

Brazil. Fué por más de 20 años el más grande enlace HVDC del mundo, con un voltaje de± 600 kV, una capacidad de 6 300 MW. Consiste en dos ĺıneas de transmisión bipolares deHVDC a 50 Hz, con una distancia de mas de 1 500 km proporciona enerǵıa a la ciudad de

Sao Paulo [13, 20].

Los tiristores han hecho posible simplificar las centrales convertidoras, y por tanto, se

usaron a partir de este momento de forma generalizada. En 1999 de nuevo el enlace Gotland

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aparece en la historia de HVDC, esta vez por la instalación del primer sistema VSC para

transporte de enerǵıa. Los convertidores tradicionales se basaban en conmutación de ĺınea

o de fase, estos nuevos convertidores utilizan Modulación de Ancho de Pulso (PWM) junto

con dispositivos de alta frecuencia, como el Transitor Bipolar de Puerta Aislada (IGBT),consiguiendo mejoras considerables en diversos aspectos de funcionamiento.

En el año 2008 se pone en operación en enlace submarino de mayor longitud, con 580 km,

700 MW, ±450 kV, conectando las redes de Noruega y los Páıses Bajos. La interconexíonentre Xiangjiaba y Shanghai, en Julio de 2010, es el primer enlace comercial de Ultra Alto

Voltaje en Corriente Directa (UHVDC). ABB fué proveedor de gran parte de la tecnoloǵıa

empleada, el proyecto fué completado en 30 meses. Con un voltaje de ±800 kV, una capacidadnominal de 6 400 MW y 1980 km de longitud, es 33% mayor el voltaje de operaci ón que el

de la interconexión de Itaipu, en Brazil considerada como la de mayor voltaje de operación.Dos años después se pone en operación el enlace Jinping-Sunan, una vez más China emplea

esta tecnoloǵıa a ±800 kV, con una capacidad de 7 200 MW y 2059 km de longitud [13].México actualmente tiene en operación una conexión aśıncrona con nivel de tensión de

138 kV, trabajando en operación permanente. Tiene el propósito de realizar intercambios de

engŕıa eléctrica para asistencia en emergencia. Cuenta con una capacidad de 36 MW, utiliza

la tecnoloǵıa HVDC light instalado en la subestación Eagle Pass- Piedras Negras. También

cuenta con el enlace CFE-Sharyland, el cual emplea un sistema BtB (Back-to-Back) de 138 kV

y una capacidad de 150 MW, instalado en la subestación Railroad en Estados Unidos [9].Los proyectos de interconexión en HVDC dentro del territorio nacional, SIN-Baja Califor-

nia (2015) y la interconexión SIN-Baja California Sur (2018) surgen a causa de las ventajas

de estos sistemas, en concreto, los beneficios más sobresalientes en estas interconexiones son:

cada terminal tiene un control continuo de la potencia activa y reactiva en forma indepen-

diente, respuesta rápida a cáıdas de voltaje y mejoras en la calidad de voltaje de las cargas

cercanas, responde favorablemente a las contingencias de pérdida de generación o carga,

modifica rápidamente el flujo de potencia a través del enlace de interconexión y reduce el

desbalance en la red. La combinacíon del control de la potencia activa y reactiva en cadaterminal es similar a un generador virtual en cada punto de entrega de potencia. Esto reduce

el costo de infraestructura para soporte de voltaje [9].

La posibilidad de convertir el Sistema Eléctrico Nacional (SEN) en el SIN garantiza un

una respuesta positiva en casos de emergencia, aśı como la reducción de las tarifas y la

capacidad de reducir el desbalance en la red que ocasionan las horas pico y las diferentes

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estaciones del año. La tecnoloǵıa HVDC se encuentra en constante evolución, ya sea por la

electrónica de potencia o por la calidad de los cables. Las soluciones que ofrecen las ĺıneas

de HVDC son más apreciables en proyectos de larga distancia y donde se considere un gran

flujo de potencia, con esto, la tecnologı́a HVDC es una alternativa real y latente.La primera investigación de la HVDC en el mundo, se dió en el año de 1881 por Marcel

Deprez, quien publicó la primera teoŕıa de la HVDC en la transmisión de potencia. Además

con lo investigado puso la teoŕıa en práctica y para el año de 1882, transmitió 1.5 kW a 2 kV

bajo una distancia de 56 kilómetros. En 1930 se instalaron plantas de investigación en USA

y Suecia, donde el Dr. Uno Lamm, considerado como el padre de la HVDC, se convirtió en

el máximo responsable de la investigación y el desarrollo de esta tecnoloǵıa, con el desarrollo

de las válvulas de mercurio. A partir de entonces, múltiples investigadores trabajaron en

paralelo en el estudio y desarrollo de este tipo de sistemas [30].En México, en 1974 se dieron los primeros intentos por introducir la tecnoloǵıa de trans-

misión en HVDC, uno de los pioneros en esta investigación es el Dr. Alfredo Nava Segura

quien desarrolló estudios en la Sección de Estudios de Posgrado e Investigación (SEPI-ESIME

Zacatenco), donde:

• En 2007, se retoman los trabajos de investigación esta vez a cargo de Ma. ConcepciónOrt́ız Villanueva, quien en su trabajo describe el funcionamiento de los puentes con-

vertidores y demás componentes de un enlace de HVDC a base de tiristores. También

se muestran en detalle los arreglos y el tipo de control aplicado en las lı́neas de HVDC

conmutadas de forma natural. Finalmente, se implementaron los modelos de la ĺınea

de CD para el estudio de flujos de potencia en un programa de simulacíon comercial

[30].

• En 2008, se realizaron estudios a cargo de Christian Daniel Esperilla Villanueva, quienen su trabajo desarrolla el análisis de estabilidad ante pequeños disturbios considerando

la influencia de un enlace de HVDC (a base de tiristores). El análisis aqúı descrito se

realiza empleando un programa de simulación comercial a sistemas de prueba descritosen el desarrollo de este trabajo. Y en el mismo año, Guillermo Fernando Baltazar

Hernández proporciona la implementación de un modelo dinámico aproximado de la

ĺınea de CD conmutada naturalmente para estudios de estabilidad transitoria, en un

programa de simulación comercial. También se describen las ventajas de utilizar enlaces

de HVDC en la planeación y operación de un sistema de potencia [29, 14].

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• En 2011, Jośe Luis Valenzuela Salazar describe de en su trabajo forma detallada losmétodos de solución de los sistemas CA-CD, el funcionamiento y los modelos de es-

tado estacionario de las ĺıneas de transmisión VSC de HVDC. Implementa un nuevo

algoritmo secuencial, propuesto en ese mismo año por J. Arrillga, Y. H. Liu y N. R.Watson. para incluir el efecto de las ĺıneas conmutadas naturalmente en sistemas de

potencia de CA [26].

1.5 LIMITACIONES Y ALCANCES

En este trabajo se estudian los modelos en estado estacionario de los enlaces HVDC CSC (a

base de tiristores) y VSC (a base de IGBT’s).

Limitaciones

• Los modelos de los enlaces HVDC CSC y VSC se consideran monopolares, sin contem-plar los enlaces bipolares y homopolares.

• Las simulaciones realizadas en ambos casos de prueba, sólo contemplan un solo tipo decontrol.

• Los sistemas utilizados en la simulación del segundo caso de prueba (interconexión

BCS-SIN), son hipotéticos y obtenidos de las referencias.

Alcances

• Los modelos desarrollados permiten representar un enlace de CD para propósitos deestudios de flujos de carga en los SEP´s de prueba de CA.

• Las simulaciones realizadas son comprobadas con el programa PST de Graham Rogers.

• El programa PSS/E R

permite simular grandes y complejos sistemas de CA con uno o

más enlaces de CD.

• En el caso de prueba Sistema Anderson, los resultados obtenidos son comparados contralas referencias.

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1.6 ARTÍCULOS PUBLICADOS

De este trabajo de tesis se lograron publicar en foros de divulgación nacional, los siguientes

trabajos espećıficos participando como autor:

• A. A. Damián Calderón, M. C. Ort́ız Villanueva, D. Olguı́n Salinas, ”Estudio de Flu- jos de Carga de CA-CD en Sistemas Eléctricos de Potencia con Enlaces de HVDC

LIGHT”, II Congreso Nacional de Innovación y Vinculación Cient́ıfico-Tecnológica, Es-

cuela Superior de Ingenierı́a Mecánica y Eléctrica, México D.F., 7 al 9 de Octubre de

2013.

• A. A. Damián Calderón, M. C. Ort́ız Villanueva, D. Olguı́n Salinas, ”Análisis y Sim-ulación de Flujos de Carga en la Interconexión del Sistema Baja California Sur y elSistema Interconectado Nacional mediante un Enlace HVDC VSC”, XIV Congreso Na-

cional de Ingenierı́a Electromecánica y de Sistemas, IPN-SEPI ESIME, México D. F.,

11 al 15 de Noviembre de 2013.

1.7 ESTRUCTURA DE LA TESIS

En esta sección se describe a grandes rasgos el contenido de cada capı́tulo de la tesis.

• Capı́tulo 1: Se da una breve introducción a los sistemas de HVDC, mencionando losproyectos más destacados aśı como los estudios más relevantes sobre el tema. Además

se mencionan los dos proyectos de HVDC en México, los objetivos y la justificación que

motiva el desarrollo de este trabajo.

• Caṕıtulo 2: Se proporciona una descripción de los componentes principales de lossistemas HVDC y sus caracteŕısticas más importantes. Tambíen se describe el fun-

cionamiento de los enlaces HVDC CSC, HVDC VSC y sus tipos de conexi ón.

• Capı́tulo 3: Se describe el principio básico de control de un enlace HVDC CSC y lastécnicas de control PWM de un enlace HVDC VSC.

• Caṕıtulo 4: Aqúı se muestra como realizar un estudio de flujos de carga de CA yse describen los modelos en estado estacionario de los enlaces HVDC CSC y HVDC

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VSC. También se da una breve descripción de los métodos de solución para resolver los

sistemas CA-CD.

• Capı́tulo 5: Se presentan los resultados obtenidos con las simulaciones en los casos de

estudio. Además, se realiza un análisis del comportamiento de los enlaces HVDC CSC

y HVDC VSC.

• Capı́tulo 6: Se presentan las conclusiones y recomendaciones derivadas de las simula-ciones realizadas en este trabajo. Además se presenta una lista de los trabajos futuros

posibles para continuar esta investigación.

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CAPÍTULO 2

CARACTERÍSTICAS DE LOS

SISTEMAS HVDC

2.1 INTRODUCCIÓN

Los sistemas HVDC se han difundido y son cada vez más comunes, por lo que actualmente

la capacidad total instalada a nivel mundial es aproximadamente de 120 000 MW. Su impor-

tancia se debe en varias razones, a los problemas de inestabilidad que presentan los sistemas

de CA cuando se transporta enerǵıa en distancias largas. Actualmente los enlaces de HVDC

han permitido solventar problemas de inestabilidad y adicionalmente interconectar de manera

sencilla sistemas donde la tensión y la frecuencia no son compatibles. Un enlace de HVDC

tiene normalmente dos (o más) estaciones convertidoras, conectadas a las redes de corriente

alterna. Estas estaciones convertidoras están interconectadas por medio de ĺıneas aéreas,

cables submarinos, 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

convertidoras el enlace se denomina multiterminal [7, 24, 5].

En este caṕıtulo se presenta una introducción general a las caracteŕısticas de los sistemas

HVDC, configuraciones y tipos de conexión; se da una breve descripción de funcionamiento

de los convertidores CA-CD y CD-CA.

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2.2 CONFIGURACIONES Y COMPONENTES DE LOS

SISTEMAS HVDC

La generación de enerǵıa eléctrica se realiza en CA, esto significa, que para transportar la en-

erǵıa utilizando la tecnologı́a HVDC, es necesario convertirla de CA a CD para posteriormente

realizar la transformación inversa, de CD a CA. Por ello, las caracteŕısticas de los sistemas

HVDC vaŕıan en función de los requerimientos del SEP.

2.2.1 TIPOS DE CONEXIÓN DE LOS SISTEMAS HVDC

2.2.1.1 Monopolar

Emplea un sólo conductor usualmente de polaridad negativa con retorno por tierra o mar,

esta conexión es conocida como Monopolo Asimétrico. Algunos sistemas monopolares in-

cluyen un retorno metálico cuando no es posible realizarlo mediante electrodos conectados a

tierra (normalmente por cuestiones medioambientales) o cuando las pérdidas son demasiado

importantes, esta conexión se conoce como Monopolo Simétrico. El bajo costo de este tipo

de conexiones, la convierten en una atractiva solución a interconexiones de sistemas aislados

(parques eólicos en alta mar, estaciones petroĺıferas, etc.) a los sistemas continentales donde

la no instalación del cale de retorno puede suponer un ahorro considerable [26, 19].

2.2.1.2 Bipolar

Está compuesto por dos conductores, de los cuales uno es el polo positivo y el otro es el

negativo, para el funcionamiento de cada polo es necesario utilizar un convertidor en cada

terminal de la ĺınea. En la parte donde se unen los convertidores es necesario aterrizar la

ĺınea en una terminal, o bien ambas en la misma. Pueden estar conectados a tierra mediante

electrodos o conectados entre si mediante un cable de retorno. Esta conexión es utilizada

cuando se supera la capacidad de un enlace monopolar, gran parte de los enlaces HVDC con

ĺınea aérea son construidos en forma bipolar [26, 19].

2.2.1.3 Homopolar

Este enlace comprende dos o más conductores todos con la misma polaridad, por lo general

negativa. Operando con retorno a tierra o metálico. Debido a que la corriente de retorno

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Caṕıtulo 2: Caracteŕısticas de los sistemas hvdc

por tierra puede tener efectos sobre las tubeŕıas de gas o petroleo que que est́en a pocos

kilómetros de los sistemas de electrodos, el retorno a tierra no es muy utilizado. Las tubeŕıas

pueden servir como conductoras de la corriente de retorno la cual puede causar corrosi ón en

el metal. Por otra parte, este tipo de enlace tiene como ventaja una reducción en los costosde aislamiento de las ĺıneas [26, 19].

2.2.2 CONFIGURACIONES DE LOS SISTEMAS HVDC

2.2.2.1 Punto a punto

Es la tipoloǵıa más utilizada para interconectar dos puntos a grandes distancias por medio

de una ĺınea en CD. Este tipo de configuracíon consiste en dos estaciones convertidoras

conectadas por medio de una ĺınea de transmisión, una de las estaciones funcionará comorectificador y la otra como inversor en función de las necesidades del sistema [16].

2.2.2.2 Back-to-back

Esta configuración es utilizada para conectar dos sistemas aśıncronos (a distinta frecuen-

cia) muy cercanos. Consiste en la interconexión de dos convertidores ubicados en la misma

estación convertidora, uno para cada sistema eléctrico, por lo que no necesita ĺınea de trans-

misión entre los equipos rectificadores e inversores [16].

2.2.2.3 Multiterminal

Esta configuración se utiliza cuando es necesaria la conexión de tres o más subestaciones

convertidoras separadas geográficamente. La conexión puede ser [16]:

• Paralelo. Esta se presenta cuando todas las subestaciones est án conectada a la mismatensión. Se utilizan cuando todas las subestaciones superan aproximadamente el 10%

de la potencia total de las estaciones rectificadoras.

• Serie . Las subestaciones se conectan en serie, y a cada una llega una tensi ón diferente.Una subestación conectada en serie no puede consumir más del 10% de potencia total

de la estación rectificadora para no afectar el nivel de tensión que se llegan a las otras.

• Mixta . Es una combinación de los dos sistemas descritos anteriormente.

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2.2.3 COMPONENTES DE UN SISTEMA HVDC

Las componentes asociadas con la transmisión de HVDC de un sistema están representadas

por la Figura 2.1, usando como ejemplo un sistema bipolar. Los sistemas HVDC, consisten

básicamente de una ĺınea de transmisión de corriente directa que interconecta dos sistemas

de corriente alterna: la conexión del sistema de CD con el sistema de CA se realiza mediante

estaciones convertidoras; una estación actúa como rectificador mientras que la otra actúa

como inversor [16, 19].

Figura 2.1: Componentes de un sistema HVDC [19]

Las caracteŕısticas de cada uno de estos componentes dependen del tipo de tecnoloǵıa

implementada en la construcción del sistema HVDC. En seguida se hace una descripción de

los componentes de un sistema de HVDC:

2.2.3.1 Estaciones convertidoras

Las estaciones convertidoras son el corazón de la tecnoloǵıa HVDC. Los convertidores tienen

como objeto la transformación entre corriente alterna y continua a ambos lados de la trans-

misión. En el paso de CA a CD interesa conseguir una entrada con el mayor número de fases

posible, puesto que esto permite entregar a la salida una señal continua prácticamente plana

(mı́nimo rizado), antes de conectar un filtro [4].

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Los constantes avances tecnológicos para la fabricación de nuevos materiales semicon-

ductores (utilizados en los convertidores), ofrecen hoy en d́ıa diferentes soluciones técnicas y

económicas a problemas espećıficos en los sistemas HVDC. Estas soluciones están en función

del tipo de tecnoloǵıa utilizada, como se describe [16, 5].

• Convertidores de Fuente de Corriente (CSC). También llamada tecnoloǵıa clásica,está basada en conmutación natural empleando tiristores como elementos de rectifi-

cación e inversión, esta tecnoloǵıa es la más usada en los sistemas HVDC del mundo.

La principal caracteŕıstica de las estaciones convertidoras es que necesitan de una red

con generación. Las válvulas convertidoras están conformadas por módulos de tiristores,

estos elementos semiconductores controlables pueden pueden operar con capacidades

de hasta es del orden de 6 000 V, 4 500 A. Por medio de conexiones serie pueden alcan-

zar niveles de operación de cientos de kV. Los convertidores de conmutación natural

consumen potencia reactiva (aproximadamente 50% de la potencia activa del enlace),

esta es compensada por los filtros de CA y y si esto no es suficiente se agregan bancos

de capacitores[5, 25].

• Convertidores Conmutador por Capacitores (CCC). Son especialmente atracti-vas cuando las redes de alterna, donde se va a conectar las estaciones convertidoras, son

débiles. El hecho de tener un capacitor en serie entre el transformador y las válvulas

de tiristores hace que el convertidor tolere fluctuaciones de voltaje del lado de alterna[5].

• Convertidores de Fuente de Voltaje (VSC). Esta tecnoloǵıa también es llamadacomo HVDC Light, se basa en convertidores de conmutación forzada que utilizan tran-

sistores bipolares de puerta aislada (IGBT). Los convertidores emplean configuraciones

con conmutación por modulación de ancho de pulso (PWM) y aśı controlan la enerǵıa

activa y reactiva, de forma rápida e independiente una de otra. Los sistemas HVDC

Light transportan la enerǵıa eléctrica a grandes distancias, bajo tierra y agua [18].

2.2.3.2 Transformador convertidor

Es un transformador de potencia conectado entre un bus de CA y la estación convertidora,

este equipo es uno de los más costosos de los sistemas HVDC. El objetivo de los transfor-

madores es convertir la tensión alterna de los sistemas CA en la tensión alterna de entrada

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de las estaciones convertidoras. Además, proporcionan el aislamiento necesario entre la red

y el convertidor[4].

2.2.3.3 Reactor serie

Las estaciones convertidoras producen voltajes armónicos pares en el lado de CD por lo que

se utiliza un reactor en serie con el objetivo de disminuir el rizo en la corriente directa del

enlace y la corriente de falla. Es la manera menos costosa de generar enerǵıa reactiva.

2.2.3.4 Filtros

Debido al alto contenido de armónicos generados en el convertidor, es necesaria la instalación

de filtros tanto en el lado de CA como en el de DC[4].

• Filtros CA. Los filtros en el lado de CA de la estación convertidora se encarga deabsorber los armónicos generados por el convertidor y de proporcionar una parte de la

potencia reactiva que necesita el convertidor. El orden de los armónicos depende del

tipo de convertidor.

• Filtros CD. Estos filtros se instalan en el lado de CD para reducir la componente deCA de la señal continua que se desea obtener (reducción del rizado).

2.2.3.5 Fuentes de potencia reactiva

Las estaciones convertidoras absorben potencia reactiva la cual, en diseños convencionales,

debe ser proporcionada por dispositivos de compensación como son: Capacitores Conmuta-

dores por Tiristores (CCTs), Compensadores Est´ aticos de VARs (CEVs) y compensadores

śıncronos . Los sistemas con tecnoloǵıa HVDC clásica presentan un consumo de potencia

reactiva por parte del convertidor del 30% al 55% de la potencia activa transmitida [ 4].

2.2.3.6 Ĺıneas de transporte

Se destacan los 2 tipos de ĺıneas de transporte:

• Lı́neas Aéreas . Para una misma transmisión de potencia, un sistema de trasmisión CDrequiere un derecho de v́ıa menor que un sistema de CA, debido a que en los sistemas

HVDC requieren un menor número de ĺıneas (generalmente 2 conductores) y por lo

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tanto, se necesita una menor resistencia mecánica en las torres y con esto se reduce el

número de torres necesarias.

• Lı́neas subterr ́aneas y submarinas . El desarrollo de nuevas tecnoloǵıas en la fabri-cación de cables para sistemas de transmisión eléctrica bajo tierra incrementan las

posibilidades a la hora de evaluar un enlace subterráneo o submarino. Algunas de estas

tecnologı́as son[4, 31]:

– Cable de papel impregnado (MI por sus siglas en ingĺesMass Impregnated ).Está

constituido por un conductor central de cobre laminado cubierto por capas de

papel impregnado en aceite y resinas. Posteriormente, el cable es cubierto porunas capas de polietileno extruido y acero galvanizado que lo protege contra la

corrosión contra las deformaciones mecánicas durante su operación.

– Cable con aislante de aceite fluido (SCFF por sus siglas en inglés Self-Contained

fluid filled ). Su sistema de aislamiento está compuesto por papel impregnado por

un fluido sintético de baja viscosidad, que se mantiene constantemente a presión

en un conducto realizado en el centro del conductor; esto conlleva una limitaci ón

en el nivel de profundidad máxima de colocación. Utilizado desde hace muchos

años, es adecuado para grandes tránsitos de enerǵıa, siempre que se evite superar

en el conductor la temperatura de 85◦C.

– Cable con aislante mixto papel-polipropileno (PPLP por sus siglas en inglés Polypropy-

lene Laminated Paper ). Su aislamiento está formado por papel de alta densidad

impregnado de una mezcla viscosa, pero de manera que las capas de papel están

separadas por peĺıculas de polipropileno; esta solución, desarrollada recientemente,

conjuga las ventajas de las dos tecnologı́as precedentes, con una temperatura máx-

ima de operación de 80◦C.

– Extruido para VSC. Esta tecnoloǵıa surge con el objetivo de superar las limita-

ciones de los cables extruidos en HVDC clásica. Estos cables combinan una gran

capacidad para trabajar a altas tensiones (320 kV) con un bajo peso (1 kg/m) y

potencias elevadas (1 000 MW)

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2.3 SISTEMAS HVDC CON CONVERTIDORES DE

FUENTE DE CORRIENTE

La mayoŕıa de los sistemas HVDC en el mundo usan ésta tecnoloǵıa. Las estaciones conver-

tidoras, son el corazón de los sistemas HVDC CSC ya que sin éstas no existiŕıa el cambio de

tipo de enerǵıa; del mismo modo, un elemento fundamental de las estaciones convertidoras

son las válvulas a base de tiristores las cuales pueden ser conectadas en serie (para operar

con mayores niveles de tensión) o en paralelo (para operar con mayores niveles de corriente)

según las necesidades del sistema de potencia en cuestión. Estas válvulas son una composi-

ción de tiristores conectados entre si, donde cada tiristor tiene sus componentes de disparo,

protección y demás elementos necesarios para su correcto funcionamiento [26].

2.3.1 EL TIRISTOR

Los tiristores son una familia de dispositivos semiconductores de potencia que se usan como

interruptores biestables que funcionan de un estado no conductor a un estado conductor y

están compuestos por cuatro capas semiconductoras. Los tiristores utilizados en convertidores

HVDC CSC se conocen como rectificadores controlados de silicio (SCR). La estructura f́ısica

está compuesta por tres terminales. La Figura 2.2 muestra el śımbolo del tiristor y su

representación f́ısica [25].

Figura 2.2: Śımbolo y estructura del tiristor [25]

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2.3.1.1 Operación del dispositivo

En la Figura 2.2 se puede observar que este dispositivo tiene dos terminales principales (el

ánodo y el cátodo) y una terminal de control (compuerta). Para el funcionamiento correcto

de este dispositivo es necesario que las terminales principales estén conectadas al circuito de

potencia del convertidor, mientras que la compuerta se debe conectar al lado del circuito de

control [26].

Las capas semiconductoras de estructura pnpn que conforman a los tiristores cuentan con

tres uniones pn , U 1, U 2 y U 3, estas uniones se observan en la Figura 2.2. El tiristor se puede

encontrar en tres estados de operación [10]:

• Estado de bloqueo inverso: sucede cuando el voltaje ánodo-cátodo V AK 0, perola corriente por la compuerta I G = 0. En este modo las uniones 1 (U 1) y 3(U 1) se

encuentran polarizadas de forma directa, pero la unión 2 (U 1) está de manera inversa,

lo que impedirá el paso de electrones por los bornes del tiristor.

• Estado de conducción: sucede cuando el voltaje ánodo-cátodo V AK > 0 y ademásexiste corriente por la compuerta. Esta corriente hará que la unión 2 quede polarizada

directamente y por lo tanto el tiristor comenzara a conducir. Una vez comenzada la

conducción, el dispositivo se comporta como diodo conductor y no hay control sobre él,

éste continúa conduciendo hasta que la corriente que circula a través del tiristor caiga a

cero. Es decir, se puede controlar el momento en que se enciende, pero no su apagado.

2.3.2 FUNCIONAMIENTO DEL CONVERTIDOR DE SEIS

PULSOS

La unidad básica para el proceso de conversión de enerǵıa CA-CD y de CD-CA es el puentetrifásico de seis pulsos llamado también puente de Graetz, presentado en la Figura 2.3. El

número (1, 2, 3, 4, 5 y 6) en la Figura 2.3 muestra la secuencia de conducción de las válculas,

con referencia a las secuencias positiva de la fase (a, b y c) del sistema de CA [30].

El puente es capaz de invertir el semiciclo negativo (o positivo) de cada fase, la forma de la

señal a la salida del puente dependerá del instante en que se disparen las válvulas y puede ser

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Figura 2.3: Configuración del puente trifásico (Graetz) [16]

utilizado para transportar potencia en dos direcciones: en modo rectificador y modo inversor.Esto se logra aplicando distintos ángulos de disparo a las válvulas convertidoras. Cuando el

ángulo de disparo es menor que 90 grados eĺectricos, la corriente continua circula desde la

polaridad positiva del circuito CD, por lo que la potencia fluye desde el lado CA al lado CD;

cuando el ángulo de disparo es mayor que 90 grados eléctricos, el voltaje continuo V d cambia

de polaridad, por lo que la corriente continua circula desde la polaridad negativa del circuito

CD, y la potencia fluye desde el lado CD al lado CA [16, 30, 10].

2.3.2.1 Condiciones de operación del sistema

Para propósito de análisis de los puentes trifásicos de onda completa haremos las siguientes

suposiciones [30]:

1. El sistema de CA, incluyendo el transformador del convertidor se puede representar

por una fuente ideal de voltaje y de frecuencia constante, en serie con una inductancia

con perdidas mı́nimas, como se muestra en la Figura 2.3 (ésta representa sobre todo la

inductancia del transformador).

2. La reactancia de salida del transformador convertidor (en el lado secundario) en las ter-

minales son trifásicas y la variación de la reactancia de salida causada por el cambiador

del tap en la carga son ignoradas.

3. La corriente directa I CD es continua y el rizo es menor que el valor de la corriente

nominal debido a la utilización de los reactores en serie. En consecuencia se asume que

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la corriente es prácticamente constante es decir sin rizo.

4. Las válvulas son interruptores ideales con resistencia cero al conducir y resistencia

infinita al no conducir.

5. Las armónicas de corriente en las terminales del convertidor son filtradas hacia fuera,

por lo tanto, el voltaje en las terminales del convertidor es perfectamente sinusoidal.

De acuerdo a las suposiciones anteriores, el puente del convertidor puede ser representado

por la Figura 2.4.

Figura 2.4: Formas de onda del convertidor de seis pulsos [16]

(a) Fuente de voltaje de fase a neutro y la corriente de fase idealen

(b) Forma de onda del efecto del ángulo de disparo α del convertidor

(c) Corriente de fase del lado del convertidor con el efecto de ángulo de disparo

Bajo esas suposiciones, la Figura 2.4 presenta los voltajes trifásicos del sistema y las

corrientes del convertidor del puente rectificador de la Figura 2.4. La corriente en la figura

2.4 (a) corresponde a la conmutación ideal y la corriente en la figura 2.4 (c) representa el

efecto de conmutación.

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2.3.2.2 Análisis de conmutación del circuito

El proceso de rectificación o inversión en una estación convertidora se obtiene a través de la

conmutación natural. Una válvula conducirá corriente en una dirección siempre que reciba

una señal de encendido y que la diferencia de voltaje entre el ánodo y el cátodo sea positiva,

de la misma forma la válvula dejará de conducir únicamente cuando la polarización sea neg-

ativa. Es decir, las válvulas actúan como interruptores que se ponen en operación de manera

secuencial de acuerdo a la señal de disparo como se muestra en la Figura 2.5. El proceso en

que la corriente pasa desde una válvula a otra, existiendo por lo tanto una disminución de la

corriente en una válvula y un aumento en la siguiente, es llamado conmutación [16].

En la conmutación, la corriente de una válvula no se transferirá hacia la válvula siguiente

simultáneamente, sino que esta conmutación se realizará a través de los devanados del trans-

formador o lo que exista antes del puente, ésta es la llamada reactancia de conmutación (X c)

[15].

Figura 2.5: Forma de onda para el proceso de conmutacíon [30]

Durante el periodo de conmutación las válvulas T1 a la T3 están conduciendo como se

muestra en la Figura 2.5(a), para la válvula T1 y T3 de la figura se tiene [30]:

V bn − V an = Ls di3dt

− Ls di1dt

(2.1)

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La conmutación para la válvula T1 a la válvula T3 puede comenzar (por el disparo en

T3) tiempo después se cruza el voltaje superior entre las fases a y b (y deben ser completadas

antes de que crucen esos dos voltajes). Para a > b, una corriente de conmutación ic(= i3) se

acumula en función de i1, de modo que siempre

i1 + i3 = I d (2.2)

La cáıda de voltaje a través de la reactancias de conmutación X ca, X cb y X cc son iguales

y aśı durante el periodo de traslape el voltaje directo es el valor medido de b y a. Para el

circuito de la Figura 2.5 (a) y asumiendo que X ca = X cb = X cc se escribe

V a

− V b = 2

X cω

d(ic)

dt (2.3)

Tomando como referencia el voltaje entre la fase V a y la fase V b

V b − V a =√

2aV termsinωt (2.4)

donde V term es el voltaje r.m.s. de fase a fase referido al lado secundario (convertidor) y

a es la posición del tap del transformador. La ecuación 2.3 también puede escribirse como

1√ 2

aV sin(ωt)d(ωt) = X cd(ic) (2.5)

integrando para ωt = α

1√ 2

ωtα

aV sin(ωt)d(ωt) = X c

ic0

d(ic) (2.6)

la expresión instantánea para la corriente de conmutación es

ic = aV term√

2X c[cosα − cos(ωt)] (2.7)

y sustituyendo la condición final, es decir, ic = I d en ωt = α + µ obtenemos

I d = aV term√ 2X c

[cosα − cos(α + µ)] (2.8)

2.3.3 OPERACIÓN DEL RECTIFICADOR

Las formas de onda t́ıpicas de voltaje y corriente del puente convertidor funcionando como

rectificador, contemplando el efecto de la reactancia de conmutación, se observan en la Figura

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2.6, donde P indica un disparo instantáneo (P 1 es el disparo instantáneo de la válvula 1), S

indica el final de la conmutación (en S 5 la válvula 5 para de conducir) y C es un voltaje que

cruza (C 1 indica el cruce positivo entre la fase c y a). En la Figura 2.6, la gráfica (a) muestra

el potencial positivo (determinado por la conducción de las válvulas 1,3 y 5) y el potencianegativo (determinado por la conducción de las válvulas 2, 4 y 6) con respecto al neutro del

transformador [16].

Las siguientes expresión puede ser fácilmente derivada para la salida del voltaje promedio

con respecto a la forma de onda de la Figura 2.6:

V d =

1

2

V c0 [cos(α) + cos(α + µ)] (2.9)

donde V c0 es el voltaje máximo promedio de CD (es decir, no hay carga en el disparo del

ángulo); para la configuracíon del puente trifásico es

V c0 =

3√

2

π

aV term (2.10)

y aV term es el voltaje de conmutación r.m.s. de fase a fase. La ecuación 2.9 especifica el voltaje

de CD en términos de V term y (α, µ). Sin embargo, el valor del ángulo de conmutación no es

normalmente proporcionado y una expresión más útil para el voltaje directo es, en función

de la corriente de CD puede ser derivada de la ecuación 2.8 y 2.9, es decir

V d =

3√

2

π

aV termcos(α) −

3X c

π

I d (2.11)

La magnitud r.m.s. de la forma de onda de la corriente rectangular (no toma en cuenta

el traslape de la conmutación) se utiliza a menudo para definir los MVA del transformador

convertidor, es decir

I rms =

1

π

π/3−π/3

I 2d(ωt) =√

2I d√

3 (2.12)

Ya que los armónicos de los filtros se asumen que son proporcionados por las terminales del

convertidor, la corriente que fluye en los sistemas de CA contiene solamente la componente

fundamental de frecuencia y la magnitud r.m.s. (obteniendo para el análisis de Furier la

forma de onda rectangular) es

I 1 = I d

6

π (2.13)

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Figura 2.6: Operación tı́pica del rectificador de seis pulsos: (a) voltajes postivos y negativos con respecto

al neutro del transformador; (b) voltaje V d del puente y cruce del voltaje de la válvula 1; (c) y (d) corrientes

de las válvulas i1 a i6; (e) corriente de CA de la fase a [16]

25


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Si el efecto de las reactancias de conmutación es tomado en cuenta y usando las ecuaciones

2.5 y 2.6 la corriente entrante y saliente de las válvulas durante la conmutación está definida

por las ecuaciones 2.14 y 2.15 respectivamente

i = I d(cosα − cos(ωt))

cosα − cos(α + µ) para α < ωt < α + µ (2.14)

i = I d − I d cosαt − cos(ωt − 2π/3)cosα − cos(α + µ) para α +

2π

3 < ωt < α +

2π

3 + µ (2.15)

Durante la conmutación, la corriente es (2.16)

i = I d α + µ < ωt < 2π

3 + α (2.16)

La componente fundamental de la forma de onda de la corriente definida por la ecuación

2.14, 2.15 y 2.16 es

I = k

√ 6

π I d (2.17)

donde

k =

{[cos2α − cos(α + µ)]2 + [2α + sen2α − sen2(α + µ)]2}/{4 [cosα − cos(α + µ)]}

(2.18)

y tomando en cuenta la posición del tap, la corriente en el lado primario será

I p = k

√ 6

π

aI d (2.19)

2.3.4 OPERACIÓN DEL INVERSOR

Como se muestra en las figuras 2.7(a) y (e), la conmutación de la válvula 1 a la válvula 3

(en P3) requiere que el voltaje V bn sea positivo con respecto al voltaje V an. La conmutación

no debe terminar antes de C6, pero un cierto margen del ángulo de extinción γ 1 (> γ 0) debe

ser permitido para la válvula 1, que ha dejado de conducir para restablecer su capacidad de

bloqueo. Estos puntos son un ĺımite en el máximo ángulo de disparo α = π − (µ + γ 0) para la

correcta operación del inversor. Si estos ĺımites fueran excedidos, la válvula 1 deberá tomarla corriente otra vez, causando una conmutación fallida. El ángulo de retraso del rectificador

α puede ser elegido para satisfacer una particular restricción de control, sin embargo no es

posible el mismo para el ángulo γ por la incertidumbre del ángulo de conmutación µ, el

mı́nimo margen de conmutación del ángulo γ 0 debe ser lo suficiente razonable (valores entre

los 15◦ y 20◦ son t́ıpicamente usados) [16, 30].

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Figura 2.7: Operación tı́pica del inversor de seis pulsos:(a) voltajes positivos y negativos con respecto al

neutro del transformador; (b) cruce del voltaje de la válvula 1 y el voltaje directo del puente V d; (c), (d)

corrientes en las válvulas i1 a i6; (e) corriente de CA de ca de la fase a [16]

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El análisis de la operación del inversor no es diferente del rectificador, sin embargo, por

conveniencia, las ecuaciones del inversor son a menudo expresadas en términos del margen

de conmutación del ángulo γ (γ = β − µ, β = π − α).Aśı omitiendo la señal negativa del voltaje de CD del inversor, se aplican las siguientes

expresiones

V d = 3

√ 2

π aV termcosγ − 3X c

π I d (2.20)

La expresión para la corriente directa es

I d = aV term√

2X c[cosγ − cosβ ] (2.21)

Debido al retraso de encendido del ángulo de conmutación, la corriente del convertidor en

cada fase siempre retrasa al voltaje (referido a la Figura 2.7c). El rectificador, por lo tanto,absorbe corriente (consume potencia reactiva).

La presencia de los filtros no distorsiona los flujos de corriente mas all á del punto de

filtración y el factor de potencia se puede aproximar por el factor cos(φ), donde φ es la

diferencia de fases entre la frecuencia fundamental de voltaje y componentes de corrientes.

Bajo las condiciones ideales, despreciando las perdidas y asumiendo la potencia activa de

CA es la misma que la potencia activa CD, es decir

P d =√

3aV termIcos(φ) = V dI d (2.22)

2.4 SISTEMAS HVDC CON CONVERTIDORES DE

FUENTE DE VOLTAJE

La tecnoloǵıa HVDC VSC se basa en convertidores de fuente de voltaje que utilizan tran-

sistores bipolares de puerta aislada (IGBT). Los convertidores emplean configuraciones de

conmutación con modulación de amplitud de impulsos de alta frecuencia (PWM) y aśı con-

trolan la potencia activa y reactiva, de forma rápida e independiente una de otra. Esta altacontrolabilidad del flujo de potencia permite a los operadores de las redes utilizar recursos de

generación más económicos y menos contaminantes, efectuar transacciones favorables entre

las redes de CA asociadas y ejecutar estrategias efectivas en el tratamiento de la demanda

máxima. Los sistemas HVDC VSC transportan la energı́a eléctrica a grandes distancias, bajo

tierra y agua. En los márgenes superiores, la tecnoloǵıa alcanza en la actualidad 1 200 MVA

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en las configuraciones de tipo monopolar simétrico con cables. La potencia puede aumentarse

hasta 2 400 MVA en sistemas bipolares con ĺıneas aéreas [18].

2.4.1 EL IGBT

Sin duda, la caracterı́stica esencial de los semiconductores utilizados en los convertidores VSC

es que pueden ser apagados o encendidos de acuerdo a las necesidades propias del sistema

mediante una señal de control. En la actualidad, existe una gran gama de dispositivos que

cumplen con este objetivo; sin embargo, solo se utilizan IGBT´s en los convertidores de

enlaces HVDC VSC [16].

Un IGBT está construido por cuatro capas (PNPN). El śımbolo de este dispositivo se

muestra en la Figura 2.8; en la cual se puede observar, que consta de tres terminales, que se

denominan: compuerta (G), emisor (E) y colector (C). La tecnoloǵıa de los IGBT’s se desar-

rolla rápidamente y en la actualidad podemos encontrar dispositivos con valores nominales

de voltaje de 6.5 kV y 2.4 kA de corriente [26].

Figura 2.8: Śımbolo del IGBT [26]

Un IGBT es un dispositivo hı́brido que combina las ventajas de un transistor de unión

bipolar (“BJT” de sus siglas en inglés por “Bipolar Junction Transistor”) y un transistor de

oxido metálico con efecto de campo (“MOSFET” de sus siglas en ingĺes por “metal oxide semiconductor field effect transistor”). Se puede considerar que el circuito de excitación del

IGBT es como el del MOSFET mientras que las caracteŕısticas de conducción son como las

del BJT. El IGBT combina una puerta de entrada de alta impedancia y baja enerǵıa para

su control, caracteŕıstica de los MOSFET, con la capacidad de control de los transistores

bipolares y tiristores comunes.

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2.4.2 FUNCIONAMIENTO DEL CONVERTIDOR VSC

En la actualidad existen convertidores VSC de 2 niveles y multiniveles. Sin embargo, en este

trabajo se explica y analiza el convertidor de dos niveles por ser la topoloǵıa más simple y a

partir de la que ha evolucionado la tecnoloǵıa. En la sección 2.3.2 se describió la operación

del convertidor con conmutación natural. El proceso para el convertidor VSC es muy similar,

aunque presenta las siguientes diferencias [16]:

• El peŕıodo de conducción de la válvula llega hasta 180◦ en vez de 120◦. La conducciónde 180◦ es necesaria en el convertidor VSC para evitar que ambos brazos de una pierna

del convertidor se encuentren fuera de conducción.

• Otra diferencia importante es la ausencia del efecto de superposición en la conmutación;

esto trae como resultado hacer más predecible y fácil de analizar el comportamiento de

un convertidor VSC.

En la Figura 2.9 se muestra la configuración básica de un convertidor de seis pulsos, el

cual se alimenta mediante una fuente trifásica en el lado de CA y tiene un capacitor en el

lado de CD.

Figura 2.9: Convertidor trifásico de onda completa a base de IGBT’s [26]

Al igual que en los convertidores a base de tiristores, en los convertidores VSC se conecta

un diodo en paralelo al dispositivo de conmutación. Lo anterior se realiza con la finalidad

de que la corriente pueda fluir a través de él, cuando el IGBT está fuera de conducción. Un

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ejemplo de la interacción de estos dispositivos se da cuando se necesita que el diodo transfiera

enerǵıa del lado de CA al lado de CD (operando como rectificador), con la finalidad de cargar

el capacitor de CD. Aqúı tenemos que el IGBT sale de conducción e inmediatamente después

entra en conducción el diodo de libre camino, siempre y cuando el convertidor opere con unfactor de potencia unitario.

Figura 2.10: Formas de onda de voltaje CA de un convertidor VSC [16]

En contraparte, durante el proceso de inversión con el mismo factor de potencia, solo

circulará corriente a través de los dispositivos de conmutación. De esta manera, con un

control apropiado de encendido y apagado de los IGBT´s, se puede obtener una señal trifásica

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deseada a la salida del convertidor [16, 26].

Si hacemos que el circuito de la Figura 2.9 conmute a la frecuencia del sistema, ob-

tendremos como resultado las formas de onda que se muestran en la Figura 2.10, donde

observamos las siguientes formas de onda:

• Los voltajes de fase (V aN , V bN , V cN ) con respecto al punto medio el capacitor (norespecto al neutro del transformador)

• Los voltajes de ĺınea del lado del convertidor (V ab, V bc, V ca)• El voltaje del neutro del devanado secundario del transformador conectado en estrella

con respecto al punto N

• El voltaje e fase V an a través del secundario conectado en estrella.

El convertidor VSC mostrado en la Figura 2.9 puede operar como rectificador o como

inversor, cuando el convertidor opera como rectificador la corriente I d es positiva y el con-

densador CD se descarga, por el contrario en el caso de operar como inversor I d es negativa

y el condensador CD se carga. En los dos casos es posible emplear tecnoloǵıa PWM para

operar los convertidores. Las ventajas de emplear PWM en el rectificador son una menor

contaminación por armónicos en las ondas de salida de la corriente y la tensión, y un control

del factor de potencia.

2.4.3 COMPONENTES DE POTENCIA Y CORRIENTE EN EL

CONVERTIDOR VSC

Considerando que la corriente de CA tiene una forma de onda senoidal perfecta y modificando

los peŕıodos de encendido y apagado de las válvulas convertidoras, se obtiene como resultado

que el voltaje del convertidor se adelanta o se atrasa con respecto al voltaje del sistema. Como

resultado, tendremos que la corriente puede circular por cualquiera de los cuatro cuadrantes

del plano de potencia compleja como se muestra en la Figura 2.11; esto implica que los

convertidores VSC son totalmente controlables en los todos lo cuadrantes de dicho diagrama.Con esto, el convertidor es apto de rectificar o invertir el voltaje absorbiendo (cuadrantes I

y II) o generando potencia reactiva (cuadrantes III y IV) y el cambio entre estos puntos de

operación es instantáneo, debido al que los convertidores no tienen inercia [26].

El intercambio de potencia activa se puede dar de manera bidireccional; sin embargo, es

necesario tener enerǵıa almacenada en el lado de CD. En caso de que no se necesite transferir

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Figura 2.11: Vectores de potencia de un convertid

tesis aadc

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