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UNIVERSIDAD DE CHILE FACULTAD DE CIENCIAS FÍSICAS Y MATEMÁTICAS DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

INTEGRACIÓN DE UN ENLACE HVDC AL CONTROL DE FRECUENCIA DEL SIC

TESIS PARA OPTAR AL GRADO DE MAGÍSTER EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MENCIÓN ELÉCTRICA

MEMORIA PARA OPTAR AL TÍTULO DE INGENIERO CIVIL ELE CTRICISTA

FRANCESCA GEMITA MILANI TORRES

SANTIAGO DE CHILE AGOSTO 2011

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UNIVERSIDAD DE CHILE FACULTAD DE CIENCIAS FÍSICAS Y MATEMÁTICAS DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

INTEGRACIÓN DE UN ENLACE HVDC AL CONTROL DE FRECUENCIA DEL SIC

TESIS PARA OPTAR AL GRADO DE MAGÍSTER EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MENCIÓN ELÉCTRICA

MEMORIA PARA OPTAR AL TÍTULO DE INGENIERO CIVIL ELE CTRICISTA

FRANCESCA GEMITA MILANI TORRES

PROFESOR GUÍA: LUIS VARGAS DÍAZ

MIEMBROS DE LA COMISIÓN:

SERGIO DÍAZ CARO DIEGO PIZARRO GONZÁLEZ

SANTIAGO DE CHILE AGOSTO 2011

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“INTEGRACIÓN DE UN ENLACE HVDC AL CONTROL DE FRECUENCIA DEL SIC”

El Proyecto Hidroeléctrico Aysén pretende unir al Sistema Interconectado Central (SIC) con un conjunto de centrales que suman una potencia instalada de 2.750 [MW], las que se construirían en la XI Región de Aysén, a través de un enlace en Corriente Continua en Alta Tensión (HVDC) de 2.000 [km] de longitud aproximadamente. En este contexto, es importante el análisis del comportamiento de la frecuencia del SIC ante distintas contingencias. El presente trabajo de Tesis propone el diseño de un enlace HVDC que una dos subsistemas, homologables al SIC y al subsistema de las centrales de Aysén, para lo cual se construye un sistema de control en el enlace HVDC que permita mantener el rango de variación de frecuencia en el lado correspondiente al Inversor (lado “SIC”) en torno a ciertos valores definidos en la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio (NTSyCS).

En la primera parte del trabajo, se desarrolla un modelo de control de frecuencia primaria en un enlace HVDC implementado en el programa Digsilent. El sistema simulado comprende un conjunto de centrales que representan un sistema homologable al subsistema que formarían las centrales de Aysén, unidas mediante un enlace HVDC de tipo monopolar que transmite 1.000 [MW] de potencia a otro sistema homologable al SIC, el que se compone de un conjunto de centrales generadoras y de consumos, con una demanda total conjunta de 12.000 [MW]. El sistema de control comprende varios bloques: un primer bloque de Control de Frecuencia del inversor, el cual tiene como entrada una señal de variación de frecuencia medida en el inversor y entrega como salida una variación de potencia, la cual depende de la ganancia K que se le asigne al controlador. El segundo bloque corresponde al Control de Potencia, el cual tiene como entrada la variación de potencia antes señalada y su salida corresponde a la corriente de referencia que, a su vez, es entrada del Bloque control del Inversor y del Bloque control del Rectificador. Éstos entregan como salida los ángulos de disparo “α” del rectificador e inversor, y el ángulo de extinción “γ” del inversor.

En la segunda parte de la presente Tesis, se verifica el control de frecuencia implementado en el programa Digsilent, mediante la simulación dinámica de distintas contingencias comparando los casos controlado y no controlado. En el primer caso, en todas las contingencias simuladas la frecuencia no cumple con lo señalado en el Artículo 5-31 para el Estado Normal y Alerta, pero no se puede afirmar si se cumple con lo señalado en el Estado de Emergencia (Artículo 5-65) sin conocer el comportamiento estadístico de las perturbaciones y variaciones de demanda del sistema. Además, en el caso de la desconexión de la central de 900 [MW] en el subsistema SIC, no se cumple el Artículo 5-44 respecto a la frecuencia mínima. En el segundo caso, se determina que la frecuencia cumple con los requisitos establecidos en la NTSyCS para el estado Normal y Alerta, para las siguientes contingencias: desconexión de generador de 300 [MW] y desconexión de consumo de 500 [MW] en el subsistema SIC; mientras que para las contingencias: desconexión de generador de 500 [MW] en el subsistema SIC, desconexión de generador de 500 [MW] en el subsistema Aysén, y desconexión de generador de 900 [MW] en el subsistema SIC, no es posible afirmar si se cumple con lo señalado para el Estado Normal en el caso de la primera contingencia y Estado de Emergencia en el caso de las restantes contingencias, sin conocer el comportamiento estadístico del sistema. Además, todas las contingencias estudiadas cumplen con la frecuencia mínima establecida en el caso controlado, y cumplen el Artículo 3-18 de la NTSyCS referente al tiempo de establecimiento de cada central, en los casos controlado y no controlado.

Cabe señalar que para lograr un adecuado control, se debe contar con la reserva en giro suficiente para afrontar las contingencias que se presenten. De lo contrario, el equilibrio demanda-generación se pierde y se producen desviaciones de frecuencia indeseadas. Al respecto, es importante destacar la flexibilidad del modelo para entregar la potencia necesaria en régimen transitorio, al limitar la variación de potencia que puede entregar el enlace HVDC mediante la modificación de la ganancia K del controlador de frecuencia.

RESUMEN DE LA TESIS PARA OPTAR AL TÍTULO DE INGENIERO CIVIL ELECTRICISTA Y AL GRADO DE MAGÍSTER EN CIENCIAS DE LA INGENIERÍA MENCIÓN ELÉCTRICA POR: FRANCESCA GEMITA MILANI TORRES FECHA: 16 DE AGOSTO DE 2011 PROF.GUÍA SR. LUIS VARGAS DÍAZ

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AGRADECIMIENTOS

- A mis padres, que sin su apoyo, comprensión y cariño, no hubiese logrado concluir

exitosamente esta etapa de mi vida; y por enseñarme que siendo perseverante se logran

objetivos.

- A José, por su ayuda, paciencia, compañía y cariño, en especial en los momentos

difíciles.

- A mis abuelos y hermano, por su apoyo en todo momento.

- A mis profesores que guiaron esta tesis, por sus buenos consejos y valiosas enseñanzas.

- A todos quienes hicieron posible de alguna forma, la finalización de esta carrera:

amigos, profesores, familiares.

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ÍNDICE

ÍNDICE DE FIGURAS 10

1. INTRODUCCIÓN 14

2. OBJETIVOS DE LA TESIS 15

3. ENLACE HVDC 16

3.1. Introducción 16

3.1.1. Historia 16

3.1.2. Características principales de los Sistemas HVDC 17

3.2. Configuraciones de enlaces HVDC 19

3.3. Transmisión en Corriente Continua versus Transmisión en Corriente Alterna 22

3.3.1. Evaluación de Costos de Transmisión 22

3.3.2. Evaluación de Consideraciones Técnicas 23

3.3.2.1. Límites de Estabilidad 23

3.3.2.2. Control de Tensión 23

3.3.2.3. Compensación reactiva en líneas 24

3.3.2.4. Problemas de interconexión en redes AC 24

3.3.2.5. Impedancia de Tierra 25

3.3.3. Evaluación de consideraciones Ambientales 25

3.3.4. Problemas con Transmisión DC 27

4. CONTROL DE FRECUENCIA 29

4.1. Control de Frecuencia en el SIC 31

4.1.1. Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio (NTSyCS) 31

4.1.2. Antecedentes 36

4.2. Control de Frecuencia en otros Países 39

4.2.1. Control Automático de Generación (AGC) 40

4.2.1.1. Control automático de la generación en un sistema aislado 40

4.2.1.2. Control automático de la generación en un sistema con dos áreas 42

4.2.1.3. Control automático de la generación en un sistema con más de dos áreas 48

4.2.1.4. Algunos aspectos prácticos del control automático de la generación 48

4.2.2. Regulación terciaria 49

4.2.3. Control de tiempo 50

4.2.4. Regulación de Frecuencia en Argentina 50

4.2.4.1. Requisitos para participar en la Regulación Primaria de Frecuencia (RPF) del SADI [14] 51

4.2.4.2. Requisitos para participar en la Regulación Secundaria de Frecuencia (RSF) del SADI [14] 52

6

4.2.4.3. Regulación Terciaria de Frecuencia (RTF) [14] 53

5. CONTROL PARA TRANSMISIÓN HVDC 54


5.2. Principios básicos de Control 54

5.2.1. Significado básico del control 55

5.2.2. Bases para la selección de los controles 56

5.2.3. Características del Control 58

5.2.3.1. Características Ideales 58

5.2.3.2. Características Reales 60

5.2.4. Modos de control alternativos en el inversor 62

5.2.4.1. Modo de control de tensión DC 62

5.2.4.2. Control de ángulo “β” 63

5.2.5. Control del cambiador de Tap 64

5.2.6. Límites de corriente 64

5.2.7. Límite de mínimo ángulo de disparo 67

5.2.8. Control de Potencia 68

5.3. División Jerárquica de un Sistema de Control en Corriente Continua 69

5.3.1. Introducción 69

5.3.2. Nivel de control de Tiristores y Válvulas 70

5.3.3. Convertidor y niveles de control básicos 71

5.3.4. Nivel de control de Polos 72

5.3.5. Nivel de control de polo maestro 73

5.3.6. Nivel de control de Bipolo 74

5.4. Tipos de Interacción entre controles y el sistema AC 75

5.4.1. Introducción 75

5.4.2. Disparo de Tiristores 76

5.4.2.1. Tensión de disparo del tiristor y la disponibilidad de pulsos en la compuerta 76

5.4.2.2. Redisparo del tiristor 76

5.4.3. Interacciones con los controles de disparo 77

5.4.3.1. Control de fase individual de disparo 77

5.5. Frecuencia de la red AC y control de estabilización 78

5.5.1. Control de frecuencia constante 78

5.5.2. Control de Potencia/frecuencia 79

5.5.3. Estabilización de una interconexión AC por un enlace DC paralelo 80

5.5.4. Estabilización de sistema aislado AC con un enlace DC que lo conecta con otro sistema aislado AC generador de potencia 81

5.6. Modelos propuestos de Controles en HVDC 81

5.6.1. Sistema de Transmisión HVDC Río Nelson, Canadá 82

5.6.1.1. Control del Extremo Rectificador 83

5.6.1.2. Control del Extremo Inversor 83

5.6.1.3. Control de Fase en el extremo Inversor 83

5.6.2. Control de Frecuencia en el Sistema HVDC Back-to-back del río Eel 85

7

5.6.3. Sistema HVDC CU 86

5.6.4. Sistema de Transmisión HVDC de Itaipú [17] 89

5.6.4.1. Control de Tensión AC Dinámico 91

5.6.4.2. Amortiguación de Oscilaciones de frecuencia 91

6. METODOLOGÍA 96


6.2. Descripción del Sistema de Potencia estudiado 97

6.3. Modelación del Sistema de Control 100

6.3.1. Control de Frecuencia del Inversor 104

6.3.1.1. Restador: 108

6.3.1.2. Banda Muerta (dBand) 108

6.3.1.3. Control Proporcional 108

6.3.1.4. Integrador 108

6.3.1.5. Limitador de potencia 109


6.3.2.1. Restador de señales 112

6.3.2.2. Integrador de Señal de Tensión (MeasFilt) 112

6.3.2.3. Divisor de señal 113

6.3.3. Control del Ángulo de disparo del Rectificador 114

6.3.3.1. Integrador de Señal de Tensión (MeasFilt) 117

6.3.3.2. Integrador de Señal de Corriente (MeasFilt(1)) 118

6.3.3.3. VDCOL 118

6.3.3.4. Mínimo 118

6.3.3.5. Restador 119

6.3.3.6. Controlador PI Control de Corriente del Rectificador (PI Ctrl) 119

6.3.3.7. Restador 120

6.3.4. Control del Ángulo de disparo del Inversor 120

6.3.4.1. Integrador de Señal de Corriente (MeasFilt) 125

6.3.4.2. Restador 1 126

6.3.4.3. Mínimo 126

6.3.4.4. Rampa (Ramp) 126

6.3.4.5. Restador 2 127

6.3.4.6. Restador 3 127

6.3.4.7. Controlador PI Control de Corriente 127

6.3.4.8. Controlador PI Control de ángulo “γ” 128

6.3.4.9. Máximo 129

6.3.4.10. Restador 129

6.3.5. Control de Estaciones convertidoras 129

7. SIMULACIONES DEL SISTEMA DE CONTROL 132

7.1. Desconexión intempestiva de central de 500 [MW] en el subsistema Aysén 133

8

7.2. Desconexión de consumo de 500 [MW] en el SIC 138

7.3. Desconexión intempestiva de central de 300 [MW] en el SIC 143



7.6. Análisis de elección del parámetro K 160

8. CONCLUSIONES 161

8.1. Sistema de Control Modelado 161

8.2. Resultados de simulaciones 162

8.3. Validez y optimización del sistema de control 164

8.4. Proposición de trabajos futuros 164

9. REFERENCIAS 166

10. ANEXOS 168

10.1. Control de Frecuencia Primaria y Potencia Activa 168

10.1.1. Fundamentos del Regulador de Velocidad 169

10.1.2. Respuesta del generador a los cambios de carga 170

10.1.3. Respuesta de la carga a desviaciones de frecuencia 172

10.1.4. Regulador Isócrono Aplicado a un Único Generador del Sistema 173

10.1.5. Regulador de Velocidad con característica de estatismo 174

10.1.6. Participación en la regulación primaria de generadores en paralelo 176

10.1.7. Cambio en la potencia de referencia 177

10.1.8. Regulación primaria en un sistema con carga dependiente de la frecuencia 179

10.2. Modelo CIGRÉ HVDC Benchmark 182

10.3. Reguladores de la central Ralco 184

10.4. Señales internas controladores frecuencia y potencia 185

10.4.1. Desconexión de central de 500 [MW] en el subsistema Aysén 185

10.4.2. Desconexión consumo 500 [MW] en el subsistema SIC 187

10.4.3. Desconexión de central de 300 [MW] en el subsistema SIC 189



10.5. Frecuencias Rectificador 195

10.5.1. Desconexión Central 500 [MW] en el subsistema Aysén 195

10.5.2. Desconexión Consumo 500 [MW] subsistema SIC 196

10.5.3. Desconexión Central 300 [MW] en el subsistema SIC 197



10.6. Programación en Digsilent de los modelos de control 200

10.6.1. Control de Frecuencia del Inversor 200

10.6.1.1. Banda Muerta (dBand) 200

10.6.1.2. Control Proporcional 200

9

10.6.1.3. Integrador 200

10.6.1.4. Limitador de potencia 201


10.6.2.1. Limitador de Pendiente de Señal de Tensión (MeasFilt) 201

10.6.3. Control del Ángulo de disparo del Rectificador 202

10.6.3.1. Limitador de Pendiente de Señal de Tensión (MeasFilt) 202

10.6.3.2. Limitador de Pendiente de Señal de Corriente (MeasFilt(1)) 203

10.6.3.3. VDCOL 203

10.6.3.4. Controlador PI Control de Corriente del Rectificador (PI Ctrl) 203

10.6.4. Control del Ángulo de disparo del Inversor 204

10.6.4.1. Limitador de Pendiente de Señal de Corriente (MeasFilt) 204

10.6.4.2. Rampa (Ramp) 205

10.6.4.3. Controlador PI Control de Corriente 205

10.6.4.4. Controlador PI Control de ángulo “γ” 205

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ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 1: Potencia vs Distancia para sistemas DC y AC [8] ............................................................ 17 Figura 2: Distribución de costos en función de la distancia [8] ...................................................... 18 Figura 3: Enlace Monopolar [19] ......................................................................................................... 19 Figura 4: Enlace Bipolar [19] ................................................................................................................ 20 Figura 5: Enlace Homopolar [19] ........................................................................................................ 20 Figura 6: Franja de servidumbre torre AC vs torre DC ................................................................... 26 Figura 7: Control automático de generación en un sistema aislado ............................................... 41 Figura 8: Esquema de un sistema con dos áreas ............................................................................... 42 Figura 9: Sistema con dos áreas sin control secundario ................................................................... 43 Figura 10: Sistema con dos áreas con control secundario [15] ........................................................ 46 Figura 11: Diagrama Esquemático ...................................................................................................... 54 Figura 12: Circuito equivalente ............................................................................................................ 55 Figura 13: Perfil de Tensión ................................................................................................................. 55 Figura 14: Característica V-I ideal en régimen permanente, con Vd medido en el rectificador. . 58 Figura 15: Característica real de control del convertidor en régimen permanente ....................... 60 Figura 16: Regulador de corriente ....................................................................................................... 61 Figura 17: Modos de control alternativos en el inversor .................................................................. 63 Figura 18: Circuito equivalente del inversor ...................................................................................... 63 Figura 19: Limitadores de corriente dependientes de la tensión (VDCOLs) ................................ 66 Figura 20: Característica V-I en régimen permanente incluyendo VDCOL, con límites de corriente mínima y de ángulos de disparo .......................................................................................... 67 Figura 21: Niveles jerárquicos de un sistema de control HVDC, con constantes de tiempo típicas asociadas ...................................................................................................................................... 70 Figura 22: Nivel de control de tiristores y válvulas ........................................................................... 71 Figura 23: Convertidor y niveles de control básicos ......................................................................... 73 Figura 24: Control de polo maestro en una transmisión bipolar .................................................... 74 Figura 25: Control de fase individual de disparo ............................................................................... 77 Figura 26: Control de frecuencia constante en una red AC operando en isla ............................... 79 Figura 27: Control de frecuencia/potencia ........................................................................................ 79 Figura 28: Estabilización de un enlace AC mediante líneas DC en paralelo ................................. 80 Figura 29: Ubicación de los enlaces de Río Nelson (NR) y CU [16] .............................................. 82 Figura 30: Controles de frecuencia de los bipolos del enlace HVDC de Río Nelson, diagrama de bloques detallado .............................................................................................................................. 84 Figura 31: Controles de frecuencia de los bipolos del enlace HVDC de Río Nelson, diagrama esquemático ............................................................................................................................................ 85 Figura 32: Modelo de control externo (External Control System, ECS) del Sistema HVDC del río Eel ...................................................................................................................................................... 86 Figura 33: Diagrama de bloques para el control de frecuencia-potencia de CU .......................... 87 Figura 34: Controlador de frecuencia del enlace CU ........................................................................ 88 Figura 35: Sistema de transmisión de Itaipú ...................................................................................... 90 Figura 36: Diagrama de bloques de la modulación del ángulo “γ” del sistema HVDC de Itaipú .................................................................................................................................................................. 91 Figura 37: Estabilizador de frecuencia en el sistema de Itaipú a 50 [Hz] ...................................... 92 Figura 38: Regulador de frecuencia del sistema de Itaipú a 60 [Hz]............................................... 92

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Figura 39: Diagrama de bloques simplificado del control de potencia de bipolos de Itaipú ...... 93 Figura 40: VDCOL de Itaipú ............................................................................................................... 94 Figura 41: Característica estática del VDCOL de Itaipú .................................................................. 95 Figura 42: Sistema HVDC implementado en Digsilent ................................................................... 99 Figura 43: Diagrama de Bloques General de Modelo de Control de enlace HDVC ................. 102 Figura 44: Modelo de control en Digsilent ...................................................................................... 103 Figura 45: Diagrama de bloques general del controlador de frecuencia del inversor ................ 104 Figura 46: Bloque control frecuencia del Inversor .......................................................................... 104 Figura 47: Diagrama de bloques detallado del Controlador de Frecuencia del Inversor .......... 105 Figura 48: Diagrama de Bloques detallado, implementado en Digsilent ..................................... 105 Figura 49: Diagrama de bloques general del Controlador de Potencia ........................................ 109 Figura 50: Bloque Control de Potencia............................................................................................. 109 Figura 51: Diagrama de Bloques detallado del Controlador de Potencia .................................... 110 Figura 52: Control de Potencia del enlace HVDC .......................................................................... 111 Figura 53: Diagrama de bloques general del controlador de ángulo de disparo del rectificador ................................................................................................................................................................ 114 Figura 54: Bloque Control de Ángulo de disparo de Rectificador ............................................... 114 Figura 55: Diagrama de bloques detallado del controlador del ángulo de disparo del rectificador ................................................................................................................................................................ 115 Figura 56: Control del Rectificador ................................................................................................... 116 Figura 57: Diagrama de bloques general del controlador del ángulo de disparo del Inversor . 121 Figura 58: Bloque control del ángulo de disparo “α” del inversor en Digsilent ......................... 121 Figura 59: Diagrama de bloques detallado del Control del Ángulo de Disparo del Inversor .. 122 Figura 60: Controlador del inversor .................................................................................................. 124 Figura 61: A) Diagrama de bloques del Control del Inversor y B) Diagrama de bloques del Control del Rectificador ...................................................................................................................... 129 Figura 62: Bloque control estación Inversora .................................................................................. 130 Figura 63: Frecuencia medida en el inversor para caída de central de 500 [MW] del subsistema Aysén con y sin acción de control. .................................................................................................... 134 Figura 64: Potencias resultantes para caída de central de 500 [MW] en el subsistema Aysén, con y sin acción de control ......................................................................................................................... 136 Figura 65: Frecuencias en el inversor, casos controlado y no controlado. .................................. 139 Figura 66: Potencias vs tiempo, para los casos controlado y no controlado .............................. 141 Figura 67: Señales de frecuencia en el inversor, con y sin los controles activados. ................... 144 Figura 68: Señales de de potencia en el rectificador e inversor, condición controlada y no controlada. ............................................................................................................................................. 146 Figura 69: Señales de frecuencia en el inversor, con y sin los controles activados. ................... 149 Figura 70: Señales de salida de potencia en el rectificador e inversor, con y sin los controles activados. ............................................................................................................................................... 151 Figura 71: Señales de frecuencia en el inversor, con y sin los controles activados. ................... 154 Figura 72: Señales de salida de potencia en el rectificador e inversor, con y sin los controles activados. ............................................................................................................................................... 157 Figura 73: Generador alimentando carga independiente ............................................................... 169 Figura 74: Función de transferencia que relaciona velocidad y torques ...................................... 170 Figura 75: Función de transferencia que relaciona velocidad y potencia ..................................... 172 Figura 76: Efecto de la frecuencia sobre la demanda [15] ............................................................. 173 Figura 77: Diagrama de bloques reducido del efecto de la frecuencia sobre la demanda [15] . 173 Figura 78: Diagrama esquemático de un regulador isócrono [15] ................................................ 174

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Figura 79: Diagrama de bloques con realimentación en estado estacionario [15] ...................... 175 Figura 80: Diagrama de Bloques reducido [15] ............................................................................... 175 Figura 81: Característica de un control primario con estatismo [15] ............................................ 176 Figura 82: Reparto de la carga entre dos generadores con distinto estatismo [15] .................... 177 Figura 83: Diagrama de bloques reducido del sistema de regulación primaria [15] ................... 177 Figura 84: Efecto de modificar la consigna de potencia [15] ........................................................ 178 Figura 85: Modelo de Sistema con control Primario [15] .............................................................. 179 Figura 86: Sistema HVDC Benchmark CIGRÉ .............................................................................. 183 Figura 87: Regulador de velocidad de Ralco .................................................................................... 184 Figura 88: Regulador de velocidad de Ralco .................................................................................... 184 Figura 89: Señales internas control potencia .................................................................................... 185 Figura 90: Señales internas controlador frecuencia ......................................................................... 186 Figura 91: Variables internas control potencia ................................................................................ 187 Figura 92: Señales internas control frecuencia ................................................................................. 188 Figura 93: Señales internas control de potencia .............................................................................. 189 Figura 94: Señales internas control de frecuencia ........................................................................... 190 Figura 95: Señales internas control de potencia .............................................................................. 191 Figura 96: Señales internas control de frecuencia ........................................................................... 192 Figura 97: Señales internas control de potencia .............................................................................. 193 Figura 98: Señales internas control de frecuencia ........................................................................... 194 Figura 99: Frecuencia rectificador caso controlado y no controlado ........................................... 195 Figura 100: Frecuencia rectificador caso controlado y no controlado ......................................... 196 Figura 101: Frecuencia rectificador caso controlado y no controlado ......................................... 197 Figura 102: Frecuencia en el rectificador caso controlado y no controlado ............................... 198 Figura 103: Frecuencias en el rectificador caso controlado y no controlado .............................. 199

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LISTADO DE ACRÓNIMOS AC: Alternating current, corriente alterna AGC: Automatic Generation Control, Control Automático de Generación CAMMESA: Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico Sociedad Anónima CC: Centro de Control CCA: Constant Current Amplifier, Amplificador de Control de Corriente CCAT: Corriente Continua en Alta Tensión CDC: Centro de Despacho y Control del CDEC CDEC: Centro de Despacho Económico de Carga CNE: Comisión Nacional de Energía COC: Centro de Control de Operaciones COG: Centro de Control de Operación de Generadores COyM: Costos de Operación y Mantenimiento CPF: Control Primario de Frecuencia CSF: Control Secundario de Frecuencia DC: Direct Current, Corriente Continua DPC: Damping Power Controller, Controlador de Amortiguamiento de Potencia EDAC: Esquema de Desconexión Automática de Carga ENRE: Ente Nacional Regulador de la Electricidad HVAC: High Voltage Alternating Current, Corriente Alterna en Alta Tensión HVDC: High Voltage Direct Current, Corriente Continua en Alta Tensión MEM: Mercado Eléctrico Mayorista NTSyCS: Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio OED: Organismo Encargado del Despacho PCU: Primary control Unit, Regulador de Velocidad RIAC: Rectifier Integrator Alpha Clamp SADI: Sistema Argentino de Interconexión SCR: Short Circuit Rate, Razón de Cortocircuito SI: Sistema Interconectado SIC: Sistema Interconectado Central STOL: Short Time Overload Limit, Limitador de Sobrecarga de Corta Duración SVC: Sistema de Compensación Estática de Potencia Reactiva TCU: Thyristor Control Unit, Unidad de Control de Tiristor UCTE: Union for the Coordination of the Transmission of Electricity UTC: Universal Time Coordinated, Tiempo Universal Coordinado VCO: Voltage-controlled oscillator, Regulador de Tensión VDCOL: Voltage Dependent Current Order Limit, Limitador de Corriente de Referencia dependiente de la Tensión

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1. INTRODUCCIÓN

La transmisión en HVDC es una tecnología de transmisión de potencia existente en

más de 90 proyectos en el mundo, cifra que se encuentra en expansión. Una de las principales

razones para este crecimiento, es el incremento de la demanda energética que se ha producido

en todos los países, lo cual se ha traducido en la problemática de llevar grandes bloques de

energía desde zonas generadoras a zonas consumidoras.

En Chile, se encuentra en evaluación el Proyecto Hidroaysén, el cual pretende unir,

mediante un enlace en corriente continua, el SIC con un conjunto de centrales que se

construirían en Aysén. El objetivo de este proyecto es la construcción y operación de cinco

centrales hidroeléctricas, dos en el río Baker y tres en el río Pascua. El complejo tendría una

potencia instalada de 2.750 [MW] y una capacidad de 18.430 [GWh] de energía media anual.

Esta energía será conectada al SIC mediante una línea de corriente continua en alta tensión con

una longitud cercana a 2.000 [km]. Sin embargo, existen diversas limitantes técnicas a la

construcción y operación de este proyecto, y una de éstas tiene que ver con la regulación de

frecuencia, tema que será tratado en la presente Tesis.

Este tema es altamente relevante en la operación del sistema, pues la regulación

primaria de frecuencia es la encargada de mantener el equilibrio entre la potencia consumida en

la red y la potencia motriz de los grupos generadores. Por su parte, la regulación secundaria de

frecuencia tiene por objetivo principal volver la frecuencia de la red a su valor nominal,

correspondiente a 50 [Hz] en el caso chileno.

El presente trabajo de Tesis propone el diseño de un enlace HVDC que conecta dos

subsistemas, homologables al SIC y al subsistema de las centrales de Aysén, para lo cual se

construye un sistema de control en el sistema HVDC que permita mantener el rango de

variación de frecuencia en torno a ciertos valores definidos en la NTSyCS. Estos controles de

frecuencia se modelan en el programa Digsilent, y se realizan distintas contingencias, para

probar la efectividad del controlador.

15

2. OBJETIVOS DE LA TESIS

Los objetivos a alcanzar de este Trabajo de Tesis son:

Objetivos Generales:

� Estudio del impacto de un enlace HVDC conectado con un modelo homólogo al SIC,

en relación con la respuesta de frecuencia primaria del este sistema.

� Integración del enlace HVDC al control de frecuencia primario del sistema homólogo

al SIC, con el objeto de mantener la respuesta de frecuencia dentro de las bandas

establecidas en la NTSyCS.

Objetivos Específicos

� Proponer un modelo de control de frecuencia primario, que modifique la potencia

inyectada a través del enlace HVDC, de modo de estabilizar la frecuencia en el inversor

ante perturbaciones de distinta severidad.

� Diseño de un Sistema de Control particular para el enlace HVDC estudiado, con

estudio de sus parámetros. Cada enlace HVDC tiene requerimientos distintos, por lo

que los sistemas de control son diferentes tanto en el diseño de sus controladores

como en sus parámetros.

� Modelar el control propuesto en el software Digsilent, verificando su funcionamiento

ante distintas contingencias.

16

3. ENLACE HVDC

3.1. Introducción

3.1.1. Historia

En sus inicios, la transmisión de energía eléctrica se desarrolló en corriente

continua. En aquellos momentos, los principales avances se habían realizado en

acumuladores y generadores eléctricos en corriente continua, por lo que la distribución

de energía eléctrica se ejecutó con esta tecnología. Así, en 1882 se realizó el tendido de

una línea de 2 [kV] de corriente continua, de 50 [km] de extensión entre Miesbach y

Münich (Alemania). Las primeras redes de distribución instaladas en Europa y Estados

Unidos funcionaron en corriente continua y baja tensión, pero gran parte de la energía

generada se perdía en los cables. Luego, gracias a la invención del transformador en

1885, los sistemas de transmisión en corriente alterna se potenciaron, pues se logró

transmitir en tensiones más altas y con menores pérdidas. Luego, en 1893 se introduce

la transmisión en corriente alterna trifásica y se desarrollan los motores de inducción, lo

que hace más económico el uso de esta tecnología que dominó en el siglo XX.

Paralelamente, el desarrollo de la tecnología en corriente continua siguió con la

invención del diodo en el año 1904, el tubo de vacío en 1910 y las válvulas de arco de

mercurio en 1929, los que se utilizaron para el proceso de conversión de corriente

alterna a continua. En 1930 se instalaron plantas de investigación en USA y Suecia. La

corriente continua resultaba interesante en la transmisión de energía a largas distancias,

al no perder capacidad de transporte en largos recorridos producto de problemas de

estabilidad como ocurre en redes AC.

El primer enlace HVDC se construyó en 1954 y unió la isla de Gotland con

Suecia (100 [kV], 20 [MW]), con un cable submarino de 98 [km] de extensión en el mar

Báltico. Luego, en 1967 se inicia el uso de las válvulas de estado sólido (tiristores) en la

transmisión HVDC y se aplican nuevamente en el enlace Gotland-Suecia. Luego, en

1968 se usan tiristores en el proyecto Cahora Bassa, el cual une la estación generadora

hidráulica del mismo nombre con Mozambique, en Sudáfrica. Este proyecto tiene la

17

particularidad de poseer la mayor tensión (533 [kV]), mayor potencia (1.920 [MW]) y

longitud (1.420 [km]) usada hasta ese momento en el mundo.

3.1.2. Características principales de los Sistemas HVDC

La Figura 1 muestra la capacidad de transmisión de potencia del sistema HVDC

en función de la distancia, la cual se mantiene prácticamente independiente. Por otra

parte, los sistemas en corriente alterna disminuyen la capacidad de transmisión con la

longitud de las líneas, debido a sus efectos inductivos.

Figura 1: Potencia vs Distancia para sistemas DC y AC [8]

Otra dificultad adicional es el desfase producido por esta misma inductancia

entre las tensiones de los dos extremos de la línea, puesto que puede conducir a la

inestabilidad del sistema (ver sección 3.3.2.1 Límites de Estabilidad). Estos problemas

no aparecen en los sistemas HVDC al no estar afectados por la inductancia de la línea.

Otro factor técnico básico consiste en la imposibilidad de conectar en corriente

alterna dos sistemas que funcionan a diferente frecuencia (asincrónicos). En estos casos

se hace imprescindible el uso de HVDC independientemente de la distancia que separe

ambos sistemas. En ocasiones, la conexión de los sistemas se realiza en el interior de

una subestación, haciendo innecesaria la instalación de líneas de transporte en HVDC

(sistemas back-to-back).

18

En el momento de analizar el costo total de un sistema de transporte es

necesario contar con los costos directos de la instalación (líneas y convertidores/

transformadores) y los indirectos (pérdidas capitalizadas y COyM). La Figura 2 muestra

la distribución de los costos de las instalaciones HVDC y HVAC en función de la

distancia. Se aprecia el punto de intersección entre las curvas de costo total DC y costo

total AC, el cual si se prolonga hasta el eje X, entrega la “Distancia crítica” AC-DC, que

indica la distancia entre los terminales en que el costo de construir un sistema en

corriente alterna o en continua es el mismo. Bajo la distancia crítica, conviene construir

un sistema en corriente alterna ya que sus costos son inferiores, y sobre la distancia

crítica, conviene construir un sistema en corriente continua. Usualmente, la distancia

crítica puede variar entre 400 [km] y 700 [km], dependiendo de los costos unitarios por

kilómetro de línea.

Figura 2: Distribución de costos en función de la distancia [8]

19

3.2. Configuraciones de enlaces HVDC

Las configuraciones básicas empleadas en los sistemas de transmisión HVDC

dependerán del número de polos y de la polaridad de cada uno, siendo los principales:

Enlace monopolar: Esta configuración presenta un conductor, generalmente de polaridad

negativa. El retorno se realiza por tierra o mar, mediante electrodos que hacen la función de

cátodo (electrodo de polaridad negativa) y ánodo (electrodo de polaridad positiva), según se

observa en la Figura 3.

Figura 3: Enlace Monopolar [19]

Enlace bipolar: En esta configuración existen dos polos de polaridad opuesta con igual

corriente nominal y con el punto neutral (punto entre ambas estaciones convertidoras, o

electrodo 1 en la Figura 4) a tierra mediante un electrodo. De esta forma, en operación normal

no existe corriente nominal transmitida desde el electrodo hacia tierra.

En situación de mantenimiento o falla de uno de los polos, los electrodos de puesta a

tierra son capaces de cerrar el circuito mediante la conducción por tierra de la corriente, por

determinados períodos de tiempo. Dado que puede fallar tanto el electrodo negativo como el

positivo, ambos deben ser capaces de funcionar como cátodo o ánodo; debido a esta última

circunstancia es que ambos deben ser diseñados al menos como ánodos, pues así se toman las

precauciones necesarias para evitar la corrosión del electrodo.

20

Figura 4: Enlace Bipolar [19]

Enlace homopolar: Esta configuración presenta dos o más conductores de la misma

polaridad y siempre opera con retorno a tierra mediante electrodos o por conductor metálico.

En el caso de falla o mantenimiento de un conductor, el otro podrá sobrellevar la pérdida

mediante la sobrecarga de la línea operativa.

Figura 5: Enlace Homopolar [19]

En los esquemas mencionados es posible usar retorno metálico en lugar de electrodos

de puesta a tierra cuando las condiciones ambientales hacen prohibitivo o complejo utilizar

21

tierra como camino de retorno de la corriente. Sin embargo, se debe efectuar una evaluación

económica detallada de los costos involucrados, pues éstos se incrementarían fuertemente en el

caso del retorno metálico, sobre todo si las distancias involucradas son extensas.

22

3.3. Transmisión en Corriente Continua versus Transmisión en

Corriente Alterna

Para planear la elección entre transmisión en corriente continua y corriente alterna, es

necesario realizar una evaluación de los costos de transmisión, consideraciones técnicas, y la

confiabilidad y disponibilidad ofrecidas por las distintas alternativas de transmisión.

3.3.1. Evaluación de Costos de Transmisión

El costo de una línea de transmisión se compone de la inversión de capital para

la infraestructura (torres, conductores, aisladores y equipos requeridos en las estaciones

terminales) y de los costos operacionales (por ejemplo, pérdidas de transmisión). Si se

asume requerimientos de aislación similar para las tensiones máximas de líneas en

corriente continua y alterna, una línea en corriente continua con dos conductores

puede transportar tanta potencia como una línea en corriente alterna con tres

conductores del mismo tamaño. De esta forma, para cierto nivel de potencia dado, una

línea DC requiere costos de aislación y de conductores reducidos, y torres más delgadas

y económicas.

Para el caso de la línea DC, por el hecho de tener sólo dos conductores (con la

misma capacidad de corriente que tres conductores en corriente alterna), las pérdidas

de transmisión de potencia también se reducen en aproximadamente dos tercios

respecto de aquellas en un sistema en corriente alterna [11]. Además, la ausencia del

efecto pelicular, pérdidas dieléctricas y efecto Corona inferiores que en el caso de la

transmisión en corriente alterna, también son beneficiosos para reducir las pérdidas de

potencia en el caso de la transmisión en corriente continua.

Por último, se deberá evaluar la longitud del enlace debido a que para distancias

inferiores a la Distancia Crítica, los costos de instalar un enlace HVDC son mucho más

altos a los de un enlace en corriente alterna, ya que los costos fijos de las estaciones

convertidoras son muy altos y no se alcanzan a compensar con las menores pérdidas de

23

transmisión. Por lo tanto, un enlace HVDC sólo es conveniente para distancias

mayores a la Distancia Crítica. Usualmente, la distancia crítica puede variar entre 400 y

700 [km], dependiendo de los costos unitarios por kilómetro de la línea.

En el caso del Subsistema del Proyecto Hidroaysén, es conveniente conectarlo

al SIC a través de una línea en corriente continua, ya que el largo de la línea es de

aproximadamente 2.000 [km], lo que hace inviable un enlace en corriente alterna por

limitaciones técnico-económicas.

3.3.2. Evaluación de Consideraciones Técnicas

Un enlace en corriente continua es capaz de controlar completamente la

potencia transmitida, tiene la capacidad de mejorar la estabilidad transitoria de redes

asociadas en corriente alterna, y puede limitar fallas de corriente a través de la línea,

debido a su rápida controlabilidad. Además, la transmisión DC puede superar varios de

los siguientes problemas asociados con transmisión en corriente alterna:

3.3.2.1. Límites de Estabilidad

La potencia transferida en una línea en corriente alterna depende de la

diferencia del ángulo entre los fasores de tensión de los dos extremos de la línea.

Para un nivel de transferencia de potencia dado, el ángulo se incrementa con la

distancia. La máxima transferencia de potencia está limitada por consideraciones

de estado estacionario y estabilidad transitoria. La transferencia de potencia de una

línea de corriente alterna es inversamente proporcional a la distancia; mientras que

en una línea de corriente continua, no depende del largo de ésta [11].

3.3.2.2. Control de Tensión

El control de tensión en líneas en corriente alterna es complicado debido a

las caídas de tensión, entre otros motivos. El perfil de tensión en una línea AC es

relativamente plano sólo para un nivel de potencia transferida correspondiente a su

24

Carga de Impedancia Característica SSIL, la que se define como la potencia

suministrada por ésta a una carga óhmica pura:

Ecuación 1 �� √�� √�� · �√� � �� [3.1]

Para tensión constante al final de la línea, la tensión se reduce en el punto

medio para cargas de líneas mayores a su SSIL, y aumenta para cargas de línea

inferiores a SSIL. [11].

A medida que la carga de la línea es incrementada, la mantención de

tensión constante en ambos extremos de la línea requiere de control de potencia

reactiva. Los requerimientos de ésta se elevan conforme aumenta el largo de la

línea.

Aunque las estaciones convertidoras AC/DC requieren potencia reactiva

relacionada con la potencia transmitida, la línea DC no requiere potencia reactiva

para sí misma.

3.3.2.3. Compensación reactiva en líneas

La compensación reactiva en líneas de transmisión en corriente alterna de

gran longitud es necesaria para reducir las limitaciones de estabilidad. El control de

tensión, y el aumento de la potencia transferida son posibles a través del uso de

SVC, reactancias Shunts, bancos de condensadores, entre otros. En el caso de las

líneas DC, este tipo de compensación no es requerido.

3.3.2.4. Problemas de interconexión en redes AC

La interconexión de dos sistemas de potencia a través de un enlace AC

requiere de controladores de generación automática (AGC) en ambos sistemas,

para estar coordinados con la misma frecuencia. Sin embargo, incluso con un

control coordinado de estos sistemas interconectados, la operación del enlace AC

puede ser problemática debido a los siguientes motivos:

25

- La presencia de grandes oscilaciones de potencia que pueden ocasionar

caídas del sistema por baja frecuencia.

- Incremento del nivel de falla.

- Transmisión de perturbaciones de un subsistema a otro.

La rápida controlabilidad del flujo de potencia en líneas DC elimina los

problemas anteriormente mencionados. Además, permite la interconexión de

subsistemas que funcionan a distinta frecuencia.

3.3.2.5. Impedancia de Tierra

En transmisión en corriente alterna, no es permitida la existencia de la

corriente de secuencia cero en régimen permanente debido a la alta magnitud de la

impedancia de tierra, la cual no permite una transmisión eficiente de potencia.

La impedancia de tierra es insignificante para la corriente continua, por lo

que en el caso de un sistema bipolar, se puede mantener la operación del enlace

HVDC con un porcentaje de sobrecarga del polo sano, utilizando la tierra como

retorno durante el período de falla. El retorno de tierra es objetable cuando el

electrodo de puesta a tierra encargado de conducir la corriente presenta corrosión

producto del flujo de corriente continua, o bien cuando existen consideraciones

ambientales que lo restrinjan.

3.3.3. Evaluación de consideraciones Ambientales

Uno de los principales beneficios de transmitir en corriente continua es la

menor franja de servidumbre comparada con la de una línea en corriente alterna, para

el mismo nivel de potencia, con torres más simples y de menor impacto visual.

26

Figura 6: Franja de servidumbre torre AC vs torre DC

Otras ventajas de un enlace HVDC sobre HVAC son las siguientes:

- Los campos eléctricos y magnéticos de una línea HVDC son de la misma

magnitud que los generados por la Tierra, no afectando a priori a seres vivos.

- Posibilidad de conectar vía cable submarino a sistemas aislados en distancias

mayores que con cables HVAC.

Por otro lado, un aspecto a considerar es el caso de funcionamiento monopolar

del enlace, que se puede dar por una configuración monopolar permanente o bien por

una falla en uno de los polos de un enlace bipolar, situación en la cual el retorno de

corriente se realiza por tierra eléctrica (esto es tierra o mar) utilizando electrodos de

puesta a tierra situados en estos medios. En este caso, existen dos puntos que se deben

tener en cuenta con respecto al medio ambiente:

1. Operación segura para personas, flora y fauna. En caso de funcionamiento

monopolar, se deben diseñar electrodos que permitan obtener tensiones de

paso en la superficie del medio en que están situados que permitan una

operación segura para personas y fauna. En caso de un electrodo de mar, se

debe tener especial cuidado con la tensión entre los extremos de la fauna

marina (por ejemplo cabeza-cola en un pez) existente en las cercanías del

electrodo en operación [19].

27

2. Riesgo de corrosión para instalaciones cercanas (enterradas y/o sumergidas). Al

efectuarse el retorno por tierra, existe el riesgo de corrosión en las instalaciones

metálicas cercanas al electrodo que opera como cátodo, tales como sistemas

telefónicos, instalaciones de ferrocarriles, tuberías de cualquier especie, sistemas

de transmisión A.C., entre otras. Este riesgo debe cuantificarse previo al diseño

del sistema de transmisión, así como también las medidas de mitigación

correspondientes, que pueden ser protección catódica, distancia mínima del

orden de decenas de kilómetros entre el electrodo y la convertidora, entre otras

[19].

3.3.4. Problemas con Transmisión DC

La aplicación de un enlace HVDC es limitada por los siguientes factores:

a) Alto costo de estaciones convertidoras.

b) Imposibilidad de usar transformadores para cambiar los niveles de

tensión.

c) Generación de Armónicas en el lado de corriente alterna.

d) Requerimiento de potencia reactiva en las estaciones convertidoras.

e) Complejidad en el diseño de los controladores.

f) Falla de las válvulas (tiristores, etc.).

A través de los años, se han producido importantes avances en esta

tecnología, los cuales han mejorado las desventajas mencionadas anteriormente

(excepto la b, ya que los transformadores sólo funcionan en corriente alterna

debido a sus principios inductivos de funcionamiento). Estos avances en la

tecnología DC son los siguientes:

a) Incremento en los valores nominales de las celdas de los tiristores que

conforman las válvulas.

b) Construcción modular de las válvulas de los tiristores

c) Operación de convertidores de 12 pulsos

28

d) Uso de conmutación forzada de tiristores

e) Aplicación de electrónica digital y fibra óptica en el control de

estaciones convertidoras.

29

4. CONTROL DE FRECUENCIA

Como la frecuencia eléctrica está ligada al balance de potencia activa en el sistema

eléctrico, suele hablarse indistintamente de control de frecuencia, control de potencia, o

control de frecuencia-potencia. De manera breve puede decirse que la frecuencia del sistema y

los flujos de potencia por determinadas líneas son las variables que se quieren controlar, y las

potencias entregadas por generadores son las variables empleadas para controlarlas. Aunque la

frecuencia de un sistema eléctrico es la misma en todos sus nudos únicamente cuando el

sistema se encuentra en régimen permanente, al estudiar el control frecuencia-potencia, se

supone que las desviaciones del punto de equilibrio son pequeñas, y que la frecuencia puede

considerarse la misma en todos los nudos del sistema. Por ello, el control de frecuencia es un

problema que se aborda de manera global. En este sentido es distinto al control de tensión,

eminentemente local y que afecta, salvo en casos muy especiales como el colapso de tensión, a

un conjunto limitado de nudos. Así, los sistemas de control de frecuencia y de tensión se

conciben de forma independiente, aprovechando el débil acoplamiento entre el flujo de

potencia reactiva y las tensiones, por un lado, y el flujo de potencia activa, los ángulos de

tensión y la frecuencia, por otro (Ver anexo 10.1).

La estabilidad de frecuencia corresponde a la capacidad de un sistema de mantener la

frecuencia cercana a los 50 [Hz] en el caso del SIC, lo cual se logra manteniendo el equilibrio

entre la potencia generada y demanda.

La inestabilidad en la frecuencia se produce debido a oscilaciones no amortiguadas de

frecuencia, que pueden derivar en desconexiones de carga o de centrales generadoras.

La estabilidad de frecuencia de corto plazo está relacionada con cambios bruscos de

demanda o desconexiones intempestivas de centrales generadoras, lo que puede causar

desequilibrios en el sistema que provoquen la desconexión de elementos. En cambio, la

estabilidad de frecuencia de largo plazo es provocada por descoordinación de protecciones y

de elementos de control, o falta de reserva en giro para realizar regulación de frecuencia

secundaria.

30

La potencia generada en cada planta debe atender también a otros requerimientos

además de la frecuencia, fundamentalmente compromisos adoptados durante el

funcionamiento del mercado eléctrico. Estos compromisos se refieren tanto a la producción en

cada planta como al intercambio de potencia entre áreas de control vecinas. En la actualidad,

dada la extensión geográfica alcanzada por los sistemas eléctricos modernos y la variedad de

instituciones involucradas en su organización, éstos se dividen en áreas interconectadas para

facilitar su gestión técnica y económica. Las transacciones de potencia en un instante

determinado entre áreas quedan programadas con antelación, y cada área debe disponer de las

suficientes reservas de energía para hacer frente a sus posibles desequilibrios entre generación y

demanda [15].

Considerando lo anterior, el control de frecuencia debe conseguir que

- Se mantenga el equilibrio entre generación y demanda

- Se mantenga la frecuencia de referencia en el sistema

- Se cumplan los compromisos de intercambio de potencia con las áreas vecinas,

en el caso de sistemas interconectados de dos o más áreas.

- Se mantenga la suficiente potencia de reserva

Todo ello, además, debe organizarse dentro del marco regulatorio vigente de cada país,

correspondiente a un mercado de energía competitivo.

Para cumplir estos objetivos, el control frecuencia-potencia se organiza en tres niveles:

primario, secundario y terciario. Cada uno de los niveles opera en un margen de tiempo e

involucra un conjunto de variables provenientes de una parte más o menos amplia del sistema

eléctrico:

- El control primario es el más rápido, operando en un margen de tiempo de

entre 2 y 20 segundos. Actúa de forma local en cada generador sincrónico,

respondiendo a la velocidad de giro del eje. La rapidez de este control está

limitada por la propia inercia del grupo generador-turbina.

- El control secundario opera en un margen de tiempo de entre 20 segundos y 2

minutos. Actúa en el ámbito del área de control, atendiendo a la frecuencia y al

intercambio de potencia con las áreas vecinas.

31

- El control terciario opera en un margen de tiempo superior a 10 minutos.

Actúa en el ámbito de un sistema eléctrico extenso, buscando restituir la reserva

de regulación secundaria que haya sido utilizada. Este tipo de control no es

aplicado en el SIC.

Estos niveles de control se agrupan dentro de los llamados Servicios Complementarios,

los cuales se definen en la normativa vigente de cada país (según corresponda).

4.1. Control de Frecuencia en el SIC

El control de la frecuencia del SIC contempla la operación de una unidad generadora

hidráulica (unidad piloto) con el estatismo de su regulador de velocidad ajustado en un valor

muy cercano a 0 (o nulo), y el resto de las unidades con estatismos iguales o superiores a 3%

[12], lo que permite de forma automática mantener la frecuencia de régimen permanente del

sistema en torno a su valor nominal.

En Chile, la NTSyCS establece las exigencias particulares de Seguridad y Calidad de

Servicio de los sistemas interconectados, y debe ser cumplida por: los propietarios de las

instalaciones sujetas a la coordinación de la operación del CDEC de cada sistema

interconectado, y por los operadores y coordinadores encargados de la operación de dichas

instalaciones.

4.1.1. Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio (NTSyCS)

Corresponde a la Norma vigente en Chile, en la cual se establece que el control

de frecuencia es el conjunto de acciones destinadas a mantener la frecuencia de

operación dentro de una banda predefinida en torno a la frecuencia de referencia,

corrigiendo los desequilibrios instantáneos entre la potencia generada y demandada en

el SIC [7].

En esta norma, en el Artículo 1-7 se establecen los siguientes conceptos:

32

Control Primario de Frecuencia: Acción de control ejercida rápidamente

sobre la frecuencia de un Sistema Interconectado, a través de equipos instalados en

unidades generadoras que permiten modificar en forma automática su producción [7].

Este es el caso de los llamados “reguladores de velocidad” o PCU de las máquinas, los

cuales compensan la variación de velocidad que surge a consecuencia del desequilibrio

producido entre la generación y la carga. Los reguladores de velocidad son de acción

proporcional y actúan en forma individual sobre cada turbina, de acuerdo con el

estatismo de la máquina. Este tipo de control no permite restablecer la frecuencia

nominal del sistema, lo que produce una desviación en la frecuencia en régimen

permanente (Ver Anexo 10.1).

Control Secundario de Frecuencia: Acción manual o automática destinada a

compensar el error final de frecuencia resultante de la acción del control primario de

frecuencia que ejercen los reguladores de velocidad de las unidades generadoras

dispuestas para tal fin, que se consigue a través del cambio en la consigna de potencia

de los reguladores de velocidad [7]. Esta variación en la consigna de potencia significa

un desplazamiento paralelo de la curva característica de regulación de la unidad

correspondiente, para situarse en un nuevo punto de operación a la frecuencia nominal

del sistema [12]. El tiempo de respuesta de esta acción es del orden de varios minutos,

no pudiendo exceder los 15 minutos, y a su vez debe ser sostenible durante 30

minutos. Esta función del control secundario de frecuencia restablece la frecuencia en

su valor nominal, permitiendo a las unidades generadoras participantes del control

primario de frecuencia, restablecer su producción de acuerdo con el orden económico

del despacho [7].

Reserva Primaria: Reserva destinada a corregir las desviaciones instantáneas

de generación respecto de la demanda real del Sistema Interconectado [7].

Reserva Secundaria: Reserva destinada a compensar, durante períodos

menores a 15 minutos, las desviaciones reales de demanda y la generación respecto de

los valores previstos en la programación de la operación del Sistema Interconectado

[7].

33

Reserva en Giro: Margen de potencia disponible entre la potencia de despacho

y la potencia máxima disponible de todas las unidades en operación [7].

Estado de Alerta: Estado que se alcanza luego de una o más contingencias

encontrándose el SI previamente en Estado Normal, en el cual no existe energía no

suministrada y se superan sin pérdida de sincronismo contingencias simples, estando el

SI estable sin estar disgregado en islas, caracterizado por la existencia de alguna de las

siguientes condiciones [7]:

- Existen barras del SI cuyas tensiones se encuentran fuera de los rangos de

Estado Normal, pero no se encuentran fuera de los rangos establecidos para el

Estado de Alerta.

- Se ha perdido reserva en giro de modo que frente a cambios en la demanda, la

frecuencia del SI excursiona fuera de los rangos de Estado Normal, pero no

fuera de los rangos definidos para el Estado de Alerta.

Estado de Emergencia: Estado que se alcanza luego de una o más

contingencias encontrándose el SI previamente en Estado Normal o en Estado de

Alerta y en el cual se presentan alguna de las siguientes condiciones [7]:

- El SI se encuentra disgregado en Islas o existe energía no suministrada.

- Existen barras del SI cuyas tensiones se encuentran fuera de los rangos de

Estado Normal y Alerta.

- Se ha perdido la reserva en giro de modo que frente a cambios en la demanda la

frecuencia del sistema excursiona fuera de los rangos de Estado Normal y

Alerta con riesgo de que el SI o algunas islas pierdan sincronismo.

Estado Normal: Estado del SI en que se satisfacen simultáneamente las

siguientes condiciones [7]:

- Inexistencia de energía no suministrada.

- Las tensiones en todas las barras del SI se encuentran dentro de los rangos

definidos para Estado Normal.

- La frecuencia se encuentra dentro del rango definido para Estado Normal

34

- Las reservas de potencia en giro y de capacidad de transmisión y aporte de

reactivos están dentro de los valores programados.

- En Estado Normal el SI debe ser capaz de superar sin pérdida de sincronismo

las contingencias establecidas en el Capítulo N°5 de la NTSyCS.

La Norma Técnica, en su Artículo 5-31 define lo siguiente: La frecuencia

nominal de cada SI es 50 [Hz], ante lo cual el CDC del CDEC deberá adoptar todas las

medidas posibles para que ésta permanezca constante, aceptándose en régimen

permanente para el Estado Normal y de Alerta, que el valor promedio de la frecuencia

fundamental, medida en intervalos de tiempo de 10 segundos durante todo período de

siete días corridos, se encuentre en los rangos siguientes [7]:

a) Sistemas con capacidad instalada en generación superior a 100 [MW], en los

cuales el aporte de energía de centrales hidroeléctricas, durante los siete días de

control, supere el 60% del consumo total:

- Sobre 49,8 Hz y bajo 50,2 Hz durante al menos el 99% del período;

- Entre 49,3 Hz y 49,8 Hz durante no más de un 0,5% del período;

- Entre 50,2 y 50,7 Hz durante no más de un 0,5% del período.

b) Sistemas con capacidad instalada en generación superior a 100 [MW], en los

cuales el aporte de energía de centrales hidroeléctricas, durante los siete días de

control, no supere el 60% del consumo total:

- Sobre 49,8 Hz y bajo 50,2 Hz durante al menos el 97% del período;

- Entre 49,3 Hz y 49,8 Hz durante a lo más un 1,5% del período;

- Entre 50,2 y 50,7 Hz durante a lo más un 1,5% del período.

En el presente estudio, se simulará un sistema homologable al SIC en el cual

todas las máquinas son hidráulicas y participan en la regulación de frecuencia, por lo

que se deben considerar los límites establecidos para el punto a). Sin embargo, en la

realidad puede ocurrir que en condición de hidrología seca, se deba cumplir la

condición b).

35

Además, el Artículo 5-44 de la NTSyCS estable que “en el caso de una

Contingencia Simple, la frecuencia mínima admitida en instalaciones del Sistema de

Transmisión Troncal será igual a 48,30 [Hz], aceptándose en instalaciones de Sistemas

de Subtransmisión o Sistemas de Transmisión Adicional, un descenso transitorio de la

frecuencia por debajo de 48,30 [Hz] durante un tiempo inferior a los 200 [ms]”.

La NTSyCS define como Contingencia Simple a una “falla intempestiva de un

elemento del SI, pudiendo ser éste una unidad generadora, un consumo o un Elemento

Serie del Sistema de Transmisión, que puede ser controlada con los Recursos Generales

de Control de Contingencias” (Artículo 1-7).

Por último, en el Artículo 3-18 b), señala que el Controlador de Velocidad de

cada unidad generadora que participe del CPF deberá cumplir lo siguiente: “Tiempo

máximo de establecimiento igual a 30 segundos para unidades generadoras

termoeléctricas y 120 segundos para unidades generadoras hidroeléctricas, operando

conectadas al SI. Para la operación en isla las unidades generadoras deberán contar con

cambio automático de ajustes de parámetros previamente definidos de común acuerdo

con la DO”. El “Tiempo Máximo de Establecimiento” se define como el “tiempo que

demora la señal de potencia entregada por la unidad generadora en ingresar en una

banda del + 10 % del valor final ante una perturbación escalón aplicada en la consigna

de velocidad o de carga del Controlador de Velocidad” (Artículo 1-16 de la NTSyCS).

Por lo tanto, en el presente estudio se debe procurar mantener la frecuencia en

el SIC y la potencia de las máquinas generadoras dentro de las bandas mencionadas

anteriormente. Para cumplir con este objetivo, se diseñan los controladores de

frecuencia y potencia del enlace HVDC, de modo que ante una contingencia, actúe

rápidamente el Control Primario de Frecuencia, que varía la potencia transferida a

través del enlace HVDC de modo de igualar la generación y la carga en el SIC. A modo

de hipótesis, se supone que en la barra del rectificador del subsistema Aysén no es

necesario mantener las bandas de frecuencia indicadas anteriormente pues no existen

consumos conectados en dicha zona, por lo que no sería aplicable el cumplimiento de

esta restricción de la NTSyCS. Además, las máquinas del SIC y del subsistema Aysén

poseen reguladores de velocidad (PCU) y reguladores de tensión (VCO) operando

36

correctamente y cumplen las exigencias planteadas en la Convertidora para cada unidad

generadora, por lo que responden de manera adecuada ante requerimientos de

aumentos o bajas en la toma de carga. Cabe destacar que las posibles perturbaciones en

la frecuencia que pudiesen existir en el subsistema Aysén o en el subsistema SIC, no

son traspasables entre sí debido a que el enlace en corriente continua aísla estos efectos

en cada subsistema.

Lo anterior es objeto de una simulación digital del comportamiento dinámico

en el programa Digsilent, donde se implementan los controles diseñados en un enlace

HVDC que conecta un sistema homologable al SIC con un sistema homologable al de

las centrales de Aysén.

4.1.2. Antecedentes

El modo de regulación de frecuencia con una unidad piloto con estatismo nulo

y otras unidades colaboradoras de estatismo no nulo descrito anteriormente, genera los

siguientes efectos [12]:

- Mayor complejidad para afrontar el aumento de la demanda en horas de punta,

debido al escaso margen de la reguladora piloto y a que la reserva en giro se

encuentra concentrada en la zona de Charrúa.

- Debido al aumento de la carga del sistema y sus variaciones instantáneas, el

margen para la reguladora piloto se incrementa, con lo que se va restringiendo

el número de unidades que puedan ejercer como reguladoras piloto del sistema.

- Las unidades más pequeñas, tales como Rapel, Cipreses, etc., que antes ejercían

la función de reguladoras de frecuencia, con el paso del tiempo ya no pueden

realizar dicha función pues la magnitud de la reserva en giro necesaria es muy

grande respecto a la capacidad de dichas centrales.

37

- La desconexión de un bloque significativo de generación, provoca importantes

cambios en la transferencia del sistema troncal del SIC, lo que obliga a imponer

restricciones de transmisión.

La reserva de potencia requerida por la unidad piloto para efectuar el control

secundario de frecuencia es provista por otros generadores que participan de este

control de forma manual; es decir, cambios de generación efectuados por los centros

de control de las centrales involucradas, de acuerdo con instrucciones verbales

emanadas de los despachadores del CDC del SIC. Estos cambios de generación para el

seguimiento de la demanda suponen un despacho de orden económico y supeditado a

condiciones de calidad y seguridad operativas.

Para la regulación de frecuencia del SIC en condiciones normales de operación,

es decir, variaciones naturales de carga y generación, maniobras habituales de operación

u otras perturbaciones menores que produzcan desequilibrios entre la generación y la

demanda, la reserva en giro de la unidad reguladora piloto se mantiene

aproximadamente en ± 56 [MW] [10].

Por otra parte, en caso de contingencias más severas, en las que se produzca un

importante desequilibrio entre la carga y la generación, la reserva en giro del SIC se

debería mantener al menos en una magnitud equivalente a la mayor central despachada,

la que habitualmente es de ± 350 [MW] y que corresponde a una central de ciclo

combinado [12].

Las centrales que colaboran en el Control Primario de Frecuencia son las

centrales de embalse, y en menor medida algunas centrales de pasada, las cuales poseen

una cámara de carga que les permite inyectar potencia por algunos minutos. Las

centrales de embalse son las principales encargadas de realizar la Regulación de

Frecuencia Primaria en el SIC debido a que son capaces de tomar carga en períodos

muy cortos. La capacidad de regular frecuencia primaria es directamente proporcional a

la inercia de rotación de las máquinas, e inversamente proporcional a la inercia del flujo

del agua.

38

En cambio, las centrales térmicas cuyo combustible es el carbón o gas no son

las más apropiadas para regular frecuencia, ya que existe una velocidad máxima para

tomar carga, la que no puede exceder un 2 a 5% de la potencia nominal por minuto.

Recurriendo al vapor contenido en el domo de una central térmica, es posible salvar

requerimientos urgentes, pero luego hay que generar el vapor adicional, lo que toma

tiempo. Hay que destacar además que las centrales termoeléctricas presentan demora

en partir en comparación a las hidroeléctricas, debido a la necesidad de alcanzar

equilibradamente la temperatura de trabajo de los materiales [13].

Las unidades consideradas habitualmente son:

39

Tabla 1: Centrales utilizadas en la regulación de frecuencia en el SIC

4.2. Control de Frecuencia en otros Países

En general, los esquemas de control de frecuencia primaria operan en forma

similar en el mundo, debido a que su funcionamiento se basa en la actuación de los

reguladores de velocidad de las turbinas como respuesta a las variaciones de frecuencia,

los cuales provocan una variación de potencia de los generadores de forma inmediata y

autónoma. Existen diferencias referentes a la cantidad de máquinas que participan en la

regulación de frecuencia primaria, debido a que en el SIC se utiliza una unidad piloto

con estatismo nulo y otras unidades colaboradoras de estatismo no nulo, para absorber

las variaciones de carga y generación; mientras que en otros países la regulación de

frecuencia se realiza en forma distribuida, es decir, todas las unidades generadoras

participan en la regulación.

Central Tipo Propietario

Nº

Unidades

Potencia

neta

máxima

[MW]

Potencia

mínimo

técnico

[MW]

Estatismo

Permanente

[pu]

Antuco Hidráulica Embalse Endesa 2 323,2 10 0,023 y 0,021 Canutillar Hidráulica Embalse Cenelca 2 171,6 40 0,047 Colbún Hidráulica Embalse Colbún 2 476,8 200 0,05 Cipreses Hidráulica Embalse Endesa 3 99,7 0 0,03 El Toro Hidráulica Embalse Endesa 4 446,8 0 0,0278 Machicura Hidráulica Embalse Colbún 2 95,8 24 0,05 Pehuenche Hidráulica Embalse Pehuenche 2 545,5 240 0,025 y 0,03 Pangue Hidráulica Embalse Pangue 2 454,9 180 0,0215 y 0,0227

Rapel Hidráulica Embalse Endesa 5 378,6 150 0,1; 0,09; 0,08; 0,1 y 0,09

Ralco Hidráulica Embalse Endesa 2 564,3 180 0,07 Abanico Hidráulica Pasada Endesa 6 128,6 6 0,03

Pilmaiquén Hidráulica Pasada Puyehue 5 38,9 0 0,04 Pullinque Hidráulica Pasada Panguipulli 3 51,3 0 0,04

Candelaria B1 Térmica Colbún 1 135,32 60 0,04 Candelaria B2 Térmica Colbún 1 135,32 60 0,04

Taltal 1 Térmica Endesa 1 119,8 20 0,0395 Taltal 2 Térmica Endesa 1 119,8 20 0,0395

40

El esquema de control que marca gran diferencia con el usado en el SIC es el de

Frecuencia Secundaria, debido a que en este sistema se realiza en forma manual,

mientras que en otros países, sus normativas establecen que debe realizarse en forma

automática mediante la implementación de un Esquema de Generación Automática.

Además, en normativas de otros países se definen conceptos como Regulación

Terciaria y Control de Tiempo, los cuales tampoco son aplicados en Chile, y serán

vistos a continuación.

Para finalizar el capítulo, se describirá la normativa argentina relacionada con el

Control de Frecuencia, ya que incorpora los conceptos mencionados anteriormente.

4.2.1. Control Automático de Generación (AGC)

Ante variaciones de carga, la acción de control de la regulación primaria permite

recuperar el balance entre potencia consumida (incluyendo pérdidas) y generación; sin

embargo subsisten dos efectos no deseados:

- La frecuencia presenta un error permanente respecto a la frecuencia de

referencia.

- La repartición del incremento de carga entre las unidades generadoras está

determinada por sus estatismos, por lo que en general no se cumplirán los

flujos de potencia programados entre áreas.

El objetivo de la regulación secundaria, ejecutada a través de un sistema de

control denominado Control Automático de la Generación (AGC) es corregir estos

efectos, manteniendo los flujos de potencia programados y eliminando el error

permanente de frecuencia.

4.2.1.1. Control automático de la generación en un sistema aislado

En un sistema eléctrico aislado no es necesario mantener los flujos de

potencia programados con ninguna área vecina, por lo que la única función del

41

control secundario es restaurar la frecuencia de referencia. Esto puede conseguirse

añadiendo una acción de control suplementaria sobre la frecuencia en, al menos,

uno de los generadores del sistema, tal como indica la Figura 7. Ante cualquier

variación de carga la regulación secundaria es más lenta que la regulación primaria,

por lo que puede considerarse que actúa una vez que ésta se ha estabilizado. Al

ajustar la referencia de potencia de las unidades sobre las que actúa y así devolver

la frecuencia del sistema a su valor de referencia (50 [Hz]), la regulación secundaria

restaura automáticamente la generación de todas las unidades del sistema, incluso

de aquellas que no participan en la regulación secundaria [15].

Figura 7: Control automático de generación en un sistema aislado

El control secundario debe realizarse de forma centralizada. De lo

contrario, los generadores competirían entre sí para alcanzar la frecuencia de

referencia y el sistema de control se tornaría inestable, de manera similar a como se

analiza en el Anexo 10.1. Por lo tanto, existe un único lazo de regulación, situado

en un despacho de control, que mide la frecuencia, y que emite a todas las

unidades que participan en la regulación secundaria las consignas de variación de

generación.

42

4.2.1.2. Control automático de la generación en un sistema con dos áreas

Para estos efectos, se considera un sistema eléctrico formado por dos áreas

unidas a través de un enlace, como se muestra en la Figura 8 superior.

Figura 8: Esquema de un sistema con dos áreas

Para esquematizar el control de frecuencia-potencia, es posible representar

cada área mediante un único generador equivalente, que incluye el efecto de todos

los generadores del área correspondiente con sus respectivos sistemas de control.

La sección inferior de la Figura 8 muestra el circuito eléctrico equivalente. Cada

área es representada mediante una fuente de tensión interna junto con una

reactancia equivalente. El flujo de potencia activa a través de la línea de unión es:

� � � � �� [4.1]

Linealizando alrededor del punto de equilibrio inicial definido por δ10 y δ20:

Ecuación 2 ∆� � � ��∆� � [4.2]

Con ∆δ12=∆δ1 - ∆δ2, y T0 es el par sincronizante definido como:

�� [4.3]

43

La Figura 9 muestra el diagrama de bloques del sistema completo, en el

cual cada área queda representada por un generador equivalente, con su constante

de inercia H, su turbina y su regulador de velocidad, y por un coeficiente de

amortiguación D. El efecto de la línea de enlace se representa mediante el término

∆P12, obtenido a partir del par sincronizante y la diferencia entre los ángulos de las

tensiones internas de ambas áreas. Un valor de ∆P12 positivo indica un incremento

del flujo de potencia activa desde el área 1 hacia el área 2. El control secundario

debe conseguir anular ∆ω1, ∆ω2 y ∆P12 [15].

Figura 9: Sistema con dos áreas sin control secundario

Para efectos de análisis, se considera el efecto en régimen permanente de

un incremento de carga en una de las áreas. Si se produce un incremento de

demanda ∆Pl1 en el área uno, teniendo en consideración que en régimen

permanente la desviación de frecuencia es la misma en ambas áreas ∆ω1 = ∆ω2 =

∆ω), en dicha área se cumplirá:

44

∆�� ∆� � � ∆�� ∆!

[4.4]

Y en el área 2 se cumplirá:

∆�� " ∆� � � �∆! [4.5]

Por otro lado, el cambio en la potencia mecánica depende de la regulación

primaria, por lo que:

∆�� ∆!# [4.6]

∆�� ∆!#� [4.7]

Sustituyendo la ecuación (4.6) en la ecuación (4.4) y la ecuación (4.7) en la

ecuación (4.5), se tiene lo siguiente:

∆! $ # " % � �∆� � � ∆�� [4.8]

∆! $ #� " �% � ∆� � [4.9]

Despejando ∆P12 en ambas ecuaciones e igualando se llega a lo siguiente:

∆! � � ∆�� # " " #� " �� ∆�� & " &�

[4.10]

∆� � � � ∆�� ' #� " �( # " " #� " �� ∆�� &�& " &�

[4.11]

Donde:

& � # " [4.12]

&� � #� " � [4.13]

45

Por lo tanto, una variación de carga en el área uno se traduce, después de la

actuación del control primario, en una variación de la frecuencia del sistema de

acuerdo con la ecuación (4.10), y en una variación del flujo de potencia activa entre

las dos áreas de acuerdo con la ecuación (4.11). Si el incremento ∆Pl1 es positivo,

provoca una reducción de la frecuencia y un incremento del flujo de potencia

desde el área dos hacia el área uno. Este incremento de potencia representa la

contribución del área dos al control primario.

Para restaurar el error de frecuencia a valor nulo y el error de flujo de

potencia entre áreas, la regulación secundaria aplica una acción de control de tipo

integrador sobre una combinación de ambos errores, según indica la Figura 10.

46

Figura 10: Sistema con dos áreas con control secundario [15]

La combinación entre ambos errores se realiza a través de una constante B,

de forma que la entrada a los integradores es, respectivamente, ∆P12+B1∆ω y ∆P21

+ B2∆ω. Estos valores reciben el nombre de Error de Control de área, por lo que

es posible escribir:

)� � ∆� � " * ∆! [4.14] )�� ∆�� " *�∆! [4.15]

47

En general, la regulación secundaria no es realizada por todas las unidades

de una misma área, sino únicamente por algunas. El Error de Control de Área

representa el cambio requerido en la generación de cada área, y se expresa

comúnmente en [MW]. Su valor numérico depende de la elección de la constante

B. Pese a que en régimen permanente cualquier valor positivo de B conduce a la

anulación de los errores de frecuencia y de intercambio de potencia, la magnitud

de B es relevante para la evolución dinámica del sistema [15].

Un valor típico de B es:

* � # " [4.16]

En tal caso, para el ejemplo anterior se tiene lo siguiente:

* � # " � & [4.17]

*� � #� " � � &� [4.18]

Con estos valores, y considerando la ecuación (4.10) y (4.11), se deduce

que un incremento de demanda en el área uno ∆Pl1 conduce a los siguientes

errores de control de área: en el área uno:

)� � ∆� � " & ∆! � � ∆�� & & " &� � ∆�� &�& " &� � ∆�� [4.19]

Y en el área 2:

)�� ∆�� " &�∆! � ∆�� &�& " &� � ∆�� &�& " &� � � [4.20]

Por lo tanto, tomando este valor de B el error de control de área en el área

uno corresponde a la potencia necesaria para suministrar al incremento de

demanda, y en área dos resulta ser cero, lo cual es correcto considerando que la

demanda no ha variado en dicha área. Otros valores de B conducen a otros valores

del error de control de área.

48

Es conveniente señalar que el valor de + � ,- " . en un sistema, no

permanece constante a lo largo del tiempo, puesto que R depende del número de

generadores conectados y de sus constantes de estatismo, y D depende de la

naturaleza de la carga. Por tanto, su valor puede variar significativamente entre las

horas punta y valle de demanda. Habitualmente suele asignarse un valor fijo a la

constante B, sancionado por la práctica, que se mantiene constante con

independencia del estado del sistema [15].

4.2.1.3. Control automático de la generación en un sistema con más de

dos áreas

El esquema anterior puede ser aplicado a un sistema con “n” áreas. En tal

caso, el error de control de área del sector n queda definido como:

+)�� ,�01�2�343 " *�∆!

[4.21]

Donde Pn,exportada es la exportación neta de potencia activa del área n, es

decir, la suma de los flujos de potencia salientes hacia todas las áreas vecinas.

4.2.1.4. Algunos aspectos prácticos del control automático de la

generación

Filtrado del error de control de área. El error de control de área puede

variar rápidamente debido a variaciones aleatorias de la demanda. Las unidades

generadoras no deben responder a estas variaciones rápidas, pues ello provocaría

fatiga y desgaste innecesarios en sus componentes. Por ello, para ejercer el control

automático de generación se aplica habitualmente un filtro al error de control de

área que tiene el efecto de suavizar las variaciones de la señal.

Límites de variación de potencia. El control de potencia debe respetar

el límite de variación de potencia por unidad de tiempo de las unidades

generadoras. En general, una central térmica puede variar su producción de forma

49

más lenta que una hidráulica, debido al efecto de las constantes de tiempo

mecánicas y termodinámicas.

Frecuencia de ejecución del control. La ejecución del control

automático de generación no se realiza de forma continua, sino cada 2-4 segundos

aproximadamente. Esto quiere decir que el sistema de control envía una señal a las

unidades generadoras para que modifiquen su producción cada 2-4 segundos.

Cabe señalar que si se quisiera implementar este esquema en Chile, no existe

normativa asociada en la NTSyCS respecto a la implementación de un AGC y de

sus tiempos de ejecución, por lo que existe libertad en este momento al respecto.

Operación en estados de emergencia. En ciertas condiciones de

emergencia que provoquen el aislamiento de partes del sistema o la pérdida de

líneas de enlace entre áreas, el control automático de generación puede ser

suspendido en las áreas afectadas.

Banda muerta de regulación. El control de frecuencia opera

inevitablemente con una cierta banda muerta de regulación, debida a múltiples

causas (fricción, naturaleza de las válvulas de apertura, sensibilidad de aparatos de

medida, entre otras causas). Como consecuencia, siempre existe una desviación de

frecuencia pequeña respecto a la de referencia [15].

4.2.2. Regulación terciaria

Para que la regulación secundaria sea efectiva, las unidades generadoras de un

sistema deben disponer de una reserva suficiente de potencia lista para compensar las

variaciones de demanda. Esta reserva de potencia varía con el tiempo, según el

mecanismo de regulación secundaria va disponiendo de ella.

El objeto de la regulación terciaria es la restitución de la reserva de regulación

secundaria mediante la adaptación de los programas de funcionamiento de los

generadores. En general, la regulación terciaria actúa sobre generadores que pueden

50

estar o no estar acoplados, si bien el margen de tiempo en el que debe actuar (15

minutos) dificulta que unidades térmicas no conectadas puedan participar en ella.

4.2.3. Control de tiempo

Algunos relojes miden el tiempo contando las pulsaciones eléctricas, y

suponiendo una frecuencia exacta de 50 [Hz]. El tiempo medido de esta forma se llama

tiempo sincrónico, pero las variaciones de frecuencia en el sistema eléctrico provocan

que esta medición no sea exacta y que el tiempo síncrono se desvíe respecto al tiempo

UTC. El objetivo del control de tiempo es limitar esta discrepancia.

En el sistema de la UCTE, el control de tiempo es responsabilidad del operador

de sistema suizo ETRANS, desde su centro de control en Laufenburg. Si la desviación

de tiempo es superior a 20 segundos, ETRANS ordena al resto de operadores corregir

la referencia de frecuencia a 49,99 [Hz] ó a 50,01 [Hz] durante 24 horas. El control de

tiempo es el lazo de regulación más lento en el esquema de control frecuencia-potencia

[15].

4.2.4. Regulación de Frecuencia en Argentina

El SADI es uno de los principales mercados desregulados en Sudamérica,

donde las principales fuentes de generación son el agua y el gas natural. En particular,

posee una detallada normativa en cuanto a control de frecuencia se refiere.

Las normas que regulan la actividad y las políticas del sector han quedado

reservadas a la Secretaría de Energía. En dicho organismo, el Consejo Federal de la

Energía Eléctrica maneja las relaciones con las provincias y la administración de fondos

especiales.

La responsabilidad de la aplicación de la regulación recae en CAMMESA, que

es una sociedad anónima integrada por todos los grupos actuantes del MEM junto al

Estado Nacional. Sus funciones principales comprenden la coordinación de las

operaciones de despacho, la responsabilidad por el establecimiento de los precios

51

mayoristas y la administración de las transacciones económicas que se realizan a través

del SADI.

Finalmente, el ENRE posee amplias funciones regulatorias, en especial en

cuanto a las connotaciones económicas relacionadas con aspectos tarifarios,

verificación y control de metas de calidad y resolución de conflictos entre partes [14].

La normativa que establece los requisitos que deben cumplir los grupos

generadores que participen de la regulación primaria y/o secundaria de frecuencia, se

encuentra definida en el Anexo Número 23 del documento "Procedimientos para la

Programación de la Operación, el Despacho de Cargas y el Cálculo de Precios". En

éste, se especifica las características y el desempeño de aquellos componentes de los

sistemas de regulación de velocidad, y de todo automatismo o sistema que actúe

significativamente en la Regulación de Frecuencia, como así también de los sistemas

instalados o a instalar en centros de control y que intervengan en la misma [14]. En

particular, en esta Normativa se detallan los requisitos para participar en:

a) Regulación Primaria de Frecuencia (RPF).

b) Regulación Secundaria de Frecuencia (RSF)

c) Regulación Terciaria de Frecuencia (RTF)

El OED, como responsable del despacho y la administración de la operación

del MEM, tiene como objetivo mantener el equilibrio entre la generación y la demanda

con cierta calidad de servicio establecida en las Normativas. Para ello diariamente

asigna una reserva para regulación de frecuencia. En la operación en tiempo real debe

realizar los ajustes necesarios a dicha reserva para, de ser posible, compensar la

diferencia entre los valores reales y los previstos, tanto en la oferta como en la

demanda.

4.2.4.1. Requisitos para participar en la Regulación Primaria de

Frecuencia (RPF) del SADI [14]

- Estatismo permanente ajustado entre el 4 y 7%.

- Banda muerta inferior al 0,1% (± 0,025 Hz).

52

- Tiempo de establecimiento (necesario para ingresar en la banda del +/-

10% del valor final) del lazo de regulación de velocidad del orden de 30

segundos como máximo para máquinas térmicas y 60 segundos para

máquinas hidráulicas. De ser mayores a estos valores quedará a criterio

del OED su aceptación y la aplicación de eventuales condicionamientos

para su inclusión en el despacho de la regulación primaria de frecuencia.

Adicionalmente el generador debe determinar el tiempo de

establecimiento mínimo posible sin que el mismo afecte a la estabilidad

del sistema ni produzca deterioro permanente en sus propias

instalaciones. El OED podrá disponer los ajustes de los reguladores

dentro de los rangos admisibles, en función de estudios previos y con el

objeto de asegurar la estabilidad del sistema.

- Operar en Regulación Primaria de Frecuencia, sin ningún tipo de

limitación, por lo menos dentro de la banda de la frecuencia de

referencia en operación normal (habitualmente 50 [Hz]), ± 0,2 [Hz].

Durante operación anormal, el COC del SADI podrá ordenar valores

distintos de la Frecuencia de Referencia. Una vez desaparecida la

anormalidad el COC ordenará el retorno inmediato a los valores

normales.

4.2.4.2. Requisitos para participar en la Regulación Secundaria de

Frecuencia (RSF) del SADI [14]

El marco regulatorio Argentino establece que un grupo de centrales

hidráulicas o térmicas, pertenecientes a uno o más Generadores que estén

habilitadas para regulación secundaria de frecuencia, podrán participar en forma

conjunta en dicha regulación si cuentan con un Control Conjunto Automático de

Generación habilitado, el cual se comandará en forma centralizada y por medio de

un solo operador, admitiendo sólo en el caso de una sola central la acción en

forma manual hasta tanto el COG y el grupo de unidades generadoras designados

dispongan del equipamiento necesario para realizar la regulación secundaria de

53

frecuencia en forma centralizada automática o a través de un Control Conjunto

Automático de Generación y/o Regulación Secundaria.

4.2.4.3. Regulación Terciaria de Frecuencia (RTF) [14]

El marco normativo argentino establece que la Regulación Terciaria de

Frecuencia será realizada por el mismo COG al cual se le asigne la regulación

secundaria de frecuencia. Cuando la diferencia entre las horas sincrónicas y patrón

alcance o supere el valor de 10 segundos, el COC asignará la regulación terciaria de

frecuencia dando en forma temporal, una frecuencia de referencia distinta de la

nominal. De esta nueva frecuencia de referencia deberán tomar conocimiento

todos los COG que participen en la regulación de frecuencia, a los efectos de

ajustar las potencias de despacho al nuevo valor de Frecuencia de Referencia.

La Frecuencia de Referencia no podrá diferir en más de ± 0,1 [Hz] de la

Frecuencia Nominal, para realizar la regulación terciaria de frecuencia. En las horas

en que se produce la demanda máxima, la frecuencia nominal deberá ser igual a

50,00 [Hz] en condiciones normales. En condiciones anormales, podrá ser

modificada según lo determine el COC.

La diferencia entre la hora patrón y la sincrónica no debe exceder los 30

segundos, en operación normal. Además, la hora patrón coincidirá en todo

momento con la hora oficial de Argentina.

54

5. CONTROL PARA TRANSMISIÓN HVDC

5.1. Introducción

Un sistema de transmisión HVDC es altamente controlable, debido a que la tensión, la

corriente continua o la potencia en cualquier punto de la línea pueden ser controladas mediante

sus tensiones internas. Su uso efectivo depende de la apropiada configuración de sus

parámetros de control, para asegurar el comportamiento deseado del sistema eléctrico de

potencia. Con el objeto de proveer una operación estable y eficiente del sistema, maximizando

la flexibilidad de éste sin comprometer su seguridad, se disponen distintos niveles de control

ordenados en forma jerárquica.

Los métodos de control están involucrados en mayor o menor medida en la mayoría de

los fenómenos de interacción entre sistemas AC y DC. El sistema de control es de inmediata

importancia, en particular durante perturbaciones, en cuanto a la estabilidad y comportamiento

del enlace HVDC.

5.2. Principios básicos de Control

La Figura 11 representa un enlace monopolar o un polo de un enlace bipolar.

Figura 11: Diagrama Esquemático

El circuito equivalente correspondiente es el mostrado en la Figura 12:

55

Figura 12: Circuito equivalente

Finalmente, su perfil de tensión corresponde al señalado en la Figura 13:

Figura 13: Perfil de Tensión

La corriente continua que va desde el rectificador al inversor es:

�4 � �4�2��5 � �4�6��7#�2 " #� � #�6

[5.1]

La potencia en los terminales del rectificador es:

�42 � �42�4 [5.2]

De la misma forma, la potencia en los terminales del inversor es:

�46 � �46�4 � �42 � #��4� [5.3]

5.2.1. Significado básico del control

La tensión, la corriente continua o la potencia en cualquier punto de la línea

pueden ser controladas mediante las tensiones internas 89:;<=>? y 89:@<=>A. Lo anterior se logra mediante el control del ángulo de la válvula de ignición o mediante el

56

control de tensión AC, a través del cambio de los tap del transformador de la estación

convertidora.

Estos métodos son usados en forma complementaria, pues el primero es de

acción rápida (1 a 10 [ms]) y el segundo de acción lenta (5 a 6 [s] por paso). De esta

forma, se logra que los ángulos “α” del rectificador y “γ” del inversor, vuelvan a sus

rangos normales.

5.2.2. Bases para la selección de los controles

Las siguientes características influyen en la selección de las características del

control:

1. Prevención de grandes fluctuaciones en la corriente continua debido a

variaciones en la tensión del sistema AC.

2. Mantención de la tensión continua cercana al valor nominal.

3. Mantención de factores de potencia en el terminar rectificador e

inversor lo más altos posibles.

4. Prevención de fallas de conmutación en el inversor y arcos en el

rectificador usando válvulas de vapor de mercurio.

Un requerimiento importante para prevenir grandes fluctuaciones en la

corriente continua es el rápido control de las convertidoras. Considerando la ecuación

[5.1], se tiene que al ser pequeñas las resistencias de la línea y de las convertidoras, un

pequeño cambio en 89:; o en 89:@ provoca un gran cambio en B9 . Para una potencia transmitida dada, el perfil de tensión continuo a lo largo de la

línea debe ser cercano a un valor dado. Esto minimiza la corriente continua y por ende,

las pérdidas a través de la línea.

Existen diversas razones para mantener alto el factor de potencia:

57

a) Para mantener la potencia nominal del convertidor tan alta como sea

posible, para una corriente dada y tensión nominal del transformador y

válvulas.

b) Para reducir estrés en las válvulas.

c) Para minimizar pérdidas y corriente nominal del equipamiento en el

sistema AC al cual está conectado el convertidor.

d) Para minimizar caídas de tensión en los terminales AC a medida que la

carga aumenta.

e) Para minimizar el costo de la energía reactiva que utilizan las estaciones

convertidoras para su funcionamiento.

Se tiene la siguiente aproximación:

��C D ��5 " ��

��C D �. FG��5 " HIJ�5 " K�L ��C D �. FG��7 " HIJ�7 " K�L [5.5]

Así, para lograr un alto factor de potencia, se deben mantener lo más pequeño

posible los ángulos “α” para el rectificador y “γ” para el inversor.

El rectificador tiene un ángulo “α” mínimo de aproximadamente 5°, para

asegurar una adecuada tensión a través de la válvula antes del disparo. En el caso del

inversor, es necesario mantener un mínimo ángulo de extinción para prevenir una falla

de conmutación. Además, es importante asegurar que la conmutación se complete con

suficiente margen para permitir la des-ionización antes que la tensión de conmutación

se invierta en α = 180º o γ = 0º. Típicamente, el valor de “γ” con un margen aceptable

es de 15° para sistemas de 50 [Hz].

58

5.2.3. Características del Control

5.2.3.1. Características Ideales

Bajo una operación normal, el rectificador mantiene la corriente constante

(CC), y el inversor opera con ángulo de extinción constante (CEA), manteniendo

un adecuado margen de conmutación. Las bases de este tipo de control se explican

con la característica Tensión-Corriente (V-I) en régimen permanente, tal como se

aprecia en la Figura 14.

La tensión Vd y la corriente Id forman las coordenadas que pueden ser

medidas en algún punto común de la línea DC. En este caso, fueron medidas en el

extremo rectificador. Las características del rectificador y del inversor son medidas

en el rectificador, por lo que la característica del rectificador incluye la caída de

tensión a través de la línea.

Figura 14: Característica V-I ideal en régimen permanente, con Vd medido

en el rectificador.

Si el rectificador mantiene corriente constante, su característica V-I

corresponde a una línea recta, tal como se aprecia en la Figura 14 (Trazo A-B).

De la Figura 12, se tiene lo siguiente:

59

�4 � �4�6��7 " �#� � #�6��4 [5.6]

La ecuación anterior entrega la característica del inversor, manteniendo “γ”

como valor fijo. Si la resistencia de conmutación Rci es ligeramente más grande que

la resistencia de la línea RL, la característica del inversor, mostrado como trazo CD

en la Figura 14, tendrá una pequeña pendiente negativa.

Considerando la condición de operación en que se tiene que satisfacer la

característica del inversor y del rectificador a la vez, se define la intersección de

estas características como el punto E de la Figura 14.

La característica del rectificador puede ser movida horizontalmente

ajustando la corriente de referencia. Si la corriente medida es menor que la

corriente de referencia, el regulador reduce el ángulo “α” para modificar el disparo

del tiristor.

La característica del inversor puede moverse hacia arriba o abajo

cambiando los tap de los transformadores. Cuando se mueve el tap en un

transformador, el CEA rápidamente restablece el ángulo de extinción “γ” deseado.

Como resultado, cambia la corriente DC, la cual es restablecida por el regulador de

corriente del rectificador. El cambiador de tap del rectificador actúa sobre el

ángulo de disparo “α”, para llevarlo al rango deseado, en general, entre 10º y 20º,

para asegurar un alto factor de potencia.

Para operar en el rectificador con ángulo de extinción “γ” constante, las

válvulas de los tiristores son controladas por un computador, el cual considera las

variaciones en los valores instantáneos de tensión y corriente. El computador

controla los tiempos de disparo, de forma que el ángulo de extinción “γ” sea más

grande que el ángulo de de-ionización de las válvulas.

60

5.2.3.2. Características Reales

El rectificador mantiene la corriente constante cambiando el ángulo “α”.

En todos los casos, “α” no puede sobrepasar su valor mínimo “αmin”. Una vez que

se alcanza el ángulo “αmin”, no se puede seguir incrementando la tensión, por lo

que el rectificador operará en modo de ángulo de ignición constante (CIA).

Debido a lo anterior, la característica del rectificador tendrá dos segmentos (AB y

FA), como se muestra en la Figura 15:

Figura 15: Característica real de control del convertidor en régimen

permanente

El segmento FA corresponde al ángulo mínimo de ignición y representa el

modo de control CIA; y el segmento AB representa el modo de control de

corriente constante CC.

En la práctica, la característica de corriente constante puede no ser

completamente vertical, dependiendo del regulador de corriente. Con un control

proporcional, se tiene una fuerte pendiente negativa debido a la ganancia finita del

regulador de corriente, según se observa en la Figura 15.

61

Con una ganancia del regulador igual a K, e Iref = Corriente de Referencia,

se tiene:

�4��5 � MN�2�O � �4P [5.7] �4��5 � �4 " #�2�4

[5.8] Luego:

�4 � M�2�O � �M " #�2��4 [5.9]

En términos de valores diferenciales, se tiene:

∆�4 � ��M " #�2�∆�4 [5.10] ∆�4∆�4 � ��M " #�2�

[5.11]

Figura 16: Regulador de corriente

Con un controlador proporcional-integral (PI), la característica CC es más

vertical. La característica completa del rectificador con condición de operación de

tensión normal se denomina como FAB. Si se reduce la tensión, la característica

pasa a ser F’A’B, según se observa en la Figura 15.

La característica CEA del inversor intersecta a la del rectificador en E en

condiciones de operación de tensión normal. En todos los casos, la característica

CEA (CD) no intersecta a la característica del rectificador con tensión reducida,

representada por F’A’B. De esta forma, una gran reducción en la tensión del

rectificador podría causar que la corriente y la tensión caigan a cero luego de un

breve período de tiempo, dependiendo de los reactores DC.

Para resolver este problema, el inversor también es provisto de un control

de corriente, cuyos parámetros deben ser prefijados con una corriente menor que

62

la del rectificador. La característica completa está dada por DGH, la cual consiste

en dos segmentos: uno del CEA y otro de corriente constante.

La diferencia entre la corriente de referencia del rectificador y la del

inversor es llamada margen de corriente, denotada por Im en la Figura 15.

Bajo condiciones normales de operación (representadas por el punto de

intersección E), el rectificador controla la corriente DC y el inversor la tensión

DC. Con tensión reducida en el rectificador (posiblemente causado por una falla

cercana), la condición de operación es representada por el punto de intersección

E’. El inversor toma el control de sobre corriente y el rectificador establece la

tensión. En este modo de operación, los roles del rectificador e inversor se

invierten.

5.2.4. Modos de control alternativos en el inversor

Las siguientes son variaciones del modo de control CEA descrito para el

inversor. Estas variaciones ofrecen algunas ventajas en casos especiales.

5.2.4.1. Modo de control de tensión DC

En vez de controlar para un ángulo “γ” fijo (CEA), puede ser utilizado

un lazo de realimentación para control de tensión para mantener una tensión

constante en algún punto deseado de la línea DC, usualmente el extremo

rectificador. La tensión en el inversor necesario para mantener la tensión DC

deseado es estimada calculando la caída RI en la línea. En comparación con el

modo de control “γ” constante (el cual tiene una característica con caída de

tensión), el modo de control de tensión tiene la ventaja que la característica V-I del

inversor es plana, según se observa en la Figura 17.

Adicionalmente, el modo de control de tensión tiene un ángulo “γ”

ligeramente mayor, con un menor riesgo de provocar fallas de conmutación.

Normalmente, el modo de control de tensión mantiene un ángulo “γ”

aproximadamente de 18º, en conjunción con los cambiadores de tap.

63

Figura 17: Modos de control alternativos en el inversor

5.2.4.2. Control de ángulo “β”

El circuito equivalente del inversor, en términos de ángulo de ignición “β”

es mostrado en la Figura 18, parte (a):

(a) En términos de “β” (b) En términos de “γ”

Figura 18: Circuito equivalente del inversor

64

Con “β” constante, la característica V-I del inversor adquiere una

pendiente positiva. Con baja carga, “β” constante entrega una seguridad adicional

en contra de la falla de conmutación. Este modo de control no es utilizado en

condiciones normales de operación; es visto como un tipo de control de respaldo,

útil para actuar directo sobre el ángulo de disparo durante condiciones

transitorios.

5.2.5. Control del cambiador de Tap

El control de cambiador de tap es utilizado para mantener los ángulos de

disparo del convertidor dentro de un rango deseable, siempre que “α” (para el

rectificador) y “γ” (para el inversor) excedan su rango por más de unos pocos

segundos.

Normalmente, el inversor opera con ángulo de extinción constante, con lo cual

puede modificar la tensión de la línea con la superposición del control de tensión

mediante el cambiador de tap. El rectificador opera en modo de control de corriente

superponiendo el control de α = α nominal mediante el cambiador de tap.

Los cambiadores de tap son usualmente dimensionados para permitir

variaciones de tensión mínimas y máximas en régimen permanente, y para condiciones

de operación con flujos de potencia mínimos y máximos bajo el peor escenario de

tensión, en régimen permanente. Por último, son evitados movimientos de tap

innecesarios durante condiciones transitorios, para evitar producir una banda muerta

más ancha que el tamaño del paso del tap.

5.2.6. Límites de corriente

Los siguientes límites deben ser reconocidos, de modo de establecer la corriente

de referencia del enlace.

a) Límite de corriente máxima:

65

La máxima corriente transitoria es usualmente limitada a 1,2 o 1,3 veces la

corriente normal de operación a plena carga, para evitar causar daño a las válvulas.

b) Límite de corriente mínima:

Para bajos valores de corriente, el rizado en la corriente puede causar que ésta

sea discontinua o intermitente. En una operación de 12 pulsos, la corriente es

interrumpida 12 veces por ciclo. Esto no es deseable porque altas tensiones 'Q9@9R ( son inducidas en los devanados del transformador y en los reactores DC, por la alta tasa de

cambio de la corriente en los instantes de interrupción.

c) VDCOL

Bajo condiciones de baja tensión, no es deseable o posible de mantener la corriente DC

esperada o la potencia por las siguientes razones:

1. Cuando la tensión en una estación convertidora cae más de un 30%, la

demanda de potencia reactiva de la estación convertidora remota aumenta, lo

cual puede tener un efecto adverso en el sistema AC. Los niveles de tensión

del sistema reducido AC también decrecen significativamente en función de la

potencia reactiva suministrada por los filtros y capacitores, los cuales

frecuentemente entregan gran parte de la potencia reactiva que consumen las

estaciones convertidoras.

A tensión reducida, existen mayores riesgos de falla de conmutación e

inestabilidad de tensión.

Existen problemas asociados con operación bajo condiciones de tensión

reducida, las cuales pueden ser evitadas utilizando un VDCOL. Este límite reduce la

corriente continua máxima permitida cuando la tensión cae bajo un determinado valor.

La característica VDCOL puede ser función de la tensión de conmutación AC o de la

tensión DC. Los dos tipos de VDCOL son los siguientes:

66

(a) Limitador de corriente como función de tensión AC

(b) Limitador de corriente como función de tensión DC

Figura 19: Limitadores de corriente dependientes de la tensión (VDCOLs)

La característica V-I del rectificador e inversor, incluyendo el VDCOL, es

mostrada en la Figura 20:

67

Figura 20: Característica V-I en régimen permanente incluyendo VDCOL, con límites

de corriente mínima y de ángulos de disparo

La característica del inversor se ajusta al VDCOL del rectificador, para

preservar el margen de corriente. La práctica general es reducir la corriente de

referencia a través del limitador de corriente dependiente de la tensión. Para la

operación VDCOL, la tensión DC medida es pasada a través de un bloque retardador

de primer orden. Generalmente, este retardo es diferente para condiciones de tensión

creciente y decreciente. Mientras la tensión va descendiendo, se requiere una acción

rápida del VDCOL; por ende, el retardo es pequeño. Si el mismo tiempo pequeño de

retardo es utilizado para el restablecimiento de la tensión, puede llevar a oscilaciones y

posible inestabilidad. Para evitar lo anterior, se utiliza un tiempo de retardo mayor en

estas circunstancias.

5.2.7. Límite de mínimo ángulo de disparo

En un enlace HVDC, la transferencia de potencia puede ser controlada

modificando la corriente de referencia y el margen de corriente. Estas señales son

transmitidas a las estaciones convertidoras a través de un enlace de telecomunicaciones.

En el evento en que la comunicación falle o en caso que falla de la línea DC, existe la

posibilidad que la estación inversora pueda cambiar su modo de operación a modo

68

rectificador, lo cual ocurriría en caso que el flujo de potencia se invierta. Para evitar esta

situación, el control del inversor está provisto por un límite de ángulo “α” mínimo,

como se indica en la parte inferior de la característica V-I del inversor de la Figura 20.

Esto restringe el ángulo de disparo del inversor a valores mayores a 90°, típicamente en

el rango de 95° a 110°. De todas formas, el rectificador tiene permitido operar en la

región del inversor para asistir al sistema en caso de condiciones ciertas de falla. Como

consecuencia, el límite máximo impuesto para el ángulo de disparo del rectificador se

encuentra típicamente entre 90° y 140°.

5.2.8. Control de Potencia

Usualmente, en un enlace HVDC se requiere transmitir una potencia

programada. En función de lo anterior, la corriente de referencia correspondiente se

determina mediante la siguiente ecuación:

B;ST � U:89 [5.12]

La corriente de referencia calculada es usada como señal de entrada del control

de corriente. De todas formas, el control rápido de potencia constante puede tener

efectos adversos en la estabilidad del sistema AC. Desde el punto de vista de estabilidad

del sistema, es preferible un control rápido de corriente constante con un control de

potencia lento. Lo anterior es aceptable considerando que el despacho no esté

interesado en un rápido control de potencia. Así, desde el punto de vista de la

estabilidad, el sistema de control HVDC funciona como control de corriente constante,

pero para el despachador funciona como control de potencia constante.

69

5.3. División Jerárquica de un Sistema de Control en Corriente Continua

5.3.1. Introducción

En un esquema DC, pueden encontrarse diversos niveles de control

organizados jerárquicamente. Despacho de potencia, frecuencia del sistema, tensión

AC, etc., constituyen las limitantes de la transmisión en corriente alterna; las cuales

deben ser correctamente tratadas y en forma coordinada por los niveles de control

relevantes, de modo de lograr una interconexión AC/DC estable.

Los principios de diseño a aplicar en un sistema de control son:

- Organización jerárquica rigurosa

- Separación física entre las funciones de control, protección y supervisión.

- Funciones de control separadas y referidas al nivel jerárquico más bajo.

Esto implica una alta simplicidad en las funciones de mayor nivel.

- En lo posible, no incluir protecciones a nivel de bipolo.

La magnitud de las constantes de tiempo es diferente para cada nivel de control.

La constante de tiempo más pequeña está relacionada con las válvulas electrónicas. Las

constantes de tiempo se ven incrementadas (y las frecuencias implicadas se vuelven

menores) cuando el control se mueve más cerca del sistema AC. La Figura 21 indica

varios niveles y constantes de tiempo típicas asociadas a cada nivel de control.

70

Figura 21: Niveles jerárquicos de un sistema de control HVDC, con constantes de

tiempo típicas asociadas

5.3.2. Nivel de control de Tiristores y Válvulas

Jerárquicamente, el nivel más bajo en el sistema de control es el conformado

por equipos de control de válvulas y tiristores. Esto comprende el equipamiento

electrónico usado para la transmisión de pulsos de control desde la válvula para el

disparo de cada tiristor, y para la supervisión y monitoreo del estado de cada válvula.

El objetivo principal de este nivel de control es convertir la señal de disparo de tensión

a masa a un pulso de corriente de compuerta.

En las instalaciones actuales, la comunicación entre los niveles de masa y tiristor

es llevada a cabo usando fibra óptica, y la energía necesaria para producir el disparo del

tiristor es tomada de la tensión a través de éste. En general, las válvulas HVDC son

supervisadas automáticamente, por lo que se dispone de un canal de retorno entre la

unidad de control de tiristor y la unidad de control de válvula. Mediante este canal se

envía la información referente al tiristor.

En la Figura 22 se muestra un diagrama simplificado de bloques, donde los

TCUs se comunican con el sistema de válvulas de control, y convierten los pulsos de

disparo recibidos, normalmente pulsos de luz transmitidos vía fibra óptica, en pulsos

71

de corriente aplicados a las compuertas de cada tiristor. Usualmente, se usan canales de

retorno desde los TCUs hacia el sistema de válvulas de control, para la supervisión de

los tiristores.

Figura 22: Nivel de control de tiristores y válvulas

5.3.3. Convertidor y niveles de control básicos

El nivel de control del convertidor consiste en el control del disparo del

convertidor. Este subsistema determina el instante de disparo de todas las válvulas del

convertidor. El sistema de control de disparo puede operar en uno de varios modos.

Los principales modos son los siguientes:

a) Control para un ángulo de disparo “α” mínimo y para margen de

conmutación mínimo, los cuales definen los límites de control del

convertidor y siempre deben ser capaz de manejar los restantes modos

de control.

b) Control de corriente continua

c) Control de tensión continua

72

Los modos de control de corriente continua y control de tensión continua son

usados para ejecutar los requerimientos de bucles de control superiores, que controlan

variables del sistema tales como transmisión de potencia y consumo de potencia

reactiva.

En el control de corriente, el cual es el modo normal de operación de

rectificación, el ángulo de disparo “α” es determinado por una señal de control, que

proviene de un controlador de corriente que es usado para controlar la corriente en el

circuito DC.

5.3.4. Nivel de control de Polos

El CCA se encuentra en el nivel de control de polos, el cual es el siguiente en

jerarquía. Cuando dos o más grupos convertidores son conectados en serie en el mismo

polo, deben transmitir la misma corriente continua, y por lo tanto deben ser

conectados a un control común de amplificación. La mayoría de los sistemas DC

operan bajo el método de corriente marginal, y uno de los principios de este método es

que rectificadores e inversores son acompañados de un controlador de corriente, pero

sólo el de una de las estaciones inversoras está activo. El controlador en la estación

inversora está normalmente en estado “inactivo”, haciendo su corriente más pequeña

que en la estación rectificadora. Sin embargo, el estado de los dos controladores puede

ser cambiado dinámicamente, durante o después de las perturbaciones.

El convertidor y los niveles básicos de control de polos son mostrados en la

Figura 23, en la cual CFC1 y CFC2 indican el sistema de control del ángulo de disparo

del convertidor (en este caso dos convertidores de 12 pulsos en el polo). CCA

corresponde al control de amplificación de corriente, y COL es el limitador de

corriente.

73

Figura 23: Convertidor y niveles de control básicos

Las funciones de control consideradas representan el sistema de control básico

requerido para operar un sistema de corriente continua. Esta parte del sistema de

control no es normalmente diseñada para un proyecto específico, pero los valores de

los parámetros y algunas funciones especiales son cambiados para adaptarlas a algún

sistema en particular.

5.3.5. Nivel de control de polo maestro

El siguiente nivel en jerarquía es el nivel de control de polo maestro, mostrado

en la Figura 24. Las funciones de control maestro también pueden ser encontradas en

el siguiente nivel (Nivel bipolo), pero frecuentemente se considera como filosofía de

diseño, referir la mayor cantidad posible de funciones de control maestro al nivel de

polo, lo cual es ventajoso desde el punto de vista de la disponibilidad. El equipamiento

del nivel de control de polo maestro (PCM) normalmente incluye funciones tales como

control de potencia (lo cual determina la magnitud de la corriente), limitación de

corriente por sobrecarga y transmisión de corriente entre estaciones. Además, la

modulación de potencia para la estabilización de redes AC puede ser efectuada por el

controlador de polo maestro.

74

Figura 24: Control de polo maestro en una transmisión bipolar

5.3.6. Nivel de control de Bipolo

Las funciones de control en el nivel de bipolo deben ser evitadas en la medida

de lo posible. No obstante, algunas funciones relacionadas con el total de la

transmisión de potencia, deben ser situadas en este nivel. La integración del control de

frecuencia, requerido para lograr una frecuencia de control constante de una red “Isla”,

es común en los dos polos de un esquema de transmisión bipolar. Además, en el caso

de un controlador de potencia reactiva corresponde a una función de control bipolar,

que genera órdenes para cambiar los ángulos de control.

75

5.4. Tipos de Interacción entre controles y el sistema AC

5.4.1. Introducción

Los sistemas de control para transmisión AC deben ser estables, con adecuados

márgenes en todo el rango de operación.

Es más fácil de lograr el control de la estabilidad del sistema y una rápida

respuesta cuando la red AC tiene un alto índice de cortocircuito SCR, que cuando tiene

un bajo o muy bajo SCR. Se considera alto SCR si es mayor que 3, bajo si el SCR está

entre 2 y 3, y muy bajo si el SCR es menor que 2 [9]. Es posible indicar que mientras

más débil sea el sistema AC, es decir, más baja la razón entre la capacidad de

cortocircuito de un sistema AC y la potencia del enlace HVDC; mayor es la interacción

entre el sistema DC y el AC. En efecto, es muy difícil lograr un rápido control de

potencia del sistema si el enlace HVDC tiene un SCR muy bajo, ya que si ocurren

perturbaciones en la red AC o en el enlace HVDC, se pueden producir oscilaciones de

tensión. La operación de sistemas con SCR muy bajo sólo es posible con un control de

tensión rápido y continuo, debido a que el inversor opera en la zona inestable de la

característica Tensión AC/Potencia DC. En ocasiones, este problema puede ser

resuelto bajando la tensión continua de realimentación del controlador de potencia,

para así permitir al control de tensión del sistema AC actuar antes que la corriente sea

cambiada significativamente. Esto puede reducir la influencia de las variaciones de

tensión AC.

El proceso de conmutación depende de la forma de onda de la tensión AC; por

lo tanto la tensión de conmutación es el parámetro principal entre un sistema AC y

DC.

76

5.4.2. Disparo de Tiristores

5.4.2.1. Tensión de disparo del tiristor y la disponibilidad de pulsos en la

compuerta

Se requieren dos condiciones simultáneas para que el tiristor comience a

conducir: La tensión positiva aplicada en el tiristor debe ser mayor al mínimo

dado, y debe ser inyectada una corriente positiva en la compuerta del tiristor. Una

tensión suficiente se logra ajustando el ángulo mínimo “α”, vale decir, desde 2º a

5º. El disparo de la señal transmitido desde el potencial de tierra es usado para

liberar el pulso de corriente, el cual es generado en el nivel del tiristor.

La energía para liberar el pulso de disparo proviene de los condensadores

del nivel de tiristores, cargados por la tensión alterna aplicada a través de las

válvulas. Es relevante cargar adecuadamente estos condensadores, incluso si la

tensión alterna tiene un valor bajo durante un largo período de tiempo. Lo anterior

es particularmente importante para los sistemas en que la corriente continua

representa una gran proporción de la potencia de alimentación necesaria para

poder recuperar rápidamente el sistema de una falla AC o DC, con el fin de

prevenir el colapso del sistema AC. También es importante transmitir la mayor

cantidad de potencia posible durante una falla del sistema, cuando la tensión

alterna pudiera estar bajo lo normal. Esto sólo puede lograrse cuando la capacidad

de proveer energía por parte de los pulsos de disparo no es perdida durante la

perturbación.

5.4.2.2. Redisparo del tiristor

Como consecuencia de una falla AC, una válvula debería lograr redisparar

el tiristor durante el intervalo de conducción definido por el sistema de control de

disparo, después de la extinción de corriente debido a una breve reducción de

tensión AC a cero. Este requerimiento no es tan obvio como parece, porque los

sistemas de control modernos de válvulas están basados en el principio de disparo

de válvula mediante la transmisión de uno o un pequeño número de pulsos cortos

77

hacia la válvula, durante el comienzo del intervalo de conducción. Así, el

requerimiento del redisparo en caso de extinción de corriente significa que cuando

la tensión aumenta a través de la válvula durante el intervalo de conducción, el

sistema de control de válvulas debe ser diseñado para generar y transmitir nuevos

pulsos de disparo.

Si la válvula está capacitada para redisparar durante la extinción de

corriente, el sistema DC puede operar con corrientes muy bajas (bajo el límite de

operación continua de corriente), y puede ser usado para formar una carga muy

pequeña para una estación generadora en una operación radial con el enlace DC,

durante la partida de los generadores.

5.4.3. Interacciones con los controles de disparo

5.4.3.1. Control de fase individual de disparo

El sistema de control de fase individual aplica un método de generación de

pulsos de disparo directamente sincronizado con la forma de onda de la tensión

alterna. Esto también crea una retroalimentación involuntaria desde esta forma de

onda mediante: la determinación del ángulo de retraso, variación de corriente de

fase, fluctuación de la tensión alterna, y luego el retorno a la forma de onda de

tensión.

Figura 25: Control de fase individual de disparo

78

5.5. Frecuencia de la red AC y control de estabilización

La controlabilidad inherente de la potencia transmitida por un sistema DC es única en

la transmisión de potencia, es decir, la potencia transmitida por la línea DC es fácilmente

controlada con una alta velocidad de respuesta. Además, la interconexión de dos o más

sistemas alternos o de dos o más barras en un sistema AC por un enlace DC, es asincrónico y

la estabilidad de transmisión no es afectada por una diferencia en ángulo de fase.

La transmisión DC puede ser usada para la estabilización de un sistema AC modulando

la potencia transmitida de acuerdo con las variaciones en alguna variable en el sistema alterno,

como la frecuencia o cambio de ángulo. El enlace puede también ser usado como control

directo de frecuencia en una red alterna conectada a una de las subestaciones.

5.5.1. Control de frecuencia constante

Un sistema DC puede ser usado para transmitir potencia a una red aislada sin

generación local y con un compensador sincrónico como la inercia de rotación

dominante. La frecuencia de esta red debe ser controlada variando la potencia

transmitida en la línea DC para conseguir equilibrio entre la carga en la red y la

potencia. Para hacer esto, la desviación de la frecuencia nominal es medida en la red

aislada por un discriminador de frecuencia y alimenta a un amplificador de control.

Incorporándola como sistema de control, la frecuencia puede ser mantenida

muy cerca del valor nominal por un tiempo tan largo como el sistema de transmisión

DC esté en operación. La mayor desviación de frecuencia es, sin embargo, obtenida

durante fallas graves en la red AC a la cual está conectado el rectificador, y es en el peor

caso determinada sólo por: la carga, la inercia del compensador síncrono, la duración

de la falla, y la velocidad de recuperación del enlace DC. Esta puede ser una pauta para

decidir acerca del tamaño del compensador síncrono a ser instalado.

79

Figura 26: Control de frecuencia constante en una red AC operando en isla

5.5.2. Control de Potencia/frecuencia

La transmisión DC puede ser utilizada para ayudar a la estación generadora

existente en controlar la frecuencia de la red modulando la potencia transmitida en

proporción a la desviación de frecuencia. En tales casos se suele establecer una zona

muerta para la desviación de frecuencia, pudiéndose variar tanto la ganancia del

regulador como la amplitud de la banda muerta.

La Figura 27 muestra un ejemplo de un controlador en el cual la unidad de

control de frecuencia/potencia genera una potencia adicional ∆P0 que se suma a la

referencia establecida manualmente Po0. Si es necesario, el regulador puede ser diseñado

para que presente la misma función de transferencia del regulador de velocidad de la

turbina.

Figura 27: Control de frecuencia/potencia

80

5.5.3. Estabilización de una interconexión AC por un enlace DC paralelo

Cuando dos sistemas alternos están interconectados por un enlace AC y DC

paralelos, este último puede ser utilizado para estabilizar la interconexión en un grado

que no es posible con el sistema alterno por sí solo.

En la Figura 28 dos sistemas AC están interconectados por dos líneas AC y una

DC en paralelo:

Figura 28: Estabilización de un enlace AC mediante líneas DC en paralelo

En casos especiales, una de las dos redes puede ser muy grande y la frecuencia

no se ve afectada por variaciones en la potencia transmitida en la línea DC. La situación

está, por consiguiente, simplificada y la potencia en la línea DC puede ser modulada

considerando sólo a la frecuencia de la red más pequeña.

El regulador de estabilización está normalmente activo sólo durante

transitorios, es decir, la ganancia estática del regulador es cero. Más aún, para optimizar

la capacidad de estabilización del enlace DC, la ganancia del regulador se diseña tan alta

como sea posible. Normalmente se ejecutan simulaciones computacionales, en

particular de programas de estabilidad de potencia, para determinar una función de

transferencia apropiada.

Esta técnica para estabilizar una línea AC en paralelo con una DC ha sido

aplicada en la interconexión Pacific DC. En ésta, las oscilaciones en la interconexión

paralela AC son detectadas midiendo la potencia transmitida en la línea AC y son

usadas, después de ser filtradas, para modular la potencia DC. Esta última es obtenida

81

modulando la corriente en el rectificador sólo con una amplitud máxima del 3% de la

corriente nominal, la cual garantiza que existirá suficiente margen de corriente.

5.5.4. Estabilización de sistema aislado AC con un enlace DC que lo conecta

con otro sistema aislado AC generador de potencia

En este caso, el enlace DC conecta un sistema generador en corriente alterna

con otro sistema AC existente. El enlace DC puede ser usado para proporcionar

amortiguamiento a gran parte del sistema receptor. Por ejemplo, si el sistema local (que

recibe potencia) tiene enlaces alternos débiles a un sistema vecino, los dos sistemas

pueden mostrar oscilaciones debido a transitorios en una frecuencia generalmente en

torno a 1 [Hz].

5.6. Modelos propuestos de Controles en HVDC

Desde el surgimiento de la tecnología de transmisión en Corriente Continua en alta

tensión, se han desarrollado distintos modelos de Control en enlaces HVDC, cuyo diseño

responde a los requerimientos particulares de cada Sistema.

En el presente capítulo, se describirán diferentes modelos de control de enlaces HVDC

diseñados e implementados en distintas partes del mundo.

Para un mejor entendimiento de la ubicación geográfica de los enlaces Río Nelson

(Nelson River) y CU que se describirán a continuación, la Figura 29 corresponde a un mapa en el

cual aparecen las interconexiones.

82

Figura 29: Ubicación de los enlaces de Río Nelson (NR) y CU [16]

5.6.1. Sistema de Transmisión HVDC Río Nelson, Canadá

El sistema de transmisión HVDC Río Nelson entrega la energía eléctrica

generada desde el río Nelson hasta el sector sur de Manitoba, Canadá. Es de tipo

bipolar, fue construido en 1978 y posee una capacidad de 3.420 [MW].

Los controles de este enlace HVDC son objeto de constante estudio, de modo

de mejorar el comportamiento dinámico del sistema AC al cual está conectado.

Actualmente, el sistema de control del enlace es normalmente modelado de la siguiente

manera:

83

5.6.1.1. Control del Extremo Rectificador

Ambos bipolos en el extremo rectificador están conectados a un sistema de

muestreo en corriente alterna, que opera aislado del sistema AC conectado al extremo

inversor (en este caso, el sistema del sur de Manitoba). La desviación de frecuencia

medida en el sistema de muestreo respecto a la frecuencia de referencia del sistema (60

[Hz]), es procesada para luego modificar la señal de referencia de potencia de cada

bipolo. Lo anterior, minimiza la desviación de frecuencia del sistema de muestreo.

5.6.1.2. Control del Extremo Inversor

La frecuencia en sistema AC conectado al extremo inversor del enlace es

medida, procesada y controlada de la misma forma que en el sistema AC conectado al

extremo rectificador.

5.6.1.3. Control de Fase en el extremo Inversor

El ángulo de fase de la tensión alterna de 230 [kV] en la barra inversora es

medido y procesado, luego se produce una señal que modifica la referencia de potencia

del enlace HVDC. De ese modo, la potencia modulada resultante amortigua las

oscilaciones de potencia del sistema AC del sur de Manitoba.

Las salidas de los tres sistemas de control AC son sumadas en el controlador

Maestro de potencia, ubicado en el inversor de cada bipolo. Esta salida resultante es

multiplicada por un parámetro de potencia del bipolo (expresado en [p.u.]), y dividida

por la tensión de la línea DC para producir una señal de corriente incremental, la cual

es sumada a la corriente de referencia del bipolo.

84

Figura 30: Controles de frecuencia de los bipolos del enlace HVDC de Río Nelson,

diagrama de bloques detallado

85

Figura 31: Controles de frecuencia de los bipolos del enlace HVDC de Río Nelson, diagrama

esquemático

5.6.2. Control de Frecuencia en el Sistema HVDC Back-to-back del río Eel

El sistema HVDC del río Eel es el primer esquema HVDC de estado sólido.

Este sistema consiste de dos convertidores back-to-back idénticos, cada uno de

capacidad igual a 160 [MW]. Éste interconecta los sistemas de potencia de Hydro-Quebec

y New Brunswick Power en el Este de Canadá. El propósito de esta línea es transmitir

potencia desde el sistema de Quebec, el cual posee generación hidráulica significativa,

hasta los sistemas de Estados Unidos y New Brunswick.

El sistema de Hydro-Quebec opera asincrónicamente respecto al sistema de

Estados Unidos; por lo tanto, se requiere un enlace asincrónico.

86

El sistema DC fue diseñado para mejorar la estabilidad dinámica de ambos

sistemas AC, mediante la medición de las frecuencia en los terminales del enlace y

controlando la potencia transferida a través del enlace.

En este tipo de enlace, por tratarse de un esquema back-to-back, no existen

requerimientos de comunicaciones debido a la proximidad de los dos terminales y de

los correspondientes sistemas AC.

Figura 32: Modelo de control externo (External Control System, ECS) del Sistema HVDC del

río Eel

5.6.3. Sistema HVDC CU

El sistema de transmisión CU consiste en dos centrales a carbón de 500 [MW]

cada una, ubicadas en la Estación Coal Creek en la zona central de Dakota del Norte;

87

conectadas a través de una línea HVDC a la estación inversora Dickinson ubicada al

Oeste de Minneapolis, Minnesota. El enlace es de tipo bipolar, posee un largo de 702

[km], y su tensión de operación es ± 400 [kV]. Su puesta en operación comercial se

llevó a cabo en Agosto del año 1979.

El sistema de control de la estación convertidora incluye un Controlador de

Amortiguamiento de Potencia DPC con alta ganancia y límites, para proveer un gran

amortiguamiento de la señal. El DPC modula la potencia de referencia de la línea DC,

en respuesta a los cambios en la frecuencia del sistema AC conectado al extremo

rectificador. Este dispositivo utiliza una ganancia extremadamente alta (4,8 [p.u/Hz] a

0,5 [Hz]), con su señal de salida limitada a ± 300 [MW] (150 [MW] por polo), y una

característica de frecuencia como muestra su función de transferencia en la Figura 33.

Como resultado, la línea CU provee de una amortiguación significativa al sistema de

Dakota del Norte ante perturbaciones de éste [16].

Figura 33: Diagrama de bloques para el control de frecuencia-potencia de CU

Este enlace también posee un esquema especial el cual intencionalmente aísla a

la barra rectificadora AC del resto del sistema, ante fallas trifásicas muy cercanas o

antes pérdida de todas las interconexiones AC. La potencia del enlace HVDC es

88

modulada aisladamente, para mantener la frecuencia de la barra en 60 [Hz], lo cual se

logra a través de un controlador de frecuencia. La Figura 34 muestra el diagrama de

bloques de este controlador [17]:

Figura 34: Controlador de frecuencia del enlace CU

El enlace HVDC CU posee una capacidad de 1.000 [MW], o 500 [MW] por

polo. Adicionalmente, esta línea posee un breve período de capacidad sobrecarga de

20%, y una capacidad de sobrecarga continua de entre 10% y 20%, dependiendo de la

temperatura ambiente. El uso primario de esta capacidad es minimizar el impacto de

fallas en los polos. Ante el evento de la salida de servicio de un polo, la potencia de

referencia remanente del polo es inmediatamente incrementada al nivel de pre-falla,

hasta llegar a 600 [MW], que corresponde a la sobrecarga continua máxima que soporta

el polo que quedó operativo.

Los controles de las convertidoras de este enlace utilizan un VDCOL para

limitar la corriente DC durante caídas de tensión severas. Los parámetros de este

elemento están indicados en la Figura 33 [16].

El equipamiento de control de las convertidoras del enlace CU continuamente

dispara las válvulas de los tiristores antes que automáticamente se bloqueen por muy

bajas tensiones del sistema AC. El comportamiento dinámico de los sistemas de

transmisión HVDC durante fallas en el sistema AC cercanas al rectificador o inversor,

variará acorde a la actual magnitud de la fase de las tensiones en los terminales de las

convertidoras.

Otros controles especiales que mejoran el comportamiento dinámico del

sistema HDVC CU son [16]:

89

1. Sistema controlador de la Corriente de Referencia, el cual incrementa la

corriente de referencia para la condición de transferir el control de corriente al

inversor.

2. Límites máximos de potencia de referencia, los que cuando son activados,

inmediatamente reducen la potencia transferida a través de la línea DC, hasta

un nivel dado con anterioridad. Estos controles son usados cuando, por

ejemplo, para salidas de servicio intempestivas de plantas generadoras.

3. Controlador de Frecuencia de operación radial, el cual modula la potencia

transferida a través del enlace DC, para así mantener 60 [Hz] en la barra AC

rectificadora, en el evento que las interconexiones de los sistemas AC sean

abiertas en Dakota del Norte.

5.6.4. Sistema de Transmisión HVDC de Itaipú [17]

El sistema de transmisión HVDC de Itaipú interconecta las subestaciones Foz

de Iguazú e Ibiúna, ubicadas en Brasil. La configuración de este enlace es bipolar, con

una capacidad total de 6.300 [MW] (3.150 [MW] por bipolo), en tensión de ±600 [kV].

La Figura 35 muestra cómo este enlace HVDC está integrado en los sistemas eléctricos

de Brasil y de Paraguay, cuyas frecuencia de funcionamiento son distintas (60 [Hz] y 50

[Hz], respectivamente).

90

Figura 35: Sistema de transmisión de Itaipú

Este sistema de transmisión posee dos características importantes:

1. El sistema AC conectado al extremo rectificador interconecta Brasil con

Paraguay; posee un máximo de carga aproximadamente de 350 [MW] y una

capacidad de generación de 190 [MW]. Los controles HVDC son utilizados

para prevenir problemas de tensión o frecuencia.

2. El índice de cortocircuito SCR es bajo en el extremo inversor. Cuando una de

las líneas de transmisión principales está fuera de servicio, el índice SCR puede

ser inferior a 2, lo cual es muy bajo.

91

5.6.4.1. Control de Tensión AC Dinámico

El control de la modulación del ángulo “γ” mejora la amortiguación de la

tensión AC de la red AC conectada al extremo inversor del enlace, lo cual se logra

variando el consumo de potencia reactiva en el inversor.

La modulación del ángulo “γ” se realiza computacionalmente; este control se

compone de una ganancia, de filtros pasa bajos conectados en serie y de filtros pasa

altos (resultando un filtro pasa bandas), y un interruptor lógico cuya salida es igual a 0

cuando el inversor opera en modo control de corriente, o cuando la tensión AC del

inversor desciende bajo 0,7 [p.u.] Para los demás casos, la señal de salida es igual a la

entrada al interruptor. Finalmente, la salida del regulador del ángulo “γ” está limitado

entre 0º y 13º, con lo cual sólo contribuye en la mitad del ciclo positivo de las

oscilaciones de tensión.

Figura 36: Diagrama de bloques de la modulación del ángulo “γ” del sistema HVDC de

Itaipú

5.6.4.2. Amortiguación de Oscilaciones de frecuencia

En el enlace HVDC de Itaipú se usan controles adicionales para mejorar su

propio comportamiento transitorio y el comportamiento de los sistemas AC

conectados gracias al enlace.

La Figura 37 muestra el controlador de frecuencia para el sistema de 50 [Hz].

Éste restablece el equilibrio carga-generación entre el sistema AC a 50 [Hz] y el enlace

DC, ante la salida intempestiva de una o más unidades generadoras. La ganancia del

92

controlador es ajustada para mantener la frecuencia por sobre 49,5 [Hz], ante pérdida

de generación de hasta un 50% de la capacidad total de Itaipú.

Figura 37: Estabilizador de frecuencia en el sistema de Itaipú a 50 [Hz]

Un controlador adicional permite que el enlace DC participe

proporcionalmente con las centrales generadoras que operan a 60 [Hz], el cual se

observa en la Figura 38.

Para lograr lo anterior, la frecuencia en 60 [Hz] es medida en la subestación

Ibiúna y se compara con la frecuencia de referencia, lo que entrega un diferencial de

frecuencia. Luego, la señal es pasada a través de un filtro de banda muerta, para

eliminar las variaciones cíclicas normales. A continuación, un estatismo similar al de los

reguladores de velocidad de las máquinas determina las variaciones de potencia

requeridas ante desviaciones de frecuencia. La constante de tiempo permite que la

respuesta del enlace DC sea compatible con las demás estaciones generadoras. Si la

desviación de frecuencia del sistema que opera a 50 [Hz] sobrepasa un cierto valor

prefijado, la acción de este controlador es bloqueada.

Figura 38: Regulador de frecuencia del sistema de Itaipú a 60 [Hz]

El enlace de Itaipú es capaz de soportar un 25% de sobrecarga por 5 segundos,

seguido de un 15% de sobrecarga por 20 [s]. Un dispositivo llamado STOL reduce la

93

sobre frecuencia en el sistema que opera a 50 [Hz], y la baja de frecuencia para el

sistema que funciona a 60 [Hz], ante pérdidas de capacidad de transmisión del enlace

DC. Este regulador de sobrecarga calcula el calentamiento adicional producido por

efecto I2t, por lo cual se permite cualquier combinación de corriente y tiempo mientras

no se sobrepase el valor de I2tmax e Imax. Por medio de este control, ante salidas de

servicio de un polo se pueden evitar desprendimientos de carga de 2.800 [MW] en el

sistema a 60 [Hz], con una sobre frecuencia aceptable en el sistema a 50 [Hz].

Los reguladores mencionados anteriormente es posible esquematizarlos según

el diagrama de bloques simplificado indicado en la Figura 39 :

Figura 39: Diagrama de bloques simplificado del control de potencia de bipolos de

Itaipú

El modo de control de operación normal de este enlace es el de control de

Potencia, el cual es un sistema de control de lazo Abierto.

Con el fin de reducir la velocidad del controlador de potencia, la tensión Vd1

medida pasa a través de un filtro pasa bajos con una constante de tiempo T1=500 [ms].

Para tensiones muy bajas causadas por cortocircuitos (Vd1 bajo 0,7 [p.u.]), la tensión

94

medida es congelada a su nivel previo a la falla por dos segundos. Lo anterior garantiza

que la corriente de referencia DC no se incrementará durante el tiempo necesario para

la recuperación de la tensión.

Debido al bajo índice de cortocircuito SCR en el extremo inversor, el VDCOL

se convierte en un elemento de control fundamental para el enlace HVDC de Itaipú. Su

correcta configuración depende del comportamiento transitorio del enlace HVDC y del

sistema AC conectado. La Figura 40 muestra el diagrama de bloques del VDCOL de

Itaipú.

Figura 40: VDCOL de Itaipú

Mientras los polos DC pueden operar con distintos niveles de tensión (300 [kV]

con sólo un convertidor por polo, 600 [kV] con dos convertidores en serie; y para la

condición de Tensión Reducida, cualquiera tensión ajustable entre 450 [kV] y 600 [kV]),

la tensión DC usada como referencia para el VDCOL es normalizada. La tensión

medida es filtrada por un filtro pasa bajos con constante de tiempo de 2 [s], cuya señal

de salida es tomada como tensión base para el VDCOL. En caso de cortocircuito, la

tensión base es congelada a sus valores pre-falla.

Luego, la tensión DC, que ahora está por unidad, pasa por un filtro pasa bajos

con una constante de tiempo variable TVDCOL. Esta constate asume valores bajos (5 [ms]

en el rectificador y 4 [ms] en el inversor) cuando la tensión DC decrece, y asume

valores más altos (89 [ms] en el rectificador y 55 [ms] en el inversor) en la situación

contraria.

95

Antes de la aplicación de límites estáticos, se multiplica la tensión normalizada y

la corriente de referencia, originando una familia de posibles características estáticas, tal

como muestra la Figura 41.

Así, la definición de las características estáticas reales del VDCOL depende del

estado estacionario de la tensión DC y de la corriente de referencia dada por el control

de potencia.

Figura 41: Característica estática del VDCOL de Itaipú

Para prevenir un colapso de tensión en el inversor debido a fallas remotas en el

rectificador, se usa un dispositivo llamado RIAC. Éste opera detectando cualquier

variación positiva en la corriente DC, ante lo cual produce un incremento de 5º a 15 º

en el límite inferior de la componente integral del CCA del rectificador. Esto significa

que en la región de 5º a 15º, la componente integral del CCA puede ser deshabilitada

cuando el RIAC detecta una variación en la corriente DC. En tal caso, opera solamente

la componente proporcional del CCA, con lo que se incrementa el Control de

amortiguamiento del sistema. A mayor amortiguamiento, se reduce el sobre disparo en

la corriente DC y consecuentemente, el riesgo de colapso de tensión.

96

6. METODOLOGÍA

6.1. Introducción

El presente trabajo se encuentra enmarcado dentro del Plan de Desarrollo que realiza

actualmente Endesa, en relación con la Tecnología de Transmisión HVDC; el cual persigue

realizar los estudios de factibilidad necesarios para la instalación de un enlace HVDC que

transporte la potencia producida en las centrales del subsistema Aysén al SIC.

En esta Tesis, la metodología de trabajo se basa en la simulación digital del

comportamiento dinámico de los sistemas HVDC, para lo cual se siguen los siguientes pasos:

1) Plantear un esquema de control a nivel de bloques, explicando cada una de sus etapas,

con el fin de lograr controlar la frecuencia primaria del subsistema homólogo al SIC.

2) Implementación en el programa Digsilent del esquema diseñado, integrándolo a un

sistema homólogo al SIC, que se encuentra conectado a través de un enlace HVDC

con un sistema homologable al subsistema Aysén, representado con las centrales que se

encontrarían operativas hacia el año 2021 según el Informe de Precio de Nudo de Abril

de 2011 elaborado por la CNE [18].

3) Realizar simulaciones ante distintas contingencias, las cuales se seleccionaron de

acuerdo con su nivel de severidad, de modo de probar los controles diseñados.

4) Seleccionar la señal de frecuencia en el lado inversor del enlace HVDC, y graficarla en

el escenario con y sin control, para cada contingencia estudiada. De esta forma, se

verifica el funcionamiento del controlador.

5) Finalmente, comprobar que los rangos de variación de frecuencia cumplan con lo

establecido en la NTSyCS (Artículos 5-31 y 5-65), en el caso en que el controlador sea

activado.

Con objeto de verificar el funcionamiento de los modelos de control propuestos, se

adapta el sistema HVDC Benchmark de forma que incorpore centrales generadoras homólogas

al sistema de Aysén y al SIC, en reemplazo de las Redes Externas propuestas en dicho modelo

(ver Sistema HVDC Benchmark original en anexo 10.2). Se deben reemplazar estas Redes

Externas debido a que una de sus funciones es absorber las variaciones de potencia que se

97

pudiesen ocasionar ante alguna contingencia, por lo que si se dejaran operativas el controlador

diseñado no cumpliría ningún rol, ya que la regulación de frecuencia sería realizada por dichas

Redes Externas. El enlace de prueba es capaz de transferir 1.000 [MW], lo cual es cercano a la

transferencia de potencia que se tendrá hacia el año 2021, según el Informe Técnico del

Decreto de Precio de Nudo de Abril de 2011 [18].

6.2. Descripción del Sistema de Potencia estudiado

El sistema de potencia representado se descompone en tres módulos:

A. Sistemas AC:

Los lados AC del sistema HVDC consisten en centrales, un SVC y transformadores en

ambos lados de las estaciones convertidoras. En el subsistema homologable al SIC

(“Subsistema SIC”), se incorporan cuatro centrales: una primera central de 300 [MW],

otra segunda de 500 [MW], una tercera de 900 [MW] y finalmente una cuarta central

equivalente de 9.300 [MW]. Por último, se incorporan tres consumos: uno de 1.000

[MW], un segundo consumo de 500 [MW] y otro equivalente de 10.500 [MW], de

modo de simular una demanda total de 12.000 [MW]. En el subsistema homologable al

de las centrales de Aysén (“Subsistema Aysén”), se simulan dos centrales con una

potencia activa de 500 [MW] cada una. Por último, se agrega un SVC tanto para

absorber los armónicos generados por el convertidor, como para proveer potencia

reactiva a las convertidoras.

B. Sistema DC:

El sistema DC simulado consiste un sistema de transmisión monopolar, equipado con

filtros ubicados tanto en el lado rectificador como en el lado inversor. La línea de

transmisión DC es representada por una red equivalente T, la cual puede ser ajustada a

la frecuencia fundamental de modo que el sistema modelado entre en resonancia. Se

hace presente que el Proyecto Hidroaysén contempla una línea de tipo bipolar, que por

simplicidad se modela como monopolar en la presente Tesis.

C. Convertidoras:

98

Las estaciones convertidoras son representadas por una configuración de 12 pulsos,

separados en dos grupos de seis pulsos conectados en serie.

La implementación en Digsilent del sistema descrito anteriormente se observa en la

figura siguiente:

99

Figura 42: Sistema HVDC implementado en Digsilent

100

6.3. Modelación del Sistema de Control

El modelo de control de frecuencia que se utiliza no considera regulación de

frecuencia en el subsistema Aysén, debido a que la NTSyCS indica que en el lado de corriente

alterna del extremo transmisor HVDC, la frecuencia y la tensión podrá alcanzar niveles fuera de los rangos

permitidos para los estados Normal, de Alerta y de emergencia, siempre y cuando no existan consumos

conectados a la red de corriente alterna del lado transmisor (Artículo 3-44 NTSyCS). Una de las

hipótesis de esta investigación considera que no existen consumos conectados en el

subsistema Aysén, por consiguiente, no será necesario regular frecuencia en dicho extremo del

sistema. Otra hipótesis del presente trabajo consiste en no considerar la actuación de un

Esquema de Desconexión Automático de Carga (EDAC) por baja frecuencia.

En la presente Tesis, los controles que se modificaron para obtener una respuesta

dinámica estable son los controles de frecuencia y potencia del enlace HVDC. La modelación

dinámica de las centrales supone que todas las unidades tienen habilitados el regulador de

velocidad, el regulador de tensión y las protecciones de sobre y baja frecuencia, los cuales se

encuentran habilitados correctamente, de forma que presentan una respuesta dinámica estable.

Se considera que todas las centrales modeladas participan en el Control Primario de

Frecuencia, para lo cual se adaptó el PCU de la central Ralco a todas las centrales

implementadas en el modelo.

El modelo de control implementado considera un controlador de frecuencia en el

inversor, el cual entrega una variación de potencia ante una variación de frecuencia medida en

la estación inversora. Luego esta señal de salida ingresa a un Controlador de Potencia, el cual

modifica la corriente de referencia que ingresa a los controladores del rectificador e inversor,

para así modificar el ángulo de disparo de los tiristores de las estaciones ubicadas en los dos

extremos de la línea.

La elección de los parámetros de los controladores propuestos se realiza vía

inspección, siguiendo valores típicos para los ángulos máximos y mínimos de disparo de las

estaciones convertidoras (ver 5.2.7).

101

Si se compara el esquema de control propuesto en la presente Tesis con lo

implementado en otros proyectos en el mundo (ver 5.6), se aprecia que existen bastantes

diferencias debido a que cada sistema tiene requerimientos particulares. Una de las diferencias

con los modelos hechos previamente se refiere a la Corriente de referencia calculada en base al

control de Potencia, ya que en los demás modelos, utilizan esta señal como entrada al VDCOL

del rectificador; en cambio en el modelo propuesto se usa también como entrada del control

del ángulo de disparo del inversor ya que se implementa un control de corriente en dicho

controlador. Otra diferencia se refiere al controlador de frecuencia, ya que cada sistema tiene

un modelo distinto, con variadas funciones de transferencia y distintos parámetros.

Debido a que no se puede comparar la respuesta que resulta de las simulaciones del

modelo versus la respuesta real (ya que el proyecto aún no se realiza), para verificar que el

modelo funciona correctamente se revisó que los datos de entrada utilizados fueran reales.

Además, como la salida de los controladores de frecuencia y potencia son finalmente los

ángulos de disparo “α” y extinción “γ” del rectificador e inversor, se logra verificar el correcto

funcionamiento del modelo al comprobar que dichos ángulos de salida corresponden a valores

típicos, a los cuales se hace referencia en el Capítulo 5.

Esquemáticamente, el modelo de control puede ser expresado en forma de Diagrama

de Bloques según lo indicado en la implementación en el programa Digsilent lo cual se muestra

en la Figura 43.

102

Figura 43: Diagrama de Bloques General de Modelo de Control de enlace HDVC

103

Figura 44: Modelo de control en Digsilent

Desglosando este esquema, los controladores y el orden en que actúan son los siguientes:

6.3.1. Control de Frecuencia del Inversor

El diagrama de bloques general de este controlador es el mostrado en la

45:

Figura 45: Diagrama de bloques general del controlador de frecuencia del inversor

El esquema anterior, implementado en el programa Digsilent, queda

representado según lo indicado por la

Figura 46

Al descomponer el esquema de bloques general, se tiene el diagrama de bloques

detallado de la Figura 47:


Control de Frecuencia del Inversor

diagrama de bloques general de este controlador es el mostrado en la

: Diagrama de bloques general del controlador de frecuencia del inversor


egún lo indicado por la Figura 46:

46: Bloque control frecuencia del Inversor


:

104


diagrama de bloques general de este controlador es el mostrado en la Figura

: Diagrama de bloques general del controlador de frecuencia del inversor



105

Figura 47: Diagrama de bloques detallado del Controlador de Frecuencia del Inversor

El diagrama de bloques anterior, implementado en Digsilent, se representa

según lo mostrado en la Figura 48.

Figura 48: Diagrama de Bloques detallado, implementado en Digsilent

fe pot d_pot

f_ref

yodfmea.. error_pot

-

KK

dbanddelta

Lim(abs<K)K1

1/sTT

-

control_Frec_inv:

0

1

DIg

SIL

EN

T

106

Mediante el bloque “Meas2Loc” implementado en Digsilent (ver Figura 44) se

mide la frecuencia del inversor (“fe”) en [p.u.], la cual ingresa al controlador “Control

Frecuencia Inversor”, donde se compara con la frecuencia de referencia, y se obtiene

una variación de frecuencia “dfmeas”. Esta señal ingresa a un dispositivo de banda

muerta, el cual limita la tolerancia de variación de frecuencia que acepta el controlador.

Luego, la salida pasa por un controlador proporcional de ganancia ajustable (similar al

estatismo de una central generadora), donde la señal es amplificada y se transforma en

señal de potencia. En seguida, la señal entra a un filtro Integral realimentado, para así

reducir el error permanente de la potencia, entregando como salida una señal de

variación de potencia (“d_pot”). Finalmente, la señal de variación de potencia entra a

un limitador, el cual está encargado de que la acción de control no haga variar la

potencia en un rango mayor al de la potencia instalada de las centrales; de lo contrario,

podría darse el caso en que ante una contingencia, la acción de control arroje un alza de

potencia mayor a lo que puedan generar las centrales, lo cual es determinado por la

reserva en giro de éstas. Por lo tanto, el modelo entrega la flexibilidad para determinar

la reserva en giro que se desee asignar a las unidades de Aysén, mediante la

determinación de la ganancia K y de los límites de potencia que las centrales estén

dispuestas a entregar.

Las señales de entrada y salida de este controlador son:

- Señales de Entrada:

fe: Frecuencia medida en el rectificador, en [p.u.].

f_ref: Frecuencia de referencia, en [p.u.].

- Señal de Salida:

d_pot: Variación de potencia producto de la variación de frecuencia, en [p.u.].

107

- Parámetros:

delta: Tolerancia de la Banda Muerta, en [Hz].

T: Constante de tiempo del control de tipo PI, que elimina el error permanente de la

frecuencia, en [s].

K: Ganancia del control proporcional, en [p.u.].

K1: Variación de potencia mínima que entrega el controlador de potencia, en [p.u.].

K2: Variación de potencia máxima que entrega el controlador de potencia, en [p.u.].

Para determinar el valor del parámetro K, en la etapa de diseño del controlador

se realizan análisis para seleccionar el valor de K en función de la severidad de la

contingencia a simular. El valor del parámetro K se selecciona por inspección y varía su

valor según la severidad de la contingencia: para contingencias más severas, en que la

desviación de frecuencia en el inversor es mayor, se requiere un valor de K más grande

(-5,7 en el caso de desconexión intempestiva de central de 500 [MW] en el Subsistema

Aysén, ver sección 7.1 del capítulo 7) para lograr que el controlador de frecuencia

mantenga la frecuencia dentro de los rangos permitidos por la NTSyCS (Artículos 5-31

y 5-65). En cambio, para contingencias menos severas en que la desviación de

frecuencia es menor, se requiere de un K más pequeño (-119 en el caso de desconexión

intempestiva de central del SIC de 300 [MW], ver sección 7.3 del capítulo 7) para

conseguir el mismo objetivo.

Cabe destacar que siempre el valor de K debe ser negativo, debido a que la

característica frecuencia-potencia tiene pendiente negativa.

Los parámetros K1 y K2 se fijan en -1 y 1, de modo de que la variación de

potencia no entregue más de la reserva en giro deseada en caso de desconexión de

centrales, y no bajen su generación a menos de 0 en caso de desconexión de consumos.

Estos parámetros son altamente flexibles, de modo que si se requiere que las centrales

no bajen su generación de cierta consigna, sólo se debe fijar el valor K1 y K2 en el

valor deseado (en caso que se requiera que funcionen en base según despacho

económico).

108

Ecuaciones del controlador

6.3.1.1. Restador:

Señal de Entrada: x, x0

Señal de Salida: y1(x)

Ecuación:

V � 0 � 0�

[6.1]

6.3.1.2. Banda Muerta (dBand)

Señal de Entrada: y1(x)


Parámetros: δ

Ecuaciones:

V� � WV , |V | Y ��, |V | Z [\ [6.2]

6.3.1.3. Control Proporcional

Señal de entrada: y2(x)

Señal de salida: y3(x)

Parámetro: K

Ecuaciones:

V� � M · V�

[6.3]

6.3.1.4. Integrador


Señal de Salida: y4

Parámetros: T

Ecuaciones: 4V]�0�40 " � · V]�0� � � · V��0� � � para T>0

V]�0� � � para T ^ 0 [6.4]

6.3.1.5. Limitador de potencia

Señal de entrada: y4(x)

Señal de salida: y(x)

Parámetros: k1, k2

Ecuaciones:


El diagrama de bloques general

controlador implementado en Digsilent

Figura 49: Diagrama de bloques general del

Figura

Limitador de potencia

(x)

Control de Potencia

El diagrama de bloques general de este controlador es el de la Figura

controlador implementado en Digsilent corresponde a la Figura 50:

: Diagrama de bloques general del Controlador de Potencia

Figura 50: Bloque Control de Potencia

109

Figura 49, y el

Controlador de Potencia

110

Este bloque de control tiene por función cambiar la corriente de referencia que

ingresa a la estación rectificadora e inversora, ante variaciones de potencia originadas por

la acción del control de frecuencia.

Al descomponer el diagrama de bloques general, se obtiene el diagrama de

bloques detallado de la Figura 51:

Figura 51: Diagrama de Bloques detallado del Controlador de Potencia

Las señales de entrada de este bloque son: tensión medida en la línea DC en el

extremo correspondiente al inversor (“Ud_I”), variación de potencia (“d_pot”) que

proviene del Controlador de Frecuencia, y potencia de referencia (“P_ref”); señales

medidas en [p.u.]. La potencia de referencia es modificada al sumarle la variación de

potencia producto del funcionamiento del control de frecuencia, y luego esta potencia

resultante (“p_calc”) es dividida por la tensión medida (“Ud_Filt”); la cual previamente

pasa por un limitador de pendiente de señal, de forma que la tensión no sufra

variaciones fuertes en muy cortos períodos de tiempo. La operación de control puede

ser descrita por la siguiente ecuación:

�2�O � �2�O " 41��_4�

[6.6]

111

Con lo anterior, se obtiene como resultado de la acción de control una

corriente de salida, que corresponde a la corriente de referencia de la estación

rectificadora y de la estación inversora.

La modelación en Digsilent corresponde a la mostrada en la Figura 52:

Figura 52: Control de Potencia del enlace HVDC

Las señales de entrada y salida del controlador son las siguientes:

Ud_Filt

Ud_I

p_calc

d_pot

P_ref Iref

MeasFiltTFiltU

Control Potencia:

0

1

2

DIg

SIL

EN

T

112


P_ref: Potencia de referencia, medida en [p.u.].

d_pot: Variación de potencia originada por la acción del control de frecuencia, medida

en [p.u.].

Ud_I: Tensión medida en [p.u.] en la línea DC, en el extremo del lado inversor.

- Señal de Salida:

Iref: Corriente de referencia, medida en [p.u.].

- Parámetro:

TFiltU: Constante de tiempo del limitador de pendiente de medida de Tensión, en [s].

Ecuaciones del controlador:

6.3.2.1. Restador de señales

Señal de entrada: x(x), x0(x)

Señal de salida: y0(x)

Ecuaciones: V� � 0 � 0�

[6.7]

6.3.2.2. Integrador de Señal de Tensión (MeasFilt)

Señal de Entrada: x1(x)


Parámetros: T

Ecuaciones:

4V �0�40 � 0 �0�`V �0�� para T > 0

V �0� � � para T ^ 0

[6.8]

113

6.3.2.3. Divisor de señal

Señal de entrada: y1(x), y0(x)

Señal de salida: y(x)

Ecuaciones:

V � V�V � 0 � 0�V

[6.9]

6.3.3. Control del Ángulo de disparo del Rectificador

Este controlador

estaciones rectificadoras

diagrama de bloques general del

implementado en Digsilent es el de la

Figura 53: Diagrama de bloques general del controlador de ángulo de disparo del

Figura 54: Bloque Control

Al descomponer el diagrama de bloques general, se obti

bloques detallado mostrado

Control del Ángulo de disparo del Rectificador

controlador tiene como función controlar en ángulo de disparo de las dos

estaciones rectificadoras, lo cual se logra a través de un Control de Corriente

diagrama de bloques general del controlador corresponde a la Figura 53

implementado en Digsilent es el de la Figura 54.

: Diagrama de bloques general del controlador de ángulo de disparo del

rectificador

Bloque Control de Ángulo de disparo de Rectificador


bloques detallado mostrado en la Figura 55:

114

tiene como función controlar en ángulo de disparo de las dos

, lo cual se logra a través de un Control de Corriente. El

53, y el modelo

: Diagrama de bloques general del controlador de ángulo de disparo del

ene el diagrama de

115

Figura 55: Diagrama de bloques detallado del controlador del ángulo de disparo del

rectificador

El controlador tiene tres señales de entrada: la tensión y corriente medidos en el

rectificador a través de transductores, y la corriente de referencia que resulta del control

de Potencia descrito anteriormente. Las señales de corriente y tensión pasan por

limitadores de la pendiente de la señal, de forma que la tensión o corriente no sufra

variaciones fuertes en muy cortos períodos de tiempo, lo cual es útil ante contingencias o

recuperaciones de servicio ya que ayuda a preservar la estabilidad del sistema.

La medida de corriente, una vez que pasa por el limitador entra al VDCOL, el

cual entrega un valor de corriente (“e2”) en función de la tensión. Además, el VDCOL

debe reducir la corriente DC del rectificador cuando la tensión DC baja de un valor

predeterminado. De esta forma, se logra un Control de Corriente del Rectificador.

Luego, la señal de corriente resultante del VDCOL es comparada con la

corriente de referencia proveniente del bloque de control de Potencia, para entregar la

señal de corriente mínima. Esta señal (“Idref”) se resta con la señal de corriente del

rectificador ya limitada, de modo de entregar una señal de error de Corriente. Este error

de corriente pasa por un filtro de tipo PI, cuya señal de salida es el ángulo “β” (“β_R”)

116

medido en radianes, el cual se resta al ángulo π para entregar el ángulo de disparo del

rectificador (“α_R”) controlado. Este ángulo de disparo está limitado por los parámetros

del controlador PI “α” máximo y “α” mínimo.

La implementación de este controlador en Digsilent corresponde a lo mostrado

en la Figura 56:

Figura 56: Control del Rectificador

Las señales de entrada, salida y parámetros del bloque de control son las

siguientes:

beta_R

dId_RId_Filt

e2

Iref

pi

Ud_R

Idmeas_R

alpha_R-

-

MIN

0

1

VDCOLm0,m2,u1,u2,i1,i2

MeasFiltTFiltU

PI CtrlKp,Ti

MeasFilt(1)TFiltI

Rect Controller:

2

1

0

DIg

SIL

EN

T

117


Iref: Corriente de referencia, proveniente del bloque control de Potencia. Medida en

[p.u.].

Ud_R: Tensión DC medida en el lado rectificador, en [p.u.].

Idmeas_R: Corriente DC medida en el lado rectificador, en [p.u.].

- Señal de Salida:

αR: Ángulo de disparo controlado del rectificador, medido en [rad].

- Parámetros:

Kp: Ganancia del controlador proporcional, en [p.u.].

Ti: Constante de tiempo del controlador de tipo PI, en [s].

TFiltU: Constante de tiempo del limitador de pendiente de medida de Tensión, en [s].

TFiltI: Constante de tiempo del limitador de pendiente de medida de Corriente, en [s].

m0: Parámetro VDCOL, pendiente recta para tensiones inferiores a u1.

m2: Parámetro VDCOL, pendiente recta para tensiones superiores a u2.

u1: Parámetro VDCOL, tensión mínima para la cual la corriente no se satura, en [p.u.].

u2: Parámetro VDCOL, tensión máxima para la cual la corriente no se satura, en [p.u.].

i1: Parámetro VDCOL, corriente mínima, en [p.u].

i2: Parámetro VDCOL, corriente máxima, en [p.u.].

αmin: Límite mínimo a imponer del ángulo de disparo “α” calculado por el controlador

de tipo PI, medido en [º].

αmax: Límite máximo a imponer del ángulo de disparo “α” calculado por el controlador

de tipo PI, medido en [º].

Ecuaciones del controlador:

6.3.3.1. Integrador de Señal de Tensión (MeasFilt)



Parámetros: T

118

Ecuaciones: 4V��0�40 � 0��0�`V��0�� para T > 0

V��0� � � para T ^ 0

[6.10]

6.3.3.2. Integrador de Señal de Corriente (MeasFilt(1))



Parámetro: T

Ecuaciones:

4V �0�40 � 0 �0�`V �0�� para T > 0

V �0� � � para T ^ 0 [6.11]

6.3.3.3. VDCOL



Parámetros: m0, m2, u1, u2, i1, i2

Variables internas: m1, v

Ecuaciones:

� � 6�`6 a�`a

[6.12]

b � W�� · �V� � a�� " 6�, V� c a�� · �V� � a � " 6 , V� ^ a� \ [6.13]

V� � W�� · �V� � a � " 6 , V� Z a b, V� Y a \ [6.14]

6.3.3.4. Mínimo

Señal de entrada: x2, y2(x)


119

Ecuación:

V� � �6� �0�, V�� [6.15]

6.3.3.5. Restador



Ecuación:

V] � V� � V [6.16]

6.3.3.6. Controlador PI Control de Corriente del Rectificador (PI Ctrl)



Parámetros: Kp, Ti

Parámetros limitantes: αmax, αmin

Variables Internas: βmax, βmin

Ecuaciones:

&�30 � d � 5�30 · d e� [6.17]

&�6� � d � 5�6� · d e� [6.18]

En términos de x:

VF�0� � M1 · V]�0� " M1�6 · f V]�0�4�0�� para Ti c 0

VF�0�=0 para Ti ^ �

[6.19]

En términos de s:

VF��V]�� M1 " M1�6·� para Ti > 0

VF��=0 para Ti ^ 0

120

[6.20]

Límites de la función:

VF�0� � hVF�0�, &�6� ^ VF ^ &�30&�30, VF c &�30&�6�, VF Z &�6�\

[6.21]

6.3.3.7. Restador


Señal de Salida: y(x)

Ecuación:

V � Vi � VF [6.22]

6.3.4. Control del Ángulo de disparo del Inversor

Este controlador tiene como función regular el ángulo de disparo “α” de las

estaciones inversoras. El diagrama de bloques general del controlador corresponde a la

Figura 57, y su modelo implementado en Digsilent está representado en la Figura 58.

Figura 57: Diagrama de

Figura 58: Bloque control del

Este controlador tiene cinco entradas: la corriente de referencia (

resultante del control de potencia, la corriente medida en la línea DC en el lado del

inversor a través de transductores (

(“γmin”) de referencia, los ángulos

ciclos, que son entregados por las estaciones inversoras conectadas en delta y estrella,

respectivamente.

: Diagrama de bloques general del controlador del ángulo de disparo del Inversor

Bloque control del ángulo de disparo “α” del inversor en Digsilent

Este controlador tiene cinco entradas: la corriente de referencia (


inversor a través de transductores (“Idmeas_I”), el ángulo de extinción

) de referencia, los ángulos “γ” delta (“γD”) y “γ” estrella (“γY”) medidos en


121

bloques general del controlador del ángulo de disparo del Inversor

en Digsilent

Este controlador tiene cinco entradas: la corriente de referencia (“Iref”)


), el ángulo de extinción “γ” mínimo

) medidos en seis


122


bloques detallado indicado en la Figura 59:

Figura 59: Diagrama de bloques detallado del Control del Ángulo de Disparo del

Inversor

Para lograr el control del ángulo del inversor, se realizan dos controles

independientes que entregan un ángulo “β” y por lo tanto “α” (α=π-β): el control de

corriente y el control de ángulo “γ”. Sus señales de salida se comparan y se escoge el

ángulo “β” máximo, con lo que se tiene el ángulo de disparo “α” del inversor ya

controlado.

La corriente DC es medida en el lado del inversor a través de transductores, y

luego pasa por un limitador de pendiente de la señal, de forma que la corriente no sufra

variaciones fuertes en muy cortos períodos de tiempo. Luego, esta corriente resultante

es restada a la corriente de referencia, con lo que se obtiene un error de corriente

(“dId1”), el cual por un lado es dirigido hacia el Controlador de Corriente, y por otro

lado hacia una función de tipo Rampa, cuyo objetivo es amplificar las señales mayores

123

que 0 por un coeficiente K1/K2 los cuales son parámetros de la función. Una vez que la

señal pasa por la función Rampa (“gerror”), se dirige hacia el Controlador de ángulo “γ”.

En el Controlador de Corriente, la señal de error de corriente es restada con la

Corriente de Referencia, con lo que se obtiene un nuevo error de corriente (dId2). Es

importante señalar que se resta la Corriente de Referencia a la señal de error de corriente

con el objetivo de lograr que el inversor tenga una corriente de referencia inferior a la del

rectificador, de forma de evitar que una gran reducción en la tensión del rectificador

cause que la corriente y la tensión caigan a cero luego de un breve período de tiempo

(ver sección 5.2.3.2). Esta señal pasa por un filtro de tipo PI, cuya señal de salida es el

ángulo “β” (“βI”) medido en radianes, el cual se resta al ángulo “π” para entregar el

ángulo de disparo “α” del inversor que deberá ser comparado con el que arroja el

Control de ángulo “γ”, de modo de obtener el máximo valor de “γ”. El ángulo de

disparo está limitado por los parámetros del controlador PI “α” máximo (“αImax”) y “α”

mínimo (“αImin”).

Por otro lado, en el Control de ángulo “γ” se tiene que las señales de entrada

son los ángulos “γD” y “γY”, medidos en la estación inversora conectados en delta y

estrella, respectivamente. El mínimo entre estos dos ángulos se resta a la suma del

parámetro “γ” mínimo y de la señal amplificada de error de corriente resultante de la

función rampa. El objetivo de sumar esta señal dependiente de la corriente DC es

evitar inestabilidades en el sistema de control, al no permitir que el segmento GED de

la Figura 15 tenga pendiente negativa. Luego, la señal resultante (“dγ”) pasa por un

filtro de tipo PI, cuya señal de salida es el ángulo “β” (“βg”) medido en radianes, el cual

se resta al ángulo π para entregar el ángulo de disparo “α” del inversor que deberá ser

comparado con el que arroja el Control de Corriente. El ángulo de disparo está

limitado por los parámetros del controlador PI “α” máximo (“αgmax”) y “α” mínimo

(“αgmin”).

Finalmente, se comparan las salidas de los ángulos “β” provenientes del

Control de Corriente y del Control del ángulo “γ” de modo de obtener el ángulo “β”

máximo, el cual se resta al ángulo “π” para obtener el ángulo de disparo “α” del

inversor controlado.

124

El esquema de control implementado en Digsilent es el de la Figura 60.

Figura 60: Controlador del inversor

Las señales de entrada, salida y parámetros son los siguientes:


Iref: Corriente de referencia, proveniente del bloque control de Potencia. Medida en [p.u.]

Idmeas_I: Corriente DC medida en el lado rectificador mediante un transductor

incorporado en el programa Digsilent, en [p.u.]

γD: Ángulo γ mínimo medido en 6 ciclos en la estación inversora conectada en delta,

medido en [rad].

dgamma

Id_Filt

g_er

ror

gamma_min

ImIref

dId2dId1

Idmeas_I

beta

_Ibe

ta_g

beta

gammaY

gammaD

g_min

pi

alpha_I-

-

-

-

Ram

pK

x,K

y

MAX

0

1

2

PI CtrlKIp,TIi

PI CtrlKgp,Tgi

MeasFiltTFiltI

MIN

0

1

Inv Controller:

2

3

1

0

4

DIg

SIL

EN

T

125

γY: Ángulo γ mínimo medido en 6 ciclos en la estación inversora conectada en estrella,

medido en [rad].

γmin: Ángulo γ de referencia, medido en [rad].

- Señales de Salida:

αI: Ángulo de disparo α controlado del inversor, medido en [rad].

- Parámetros:

Kp: Constante proporcional del filtro PI del control de ángulo γ, en [p.u.].

Ti: Constante de tiempo del filtro PI del control de ángulo γ, en [s].

Kl: Constante proporcional del filtro PI del control de corriente, en [p.u.].

Tl: Constante de tiempo del filtro PI del control de corriente, en [s].

Imargen: Corriente que se resta a la Corriente de Referencia, de modo que la Corriente de

referencia del Inversor sea menor a la Corriente de Referencia del Rectificador, en [p.u.].

TFilt: Constante de tiempo del limitador de pendiente de medida de Corriente, en [s].

Kx: Parámetro de función Rampa, en [p.u.].

Ky: Parámetro de función Rampa, en [p.u.].

αImin: Límite mínimo a imponer del ángulo de disparo “α” calculado por el controlador de

tipo PI del control de corriente, medido en [º].

αImax: Límite máximo a imponer del ángulo de disparo “α” calculado por el controlador de

tipo PI del control de corriente, medido en [º].

αgmin: Límite mínimo a imponer del ángulo de disparo “α” calculado por el controlador de

tipo PI del control de ángulo γ, medido en [º].

αgmax: Límite máximo a imponer del ángulo de disparo “α” calculado por el controlador de

tipo PI del control de ángulo γ, medido en [º].

Ecuaciones del controlador

6.3.4.1. Integrador de Señal de Corriente (MeasFilt)



Parámetros: T

126

Ecuaciones:

4V �0�40 � 0 �0�`V �0�� para T > 0

V �0� � � para T ^ 0 [6.23]

6.3.4.2. Restador 1

Señal de Entrada: x0, y1(x)


Ecuación:

V� � 0� � V [6.24]

6.3.4.3. Mínimo

Señal de Entrada: x2(x), x3(x)


Ecuación:

V� � �6��0�, 0�� [6.25]

6.3.4.4. Rampa (Ramp)



Variable de estado: u(x)

Parámetros: K1, K2

Ecuaciones:

a � hV� · M M� , M� c 0�, M� ^ �\

[6.26]

Luego,

V � j �, k Z 0M , k c 0a, 0 ^ k ^ M \

[6.27]

127

6.3.4.5. Restador 2

Señal de Entrada: y1(x), y2(x), x5(x)


Ecuaciones:

V] � V " 0F � V� [6.28]

6.3.4.6. Restador 3

Señal de Entrada: y0(x), x4


Ecuaciones:

V� � V� � 0] [6.29]

6.3.4.7. Controlador PI Control de Corriente



Parámetros: Ki, Ti

Parámetros limitantes: αImax, αImin

Variables Internas: βImax, βImin

Ecuaciones:

&��30 � d � 5��30 · d e� [6.30] &��6� � d � 5��6� · d e� [6.31]

En términos de x:

V]�0� � M6 · V��0� " M6�6 · f V��0�40�� para Ti c 0

V]�0�=0 para Ti ^ �

[6.32]

En términos de s:

128

V]��V�� M6 " M6�6·� para Ti > 0

V]��=0 para Ti ^ 0 [6.33]


V]�0� � h V]�0�, &��6� ^ V] ^ &��30&��30, V] c &��30&��6�, V] Z &��6�\

[6.34]

6.3.4.8. Controlador PI Control de ángulo “γ”



Parámetros: Kp, Tp

Parámetros limitantes: αgmax, αgmin

Variables Internas: βgmax, βgmin

Ecuaciones:

&l�30 � d � 5l�30 · d e� [6.35] &l�6� � d � 5l�6� · d e� [6.36]

En términos de x:

Vi�0� � M1 · VF�0� " M1�1 · f VF�0�40�� para Tp c 0 Vi�0�=0 para Tp ^ �

[6.37]

En términos de s:

Vi��VF�� M1 " M1�1·� para Tp> 0 Vi��=0 para Tp ^ 0 [6.38]


Vi�0� � h Vi�0�, &l�6� ^ Vi ^ &l�30&l�30, Vi c &l�30&l�6�, Vi Z &l�6�\

[6.39]

129

6.3.4.9. Máximo

Señal de Entrada: y4(x), y6(x)


Ecuación:

Vm � �30�V], Vi� [6.40]

6.3.4.10. Restador

Señal de Entrada: y7(x), y8(x)

Señal de Salida: y(x)

Ecuación:

V � Ve � Vm [6.41]

6.3.5. Control de Estaciones convertidoras

El diagrama de bloques del control de las estaciones convertidoras es el de la

Figura 61:

Figura 61: A) Diagrama de bloques del Control del Inversor y B) Diagrama de bloques del

Control del Rectificador

Se tiene que la implementación del control del inversor en Digsilent corresponde

a la Figura 62:

130

Figura 62: Bloque control estación Inversora

Estos bloques de control son utilizados para controlar el instante de disparo de

todas las válvulas de tiristores de las estaciones convertidoras, en este caso de doce

pulsos, y se encuentran incorporados en la biblioteca del software Digsilent.

Los bloques efectúan las acciones de control que se realizan en los bloques

control rectificador y control inversor, y se encargan de convertir el ángulo de disparo

“α” (entregado por el control del rectificador o del inversor) en un pulso de disparo, el

cual es sincronizado con la tensión AC midiendo la frecuencia mediante el bloque

“Fmeas”.

De esta forma, la salida es el ángulo mínimo de extinción “γ” de los doce ciclos

de funcionamiento para el caso de la estación inversora. Lo anterior, más el

mantenimiento del ángulo de disparo “α” al mínimo, es conveniente desde el punto de

vista de requerimientos de potencia activa de las convertidoras, de forma de reducir el

desfase entre la tensión y la corriente en las fases del sistema CA. Por este motivo, el

control se realiza comúnmente manteniendo “γ” en su valor mínimo (inversor) y

variando “α” (rectificador) para la regulación de corriente a través del sistema HVDC.

Para esto se mantiene saturado el control de corriente del inversor y así la tensión en el

inversor se mantiene en su valor máximo (“γ” mínimo).

- Señales de entrada:

Fmeas: Frecuencia medida del sistema, medida en [Hz] mediante el bloque ElmPhi

incorporado en la biblioteca del programa Digsilent.

Tap: Posición del tap del transformador.

131

α: ángulo de disparo de los tiristores, medido en [rad].

- Señal de salida:

γ_min: Ángulo mínimo de extinción de los tiristores, medido en los seis ciclos; en

[rad].

132

7. SIMULACIONES DEL SISTEMA DE CONTROL

Para verificar el funcionamiento de los controles implementados, se simula en Digsilent

el sistema Benchmark anteriormente descrito. De modo de probar la regulación de frecuencia

del sistema que representa al SIC, se realizan las siguientes contingencias:

7.1) Caída de central de 500 [MW] en el subsistema Aysén.

7.2) Pérdida de un consumo de 500 [MW] en el subsistema SIC.

7.3) Desconexión intempestiva de central de 300 [MW] en el subsistema SIC.



La primera contingencia ocasiona la pérdida de la mitad de potencia transferida a través

del enlace; la segunda contingencia provoca la pérdida del 4,2% de los consumos del

subsistema SIC; y la tercera, cuarta y quinta contingencia representan la misma falla en el

subsistema SIC, pero con distinto nivel de severidad. Estas contingencias fueron seleccionadas

debido que al provocar un desajuste en el equilibrio carga-generación, causan una variación en

la frecuencia del sistema, cuya importancia dependerá principalmente de la cantidad del

desajuste, el cual varía según cada contingencia. En general, desconexiones intempestivas de

consumo provocan un alza en la frecuencia del sistema; en cambio desconexiones

intempestivas de generadores provocan una disminución en la frecuencia. Por lo anterior, se

busca simular desconexiones de consumos y de generadores, de forma de verificar el

funcionamiento de los controladores.

En las simulaciones estudiadas, las contingencias anteriores son efectivas a los 5 [s] de

simulación, y se muestra en un mismo gráfico la señal de frecuencia en el inversor con los

controles activados y desactivados. La señal en color rojo corresponde al caso sin controles

activados, y la señal en color azul corresponde al caso en que los controles se encuentren

activados. Lo mismo se hace para las señales de potencia. De esta forma, se logra apreciar la

acción del control sobre las variables del sistema estudiado, que en este caso corresponde a la

frecuencia en el inversor. Cabe destacar que no es parte del análisis lo que ocurra con las

frecuencias en el rectificador, pues en el subsistema Aysén no se aplican los márgenes de

133

variación de frecuencia indicados en la NTSyCS, al no existir consumos conectados en esta

zona (Artículo 3-44 NTSyCS). Por este motivo, sólo se grafica la frecuencia en el inversor. Sin

embargo, por hipótesis se tiene que la frecuencia en el rectificador se mantiene dentro de un

rango tal que las máquinas no se salgan de sincronismo y no provoquen su desconexión.

Para las centrales implementadas en el modelo, se considera que todas las centrales

participan en la regulación, y los reguladores que se implementan corresponden a los de

velocidad y tensión de la central Ralco, adaptando su potencia instalada a los requerimientos de

las centrales del modelo. Se seleccionan los reguladores de esta central pues ésta participa en la

regulación de frecuencia primaria del SIC. La implementación en Digsilent de estos

reguladores está incluida en el anexo 10.3.

En el anexo 10.4, se incluyen las señales internas de control de los controladores de

frecuencia y potencia.

7.1. Desconexión intempestiva de central de 500 [MW] en el subsistema

Aysén

Se simula la desconexión de una de las dos centrales que generan en el subsistema

Aysén, perdiendo el enlace una potencia transmitida de 500 [MW]. Ante esta perturbación, la

frecuencia en el inversor presenta una respuesta oscilatoria en el caso no controlado, debido a

que el balance de potencia y demanda es realizado por la energía cinética provista por las

inercias de los generadores en servicio, lo cual se observa en la Figura 63. Al producirse una

variación importante en la potencia del sistema, se provocan oscilaciones electromecánicas de

los rotores de los generadores, lo cual se traduce en una respuesta oscilatoria de la frecuencia.

En el caso controlado, se observa un descenso momentáneo de la frecuencia, lo cual se

produce debido a que el déficit de energía es tomado de la energía almacenada en los rotores,

llevando a una disminución en su velocidad y a la pertinente caída en la frecuencia.

134

Figura 63: Frecuencia medida en el inversor para caída de central de 500 [MW] del subsistema Aysén

con y sin acción de control.

La máxima atenuación de las oscilaciones de frecuencia se obtuvo para el parámetro K

del controlador de frecuencia igual a -5,7, el cual se obtuvo por inspección.

Se puede observar que ante la perturbación, en el caso sin control la frecuencia en el

inversor oscila como máximo entre 49,13 [Hz] y 50,43 [Hz], lo cual no cumple con los

requisitos de regulación de frecuencia establecidos en la NTSyCS para estado Normal y Alerta

135

(la frecuencia debe encontrarse en el rango 49,3 [Hz] a 50,7 [Hz], Artículo 5-31), por lo que en

virtud del Artículo 1-7 de la NTSyCS, la presente contingencia corresponde a un estado de

Emergencia. Por otro lado, el Artículo 5-65 de la NTSyCS indica que el 99% del tiempo en

régimen permanente la frecuencia puede variar entre 49,50 [Hz] y 50,50 [Hz]. En este caso,

considerando que el régimen permanente se alcanza en 300 [s], durante 15 [s] la frecuencia se

encuentra fuera de los valores establecidos en el Artículo 5-65, lo cual corresponde a un 4,6%

del tiempo, por lo que la frecuencia no cumple lo establecido para el estado de Emergencia

pues permite que la frecuencia no cumpla con los límites como máximo un 1% del tiempo. Sin

embargo, este análisis depende del período de control que se considere y supone que no

ocurren más contingencias en dicho período, por lo que no es posible afirmar que no cumple

el Artículo 5-65 NTSyCS sin conocer previamente el comportamiento estadístico del sistema.

En el caso en que los controladores de frecuencia y potencia son activados, la acción

resultante tampoco fue efectiva sobre las variaciones de frecuencia en el inversor, pues logra

que con la desconexión intempestiva de la central de 500 [MW], la frecuencia en el inversor

oscile como máximo entre 49,22 [Hz] y 50,37 [Hz], lo cual tampoco cumple con los requisitos

de regulación de frecuencia establecidos para estado Normal y Alerta (la frecuencia debe

encontrarse en el rango 49,3 [Hz] a 50,7 [Hz], Artículo 5-31), por lo que en virtud del Artículo

1-7 de la NTSyCS, la presente contingencia corresponde a un estado de Emergencia. Por otro

lado, el Artículo 5-65 de la NTSyCS indica que el 99% del tiempo en régimen permanente la

frecuencia debe encontrarse entre 49,50 [Hz] y 50,50 [Hz]. Al igual que en el caso no

controlado, considerando que el régimen permanente se alcanza en 300 [s], durante 15 [s] la

frecuencia se encuentra fuera de los valores establecidos en el Artículo 5-65, lo cual

corresponde a un 4,6% del tiempo, por lo que la frecuencia no cumple con el porcentaje de

tiempo máximo (1%, equivalente en este caso a 3 [s]) permitido para el estado de Emergencia.

Sin embargo, este análisis depende del período de control que se considere y supone que no

ocurren más contingencias en dicho período, por lo que no es posible afirmar que no cumple

el Artículo 5-65 NTSyCS sin conocer previamente el comportamiento estadístico del sistema.

Los gráficos de potencias generadas y transferencias de potencia se encuentran en la

Figura 64.

136

Figura 64: Potencias resultantes para caída de central de 500 [MW] en el subsistema Aysén, con y sin acción de control

137

Revisando la Figura 64, se observa que cuando se produce la perturbación, la central

Aysén I absorbe cerca del 50% del déficit de generación provocado por la desconexión de la

central Aysén II, y el resto del déficit de generación es absorbido por las centrales del SIC en

forma distribuida, las cuales aumentan paulatinamente su generación hasta completar los 500

[MW] (Figura 64 D, E, F y G), a medida que la central Aysén I va disminuyendo su generación

hasta un valor levemente mayor que su generación previa a la contingencia (Figura 64 A). La

toma de carga de las centrales del SIC es más lenta que la central Aysén I debido a que tienen

una constante de aceleración mayor que la de las centrales del subsistema Aysén. Al comparar

la situación controlada versus la no controlada, se aprecia que la acción de control provoca que

la central Aysén I tome 575 [MW] en régimen permanente, en contraposición a los 550 [MW]

que genera en situación no controlada. Es decir, provoca una inyección adicional de 75 [MW]

del enlace HVDC. Por otra parte, las centrales del SIC toman una menor carga que en la

situación no controlada, por lo que el controlador diseñado provoca que la regulación de

frecuencia se realice en forma distribuida. Sin embargo, la acción no basta para que la

frecuencia quede dentro de los márgenes establecidos en la NTSyCS (Artículo 5.31 y 5.65), por

lo que se concluye que el sistema no es capaz de soportar la contingencia simulada.

Al verificar el Artículo 3-18 de la NTSyCS, es posible observar que en todas las

centrales se cumple que a los 120 [s] de simulación, la potencia generada prácticamente no

varía respecto de la potencia final, por lo que se encuentra en la banda del 10% del valor final

de la potencia, para los casos controlado y no controlado.

Una vez que se logra que la frecuencia se estabilice en torno a 50 [Hz], las potencias

inyectadas por las centrales también se estabilizan en un valor mayor al que inyectaban previo a

la contingencia de modo compensar los 500 [MW] perdidos, y así mantener el equilibrio carga-

generación.

Se concluye que el diseño del controlador no es efectivo sobre las variaciones de la

frecuencia en el inversor, debido a que no logra que la frecuencia se mantenga dentro de los

límites establecidos por la NTSyCS para el estado Normal y Alerta (Artículo 5-31), pero sí se

logra que las potencias inyectadas por las centrales cumplan con el Artículo 3-18 de la

NTSyCS.

138

7.2. Desconexión de consumo de 500 [MW] en el SIC

Se simula una desconexión de un consumo de 500 [MW] en el subsistema que

corresponde al SIC, por lo que se produce un desequilibrio entre la carga y la generación. Ante

esta perturbación, la frecuencia en el inversor presenta una respuesta oscilatoria en el caso no

controlado, debido a que el balance de potencia y demanda es realizado por la energía cinética

provista por las inercias de los generadores en servicio, lo cual se observa en la Figura 65. Al

producirse una variación importante en la potencia del sistema, se provocan oscilaciones

electromecánicas de los rotores de los generadores, lo cual se traduce en una respuesta

oscilatoria de la frecuencia. En el caso controlado, se observa un alza momentánea de la

frecuencia, lo cual se produce debido a que el exceso de energía es almacenado en forma de

energía cinética en el rotor de los generadores, produciéndose una aceleración de los mismos

determinando un aumento en la frecuencia del inversor.

139

Figura 65: Frecuencias en el inversor, casos controlado y no controlado.

La máxima atenuación de la oscilación de la señal de frecuencia se obtuvo

sintonizando el parámetro K del controlador de frecuencia en -105. Para valores más pequeños

de K, se producían fallas de conmutación en el enlace; y para valores mayores de K la

atenuación de la oscilación de la frecuencia era menor.

140







régimen permanente la frecuencia debe encontrarse entre 49,50 [Hz] y 50,50 [Hz]. En este

caso, considerando que el régimen permanente se alcanza en 300 [s], durante 23,6 [s] la


corresponde a un 7,9% del tiempo en régimen permanente, por lo que la frecuencia no cumple

con el porcentaje de tiempo máximo (1%, equivalente en este caso a 3 [s]) permitido para el

estado de Emergencia. Sin embargo, este análisis depende del período de control que se

considere y supone que no ocurren más contingencias en dicho período, por lo que no es

posible afirmar que no cumple el Artículo 5-65 NTSyCS sin conocer previamente el

comportamiento estadístico del sistema.

En el caso en que los controladores de frecuencia y potencia son activados, la acción de

control si resultó efectiva sobre las variaciones de frecuencia en el inversor, pues logró que con

la desconexión intempestiva de la central de 500 [MW], la frecuencia en el inversor aumenta de

valor hasta llegar al máximo de 50,19 [Hz], para luego disminuir paulatinamente durante 300 [s]

hasta llegar al valor de 50,01 [Hz]. Esta simulación sí cumple con los límites de frecuencia

establecidos para estado Normal y Alerta (Artículo 5-31).


Figura 66.

141

Figura 66: Potencias vs tiempo, para los casos controlado y no controlado

142

En régimen transitorio (primeros 300 [s]), la acción de control se lleva a cabo gracias a

la transferencia de potencia proveniente del enlace HDVC, según se observa en la Figura 66

C). Se logra un adecuado control de frecuencia gracias a que las centrales en Aysén participan

activamente en la regulación de la potencia transmitida a través del enlace. De los 500 [MW]

de demanda que se pierden en la contingencia, el enlace HVDC colabora bajando su inyección

rápidamente hasta 520 [MW] aumentando gradualmente su generación hasta que la frecuencia

se estabiliza, en torno a 50,01 [Hz] a los 300 [s] de simulación; mientras que las centrales del

SIC disminuyen la carga en forma paulatina gracias a los pcu de sus máquinas, conforme

aumenta la potencia inyectada por el enlace HVDC, logrando el equilibrio carga-generación

(Figura 66 D, E, F y G). Cabe destacar que primeramente las centrales del subsistema Aysén

deben bajar su carga para estabilizar la frecuencia en el inversor, debido a la rápida

controlabilidad del enlace HVDC; mientras las centrales en el SIC van disminuyendo carga en

forma más lenta, de modo de efectuar una regulación distribuida de frecuencia.

En cambio, en la situación no controlada se tiene que el enlace HVDC no participa en

la regulación de frecuencia, manteniendo constante su generación durante el período simulado.

Las centrales del SIC deben efectuar dicha regulación, por lo que bajan su generación

rápidamente (en 25 [s]) en cuanto se produce la desconexión del consumo, sin embargo esta

acción no es suficiente para lograr el control de frecuencia, que sí se logra utilizando el enlace

HVDC como regulador.

Al revisar el cumplimiento del Artículo 3-18 de la NTSyCS, es posible observar que en

el caso no controlado, las centrales del subsistema Aysén prácticamente no varían su potencia

inyectada a los 120 [s] respecto de su valor final, por lo que cumplen el Artículo 3-18. En el

caso de las centrales del subsistema SIC, ocurre la misma situación (varían sólo 1 [MW]

respecto del valor final de potencia), por lo que también cumplen el Artículo 3-18. En el caso

controlado, la central de Aysén 1 alcanza 484 [MW] a los 120 [s], llegando a una potencia final

de 501 [MW]. Por lo tanto, la banda de potencia corresponde a ± 25 [MW], con lo que cumple

con el Artículo 3-18. La central Aysén 2 alcanza 464 [MW] a los 120 [s], llegando a una

potencia final de 481 [MW]. Por lo tanto, la banda de potencia corresponde a ± 24 [MW], por

lo que también cumple con el Artículo 3-18. En el caso de las centrales del subsistema SIC, se

tiene que a los 120 [s] la central de 300 [MW] inyecta 288 [MW], llegando a una potencia final

143

de 287 [MW]. Por lo tanto, su banda de potencia corresponde a 14 [MW], por lo que cumple el

Artículo 3-18. La central de 500 [MW] inyecta 480 [MW] a los 120 [s], llegando a una potencia

final de 479 [MW], con lo que su banda de potencia corresponde a ± 24 [MW], por lo que

también cumple con el Artículo 3-18. La central de 900 [MW] inyecta 865 [MW] a los 120 [s],

llegando a una potencia final de 863 [MW], con lo que su banda de potencia corresponde a 43

[MW], por lo que también cumple con el Artículo 3-18. Finalmente, la central equivalente

inyecta 8.940 [MW] a los 120 [s] de simulación, llegando a una potencia final de 8.911 [MW],

con lo que su banda de potencia corresponde a 446 [MW], por lo que también cumple con el

Artículo 3-18.

Se concluye que el diseño del controlador sí es efectivo sobre las variaciones de la

frecuencia en el inversor, debido a que logra que la frecuencia se mantenga dentro de los

límites establecidos por la NTSyCS para el estado Normal y Alerta (Artículo 5-31), y que las

potencias inyectadas por las centrales se mantengan dentro de la banda establecida en el

Artículo 3-18.

7.3. Desconexión intempestiva de central de 300 [MW] en el SIC

Se simula la desconexión intempestiva de la central de 300 [MW] del SIC. En el caso

sin control, la frecuencia en el inversor presenta una respuesta oscilatoria debido a que el

balance de potencia y demanda es realizado por la energía cinética provista por las inercias de

los generadores en servicio, lo cual se observa en la Figura 67. Al producirse una variación

importante en la potencia del sistema, se provocan oscilaciones electromecánicas de los rotores

de los generadores, lo cual se traduce en una respuesta oscilatoria de la frecuencia. En el caso

controlado, se produce una disminución momentánea de la frecuencia, lo cual se origina

debido a que el déficit de energía es tomado de la energía almacenada en los rotores, llevando a

una disminución en su velocidad y a la pertinente caída en la frecuencia.

144

Figura 67: Señales de frecuencia en el inversor, con y sin los controles activados.







145










estado de Emergencia. Sin embargo, este análisis depende del período de control que se


posible afirmar que no cumple el Artículo 5-65 NTSyCS sin conocer previamente el

comportamiento estadístico del sistema.


control si resulta efectiva sobre las variaciones de frecuencia en el inversor, pues logra que con

la desconexión intempestiva de la central de 300 [MW], la frecuencia en el inversor disminuya

hasta llegar al mínimo de 49,89 [Hz], para luego aumentar paulatinamente durante 300 [s] hasta

llegar al valor de 49,99 [Hz]. Esta simulación sí cumple con los requisitos de regulación de

frecuencia establecidos para estado Normal y Alerta (Artículo 5-31).


Figura 68.

146

Figura 68: Señales de de potencia en el rectificador e inversor, condición controlada y no controlada.

147

En régimen transitorio (primeros 300 [s]), la acción de control se lleva a cabo gracias a

la transferencia de potencia proveniente del enlace HDVC, según se observa en la Figura 68

C). Se logra un adecuado control de frecuencia gracias a que las centrales en Aysén participan

activamente en la regulación de la potencia transmitida a través del enlace. De los 300 [MW]

de generación que se pierden en la contingencia, 242 [MW] son aportados inicialmente por las

centrales del subsistema Aysén, disminuyendo gradualmente su aporte hasta que la frecuencia

se estabiliza, en torno a 49,99 [Hz] a los 300 [s] de simulación; mientras que las centrales del

SIC van entregando potencia en forma paulatina gracias a los pcu de sus máquinas, conforme

disminuye la potencia inyectada por el enlace HVDC (Figura 68 E, F y G). Cabe destacar que

primeramente las centrales del subsistema Aysén deben inyectar mayor potencia para

estabilizar la frecuencia en el inversor, debido a la rápida controlabilidad del enlace HVDC;

mientras las centrales en el SIC van tomando carga en forma más lenta, de modo de efectuar

una regulación distribuida de frecuencia.

En cambio, en la situación no controlada el enlace HVDC prácticamente no participa

en la regulación primaria de frecuencia ya que mantiene constante su potencia transferida

durante toda la simulación, por lo que las centrales del SIC deben realizar la regulación de

frecuencia, lo cual según se observa no se realiza exitosamente, ya que la frecuencia cae fuera

de los límites permitidos para el estado Normal según la NTSyCS (Artículo 5-31).

Al revisar el cumplimiento del Artículo 3-18 de la NTSyCS, es posible observar que

en el caso no controlado, las centrales del subsistema Aysén prácticamente no varían su

potencia a los 120 [s] respecto de su valor final (varían sólo 1 [MW]), por lo que cumplen con

el Artículo 3-18. En el caso de las centrales del subsistema SIC ocurre la misma situación, por

lo que también se cumple el Artículo 3-18. En el caso controlado, la central de Aysén 1 alcanza

535 [MW] a los 120 [s], llegando a una potencia final de 527 [MW]. Por lo tanto, la banda de

potencia corresponde a ± 26,3 [MW], con lo que cumple con el Artículo 3-18. La central

Aysén 2 también alcanza 535 [MW] a los 120 [s], llegando a una potencia final de 517 [MW].

Por lo tanto, la banda de potencia corresponde a ± 25 [MW], por lo que también cumple con

el Artículo 3-18. En el caso de las centrales del subsistema SIC, se tiene que a los 120 [s]

ninguna central varía más del 10% del valor final de la potencia generada de cada central. La

central de 500 [MW] inyecta 511 [MW] a los 120 [s] de simulación, llegando a una potencia

final de 512 [MW], con lo que la banda de potencia corresponde a ± 25,6 [MW], por lo que se

148

cumple el Artículo 3-18. La central de 900 [MW] inyecta 921 [MW] a los 120 [s] de simulación,

llegando a una potencia final de 923 [MW], con lo que la banda de potencia corresponde a ±

46,1 [MW], por lo que se también se cumple el Artículo 3-18. La central equivalente de 9.300

[MW] inyecta 9.514 [MW] a los 120 [s] de simulación, llegando a una potencia final de 9.538

[MW], con lo que la banda de potencia corresponde a ± 476,9 [MW], por lo que se también se

cumple el Artículo 3-18 de la NTSyCS.

Se concluye que el diseño del controlador sí es efectivo sobre las variaciones de la

frecuencia en el inversor, debido a que logra que la frecuencia se mantenga dentro de los

límites establecidos por la NTSyCS para el estado Normal y Alerta (Artículo 5-31), y que las

potencias inyectadas por las centrales se mantengan dentro de la banda establecida en el

Artículo 3-18 de la NTSyCS.


Se simula la desconexión intempestiva de la central de 500 [MW] del SIC. En el caso

sin control, la frecuencia en el inversor presenta una respuesta oscilatoria debido a que el

balance de potencia y demanda es realizado por la energía cinética provista por las inercias de

los generadores en servicio, lo cual se observa en la Figura 69. Al producirse una variación

importante en la potencia del sistema, se provocan oscilaciones electromecánicas de los rotores

de los generadores, lo cual se traduce en una respuesta oscilatoria de la frecuencia. En el caso

controlado, se produce una disminución momentánea de la frecuencia, lo cual se origina

debido a que el déficit de energía es tomado de la energía almacenada en los rotores, llevando a

una disminución en su velocidad y a la pertinente caída en la frecuencia.





149









150





Estado de Emergencia. Sin embargo, este análisis depende del período de control que se


posible afirmar que cumple el Artículo 5-65 NTSyCS sin conocer previamente el

comportamiento estadístico del sistema. Por lo anterior, resulta imperioso que la acción de

control lleve a la frecuencia a los límites permitidos por la normativa vigente.


control sí resulta efectiva sobre las variaciones de frecuencia en el inversor, pues logra que la

frecuencia en el inversor disminuya hasta llegar al mínimo de 49,52 [Hz], para luego aumentar

paulatinamente durante 300 [s] hasta llegar al valor de 49,98 [Hz]. La NTSyCS establece en su

Artículo 5-31, que para el Estado Normal y Alerta el valor promedio de la frecuencia

fundamental medida en régimen permanente en intervalos de tiempo de 10 [s] durante todo el

período de siete días corridos, deberá encontrarse dentro de los rangos siguientes [7]:

- Sobre 49,8 [Hz] y bajo 50,2 [Hz] durante al menos el 99% del período

- Entre 49,3 y 49,8 [Hz] durante no más de un 0,5% del período

- Entre 50,2 y 50,7 [Hz] durante no más de un 0,5% del período

El tiempo en que la frecuencia en el inversor se encuentra entre 49,3 y 49,8 [Hz]

corresponde a 24,8 [s], lo que claramente es menor al 0,5% del período de 7 días, considerando

intervalos de 10 [s]. Sin embargo, este análisis depende del período de control que se considere

y supone que no ocurren más contingencias en dicho período, por lo que no es posible afirmar

que cumple el Artículo 5-31 NTSyCS sin conocer previamente el comportamiento estadístico

del sistema.


Figura 70.

151

Figura 70: Señales de salida de potencia en el rectificador e inversor, con y sin los controles activados.

152

La acción de control de frecuencia se produce por efecto del cambio en las potencias

generadas en las centrales, según se observa en la Figura 70. En régimen transitorio la acción

de control se lleva a cabo gracias a la transferencia de potencia proveniente del enlace HDVC,

el cual aporta 1.282 [MW] (Figura 70), es decir 282 [MW] extras para suplir la generación

faltante, para decrecer lentamente durante 75 [s] hasta volver a su potencia inyectada original,

mientras que las centrales del SIC aumentan paulatinamente su potencia hasta alcanzar el

equilibrio carga-generación (Figura 70 D, F y G). Se logra un adecuado control de frecuencia

gracias a que las centrales en Aysén participan activamente en la regulación de la potencia

transmitida a través del enlace. De los 500 [MW] que se pierden en la contingencia, 282 [MW]

son aportados inicialmente por las centrales del subsistema Aysén, disminuyendo gradualmente

su aporte hasta que la frecuencia se estabiliza, en torno a 49,98 [Hz] a los 300 [s] de simulación;

mientras que las centrales del SIC inyectan mayor potencia en forma paulatina gracias a los pcu

de sus máquinas, conforme disminuye la potencia inyectada por el enlace HVDC. Cabe

destacar que primeramente las centrales del subsistema Aysén deben inyectar mayor potencia

para estabilizar la frecuencia en el inversor, debido a la rápida controlabilidad del enlace

HVDC; mientras las centrales en el SIC van tomando carga en forma más lenta, de modo de

efectuar una regulación distribuida de frecuencia.

En cambio, en la situación no controlada el enlace HVDC prácticamente no participa

en la regulación de frecuencia ya que mantiene constante su potencia transferida durante toda

la simulación, por lo que las centrales del SIC deben realizar dicha regulación, lo cual según se

observa no se realiza exitosamente, ya que la frecuencia cae fuera de los límites permitidos para

el estado de Emergencia según la NTSyCS (Artículo 5-31).






controlado, la central de Aysén 1 alcanza 517 [MW] a los 120 [s], llegando a una potencia final

de 520 [MW]. Por lo tanto, la banda de potencia corresponde a ± 26 [MW], con lo que cumple

con el Artículo 3-18. La central Aysén 2 alcanza 515,2 [MW] a los 120 [s], llegando a una

153

potencia final de 511,7 [MW]. Por lo tanto, la banda de potencia corresponde a ± 25,6 [MW],

por lo que también cumple con el Artículo 3-18. En el caso de las centrales del subsistema SIC,

se tiene que a los 120 [s] la central de 300 [MW] inyecta 313,8 [MW], llegando a una potencia

final de 313,9 [MW]. Por lo tanto, su banda de potencia corresponde a 5,7 [MW], por lo que

cumple el Artículo 3-18. La central de 900 [MW] inyecta 941,5 [MW] a los 120 [s], llegando a

una potencia final de 941,6 [MW], con lo que su banda de potencia corresponde a 47 [MW],

por lo que también cumple con el Artículo 3-18. Finalmente, la central equivalente inyecta

9.732 [MW] a los 120 [s] de simulación, llegando a una potencia final de 9.732,1 [MW], con lo

que su banda de potencia corresponde a 486,6 [MW], por lo que también cumple con el

Artículo 3-18.

Se concluye que no se puede afirmar que el diseño del controlador sea efectivo sobre

las variaciones de la frecuencia en el inversor, debido a que no es posible afirmar que logra que

la frecuencia se mantenga dentro de los límites establecidos por la NTSyCS para el estado

Normal y Alerta (Artículo 5-31), sin conocer previamente el comportamiento estadístico del

sistema. Sin embargo, se logra reducir la variación de frecuencia para el caso controlado

respecto al no controlado, y las potencias inyectadas por las centrales se mantienen dentro de la

banda establecida en el Artículo 3-18.


Se simula la desconexión intempestiva de una central de 900 [MW] en el SIC, de

modo de evaluar la acción de los controladores de frecuencia y potencia sobre la señal de

frecuencia en el inversor. En el caso sin control, la frecuencia en el inversor presenta una

respuesta oscilatoria debido a que el balance de potencia y demanda es realizado por la energía

cinética provista por las inercias de los generadores en servicio, lo cual se observa en la Figura

71. Al producirse una variación importante en la potencia del sistema, se provocan oscilaciones

electromecánicas de los rotores de los generadores, lo cual se traduce en una respuesta

oscilatoria de la frecuencia. En el caso controlado, se produce una disminución momentánea

de la frecuencia, lo cual se origina debido a que el déficit de energía es tomado de la energía

almacenada en los rotores, llevando a una disminución en su velocidad y a la pertinente caída

en la frecuencia.

154









(Artículo 5-31), por lo que en virtud del Artículo 1-7 de la NTSyCS, la presente contingencia

155

corresponde a un estado de Emergencia. Por otro lado, el Artículo 5-65 de la NTSyCS indica

que el 99% del tiempo en régimen permanente la frecuencia debe encontrarse entre 49,50 [Hz]

y 50,50 [Hz]. En este caso, considerando que el régimen permanente se alcanza en 300 [s],

durante 25,7 [s] la frecuencia se encuentra fuera de los valores establecidos en el Artículo 5-65,

lo cual corresponde a un 8,6% del tiempo en régimen permanente, por lo que la frecuencia no

cumple con el porcentaje de tiempo máximo (1%, equivalente en este caso a 3 [s]) permitido

para el Estado de Emergencia. Sin embargo, este análisis depende del período de control que

se considere y supone que no ocurren más contingencias en dicho período, por lo que no es

posible afirmar que cumple el Artículo 5-65 NTSyCS sin conocer previamente el

comportamiento estadístico del sistema. Además, si se revisa el período transitorio de la

contingencia, se observa que la frecuencia en el inversor no cumple con el Artículo 5-44 de la

NTSyCS, ya que la frecuencia cae por debajo de 48,3 [Hz]. Además, es importante que la

frecuencia no disminuya de 48 [Hz] no sólo porque no cumpla la NTSyCS, sino por razones

técnicas: Bajo 48 [Hz] se activan las protecciones de baja frecuencia del resto de los

generadores, con lo que se puede provocar la salida en cascada de generadores. Por lo anterior,

resulta imperioso que la acción de control lleve a la frecuencia a los límites permitidos por la

normativa vigente.

En el caso en que los controladores de frecuencia y potencia son activados, la

frecuencia en el inversor disminuye hasta llegar al mínimo de 48,65 [Hz], para luego aumentar

paulatinamente durante 100 [s] hasta llegar al valor de 49,97 [Hz]. Por lo tanto, no cumple con

los requisitos de regulación de frecuencia establecidos en la NTSyCS para el estado Normal y

Alerta (Artículo 5-31). En virtud del Artículo 1-7 de la NTSyCS, la presente contingencia

corresponde a un estado de Emergencia. Por otro lado, el Artículo 5-65 de la NTSyCS indica

que el 99% del tiempo en régimen permanente la frecuencia debe encontrarse entre 49,50 [Hz]

y 50,50 [Hz]. En este caso, considerando que el régimen permanente se alcanza en 100 [s],

durante 19,5 [s] la frecuencia se encuentra fuera de los valores establecidos en el Artículo 5-65,

lo cual corresponde a un 19,5% del tiempo en régimen permanente, por lo que la frecuencia

tampoco cumple con el porcentaje de tiempo máximo (1%, equivalente en este caso a 1 [s])

permitido para el Estado de Emergencia. Sin embargo, este análisis depende del período de

control que se considere y supone que no ocurren más contingencias en dicho período, por lo

que no es posible afirmar que no cumple el Artículo 5-65 NTSyCS sin conocer previamente el

156

comportamiento estadístico del sistema. Pese a lo anterior, sí se logra cumplir con lo indicado

en el Artículo 5-44 de la NTSyCS, a diferencia del caso no controlado, por lo que no existe

riesgo de desconexión en cascada de generadores en el caso en que el controlador actúa.

Por lo tanto, mientras más severas sean las contingencias para el subsistema, más

difícil será controlar la frecuencia, debido a las inestabilidades que se producen en estas

circunstancias. Por este motivo, el controlador no permite que la frecuencia llegue a niveles

establecidos para un Estado de Emergencia.


Figura 72.

157

Figura 72: Señales de salida de potencia en el rectificador e inversor, con y sin los controles activados.

158

La acción de control de frecuencia se produce por efecto del cambio en las potencias

generadas en las centrales, según se observa en la Figura 72.

En régimen transitorio (100 [s]) la acción de control se lleva a cabo gracias a la

transferencia de potencia proveniente del enlace HDVC, el cual aporta 1287 [MW] (Figura 72

C), es decir 287 [MW] extras para suplir la generación faltante, para decrecer lentamente

durante 100 [s] hasta volver a su potencia inyectada original ligeramente aumentada, mientras

que las centrales del SIC aumentan paulatinamente su potencia manteniendo el equilibrio

carga-generación (Figura 72 D, F y G). Se logra una reducción de la variación de la frecuencia

en oposición a la situación no controlada, gracias a que las centrales en Aysén participan

activamente en la regulación de la potencia transmitida a través del enlace en períodos

transitorios. De los 900 [MW] que se pierden en la contingencia, 287 [MW] son aportados

inicialmente por las centrales del subsistema Aysén, disminuyendo gradualmente su aporte

hasta que la frecuencia se estabiliza, en torno a 49,97 [Hz] a los 100 segundos de simulación;

mientras que las centrales del SIC inyectan mayor potencia en forma paulatina gracias a los pcu

de sus máquinas, conforme disminuye la potencia inyectada por el enlace HVDC. Cabe

destacar que primeramente las centrales del subsistema Aysén deben inyectar mayor potencia

para estabilizar la frecuencia en el inversor, debido a la rápida controlabilidad del enlace

HVDC; mientras las centrales en el SIC van tomando carga en forma más lenta, de modo de

efectuar una regulación distribuida de frecuencia.

En cambio, en la situación no controlada el enlace HVDC no participa en la

regulación de frecuencia ya que mantiene prácticamente constante su potencia transferida

durante toda la simulación, por lo que las centrales del SIC deben realizar dicha regulación, lo

cual según se observa no se realiza exitosamente, ya que la frecuencia en el inversor cae bajo el

mínimo permitido por la NTSyCS (Artículo 5-44).






controlado, la central de Aysén 1 alcanza 512,36 [MW] a los 120 [s], llegando a una potencia

159

final de 501 [MW]. Por lo tanto, la banda de potencia corresponde a ± 25 [MW], con lo que

cumple con el Artículo 3-18. La central Aysén 2 alcanza 509,6 [MW] a los 120 [s], llegando a

una potencia final de 481 [MW]. Por lo tanto, la banda de potencia corresponde a ± 24 [MW],

por lo que también cumple con el Artículo 3-18. En el caso de las centrales del subsistema SIC,

se tiene que a los 120 [s] la central de 300 [MW] inyecta 323,1 [MW], llegando a una potencia

final de 323,2 [MW]. Por lo tanto, su banda de potencia corresponde a 16,2 [MW], por lo que

cumple el Artículo 3-18. La central de 500 [MW] inyecta 509,6 [MW] a los 120 [s], llegando a

una potencia final de 507 [MW], con lo que su banda de potencia corresponde a ± 25,4 [MW],

por lo que también cumple con el Artículo 3-18. Finalmente, la central equivalente inyecta

10.018,3 [MW] a los 120 [s] de simulación, llegando a una potencia final de 10.017,9 [MW], con

lo que su banda de potencia corresponde a 500,9 [MW], por lo que también cumple con el

Artículo 3-18.

Se concluye que el diseño del controlador no es efectivo sobre las variaciones de la

frecuencia en el inversor, debido a que no logra que la frecuencia se mantenga dentro de los

límites establecidos por la NTSyCS para el estado Normal y Alerta (Artículo 5-31). Sin

embargo, las potencias sí se mantienen dentro de la banda establecida en el Artículo 3-18 de la

NTSyCS.

160

7.6. Análisis de elección del parámetro K

De acuerdo a lo indicado previamente, el parámetro K del controlador de frecuencia

debe ser elegido en forma previa a la contingencia. Los resultados de las simulaciones fueron

efectuados con distintos K, tal que la atenuación de la frecuencia en la situación controlada

fuese máxima. Por lo tanto, ante la operación real se deberá elegir un valor de K, tal que

permita controlar la frecuencia primaria del sistema. Para valores más pequeños de K, mayor es

la atenuación de frecuencia del sistema. Es posible elegir el K más grande obtenido (-5,7 para

el caso de desconexión intempestiva de central Aysén de 500 [MW]) de modo que el

controlador funcione en todas las contingencias, pero se sacrificará atenuación de frecuencia

en las demás contingencias, donde se permite un valor de K más pequeño. Por otro lado, si se

considera que la probabilidad que se desconecte la mitad de la generación del subsistema

Aysén es baja, y se opta por un valor de K más pequeño tal de obtener una mejor respuesta del

controlador de frecuencia ante fallas en el SIC, se obtendrá una variación de frecuencia mucho

menor, pero con el riesgo que ante una falla de las centrales del subsistema Aysén, el sistema

no sea capaz de regular frecuencia. Por lo anteriormente expuesto, la elección del parámetro K

depende del criterio que se adopte para seleccionar las contingencias en las que se desee

controlar frecuencia.

161

8. CONCLUSIONES

El control de frecuencia es uno de los principales aspectos a considerar en cualquier

enlace HVDC, debido a su capacidad de otorgar estabilidad a los sistemas a los cuales se

conecta, gracias a su alta controlabilidad.

8.1. Sistema de Control Modelado

La construcción del sistema de control se basa en diversos esquemas descritos en el

capítulo 5. En general, el modelo de control propuesto contempla un control de bipolo que

contiene al Controlador de Frecuencia; luego un control de Polo Maestro, el cual posee un

control de potencia que tiene por función generar la corriente de referencia que será recibida

con el Control del Inversor y el Control del Rectificador; y finalmente un Control del Ángulo

de disparo “α” del Rectificador y de inversor, los cuales pasan por el control de estaciones

convertidoras, donde el ángulo “α” se convierte en el ángulo de extinción “γ” mínimo ya

controlado.

Se propone un modelo de regulación de frecuencia primaria en un sistema que se

compone de un enlace HVDC que une dos sistemas homologables a la posible conexión del

SIC a las centrales que se construirían en la región de Aysén; dicho enlace se modela de forma

que colabore en la estabilidad de frecuencia del SIC. El principio básico de funcionamiento del

controlador de frecuencia consiste en que ante una variación de frecuencia se obtiene una

variación de potencia, la cual está limitada por los parámetros que establecen un valor mínimo

y máximo de variación de potencia. Lo anterior es importante debido a que entrega flexibilidad

al modelo para determinar cuál será la reserva en giro de las centrales del subsistema Aysén, al

limitar la variación mínima y máxima de potencia que puedan entregar estas centrales. Además,

no es parte del análisis lo que ocurra con las frecuencias en el rectificador, pues en el

subsistema Aysén no se aplican los márgenes de variación de frecuencia indicados en la

NTSyCS (Artículo 3-44), al no existir consumos conectados en esta zona. Sin embargo, por

hipótesis se supone que la frecuencia en el rectificador se mantiene dentro de un rango tal que

las máquinas no se salgan de sincronismo y no provoquen su desconexión, y que cuentan con

reguladores de velocidad que le brindan una respuesta adecuada ante variaciones de carga.

162

Además, se implementa un Control de Polo Maestro, que contiene al Controlador de

Potencia. Este control recibe la variación de frecuencia que entrega el Control de Frecuencia, y

la divide por la tensión del inversor obteniéndose la Corriente de referencia, que será recibida

por el Control del ángulo de disparo “α” del inversor y del rectificador.

El control del ángulo de disparo del rectificador se realiza por medio de un control de

Corriente, el cual incorpora un VDCOL que entrega un valor de corriente en función de la

tensión DC del rectificador. Esto tiene especial relevancia, debido a que limita la corriente DC

cuando la tensión DC baja de un valor predeterminado, lo cual permite que el sistema HVDC

disminuya su consumo de potencia reactiva. De esta manera, el VDCOL contribuye a la

estabilidad de los sistemas AC conectados por el enlace HVDC.

El control de ángulo de disparo del inversor incorpora un control de Corriente y un

control de ángulo “γ”. El primero se utiliza cuando el ángulo de disparo del control en el

rectificador llega a su límite, con lo que no es factible seguir controlando la corriente con el

rectificador. Luego, se comparan las salidas del control de ángulo “γ” y la del control de

corriente, y se escoge el valor máximo, que corresponderá al ángulo de disparo “α” del

inversor.

Finalmente, el ángulo de disparo “α” del inversor pasa por el controlador de la

convertidora, obteniéndose el ángulo de extinción “γ” mínimo. Es importante que sea el valor

mínimo, debido a que el principal problema de las estaciones inversoras son las fallas de

conmutación, las cuales ocurren cuando el ángulo “γ” disminuye bajo el mínimo factible.

8.2. Resultados de simulaciones

Los controles anteriormente descritos son probados ante contingencias de distinta

severidad, obteniéndose resultados similares en todos los casos. En el presente estudio, el

enlace HVDC es utilizado para regular frecuencia gracias a su rápida controlabilidad. El control

de frecuencia implementado permite definir cuánta potencia adicional puede inyectar el enlace,

o bien en cuánto disminuye su potencia, de forma que se mantenga el equilibrio demanda-

generación mediante los parámetros K1 y K2, con lo cual queda definida la Reserva en Giro de

las centrales del subsistema Aysén. De esta manera, ante una contingencia el enlace inyecta (o

163

reduce) su potencia en forma automática de manera de realizar el Control Primario de

frecuencia, y luego va disminuyendo (o aumentando) su inyección paulatinamente, a medida

que las centrales del subsistema SIC aumentan (o disminuyen) su inyección hasta que la

frecuencia en el inversor es muy cercana a la frecuencia nominal en régimen permanente.

En las contingencias estudiadas, si se compara la frecuencia controlada y no controlada,

es posible apreciar que el controlador de frecuencia realiza una importante labor. En los casos

en que el control de frecuencia está desactivado, en todas las simulaciones desde el inicio de la

contingencia hasta que se alcanza régimen permanente, el comportamiento de la frecuencia

excede los límites establecidos para el Estado Normal según la NTSyCS (Artículo 5-31), sin

poderse verificar si cumplen con lo establecido para el Estado de Emergencia (Artículo 5-65)

ya que no se conoce el comportamiento estadístico del sistema. Incluso, en la contingencia

definida como la desconexión intempestiva de la central de 900 [MW] del SIC no se cumple el

Artículo 5-44 de la NTSyCS, ya que la frecuencia cae por bajo los 48,3 en régimen transitorio.

En cambio, al realizar la acción de control la frecuencia, en las contingencias: desconexión

intempestiva de la central de 300 [MW] del subsistema SIC y desconexión de consumo de 500

[MW], el controlador permite que la frecuencia en el inversor se encuentre dentro de los límites

definidos en la NTSyCS para el estado Normal y Alerta (Artículo 5-31); y en el caso de la

desconexión de la central de 500 [MW] del subsistema SIC, no es posible afirmar que se

cumple dicho Artículo debido a que no se conoce el comportamiento estadístico del sistema.

De la misma manera, en las contingencias: desconexión intempestiva de la central de 500 [MW]

del subsistema Aysén y de la central de 900 [MW] en el SIC, la acción del controlador tampoco

permite verificar el cumplimiento de los límites definidos en la NTSyCS para el estado de

Emergencia (Artículo 5-65), debido a que no se conoce el comportamiento estadístico del

sistema. Por lo tanto, es posible señalar que con la implementación de este controlador, una

desconexión intempestiva de generación de 900 [MW] en subsistema homólogo al SIC y de

500 [MW] en el subsistema homólogo al de Aysén es crítica para la frecuencia en el SIC.

Además, todas las contingencias estudiadas cumplen con la frecuencia mínima

establecida en el caso controlado, y cumplen el Artículo 3-18 de la NTSyCS referente al tiempo

de establecimiento de cada central, en los casos controlado y no controlado.

164

8.3. Validez y optimización del sistema de control

Es importante destacar que para lograr un adecuado control, se debe contar con la

reserva en giro suficiente para afrontar las contingencias que se presenten. De lo contrario, el

equilibrio demanda-generación se pierde y se producen desviaciones de frecuencia indeseadas.

Al respecto, es importante destacar la flexibilidad del modelo para entregar la reserva en giro

necesaria, al limitar la variación mínima y máxima de potencia que puedan entregar estas

centrales mediante parámetros K1 y K2 del controlador de frecuencia.

Pese a que el sistema de control funciona en forma óptima para las contingencias

simuladas, no se realizó un análisis de sensibilidad de modo de verificar los límites de los

parámetros del sistema de control implementado, por lo cual las respuestas estudiadas aún

pueden seguir siendo optimizadas. Incluso, puede estudiarse la frecuencia en el inversor

reduciendo los límites de variación de potencia del enlace HVDC, de modo de que las

centrales de Aysén queden generando en base del despacho económico, con un pequeño

margen de regulación, que podría destinarse para participar en un modelo de Control de

frecuencia secundario en forma distribuida, en conjunto con las demás centrales del SIC. En

este caso, ante contingencias se perdería la cualidad del enlace HVDC de estabilizar el sistema

AC al cual está conectado, ya que no participaría en la Regulación primaria de frecuencia, dado

el escaso margen de regulación que se le asignó mediante los parámetros K1 y K2 del

controlador de frecuencia del enlace HVDC.

8.4. Proposición de trabajos futuros

A partir del tema desarrollado en la presente Tesis, es posible proponer varios trabajos

futuros, relacionados con los sistemas HVDC y el control de frecuencia. Un primer tema a

desarrollar correspondería a implementar esquema de control propuesto en la presente Tesis,

con los sistemas Hidroaysén y SIC como serían en la realidad. Es decir, el enlace HVDC

debería ser de tipo Bipolar e inyectar 2.750 [MW], y el SIC deberá corresponder a un sistema

de tipo hidrotérmico, con red de transmisión y con una potencia instalada que corresponda a la

de la fecha de entrada de la última de las centrales de Aysén.

165

Un segundo tema que se podría desarrollar corresponde a la implementación de un

controlador de frecuencia primaria en Aysén, de modo de evitar grandes variaciones de

frecuencia que puedan dañar los equipos. Respecto a este último punto, también es posible

estudiar los efectos de grandes variaciones de frecuencia en los equipos del Sistema Aysén.

Además, es posible estudiar los reguladores de velocidad y tensión que deberán tener las

centrales del Sistema Aysén, de modo que permitan efectuar al enlace HVDC un Control de

Frecuencia Primario como se propone en la presente Tesis.

Otro tema interesante corresponde a estudiar los efectos de fallas ocurridas en el

Sistema HVDC, por ejemplo la desconexión de uno de los polos.

Por último, se puede proponer la integración del enlace HVDC con un AGC, de modo

de efectuar un Control de Frecuencia Secundaria en forma automática.

166

9. REFERENCIAS

[1] AINSWORTH, J.D. “Proposed benchmark model for study of HVDC controls by

simulator or digital computer”. En: Colloq. HVDC With Weak AC Systems (Septiembre 1985,

Maidstone, Reino Unido), Proc. CIGRE SC-14, Reino Unido, 1985.

[2] ELGUETA, Fabián. “Control de Sistemas HVDC”, Memoria (Ingeniero Civil Electricista),

Santiago, Chile, Universidad de Chile, Facultad de Ciencias Físicas y Matemáticas, 2008.

[3] BAHRMAN, Michael. “The ABCs of HVDC Transmission Technologies”. ABB Power

Technologies AB, Suecia.

[4] Dass, R.; Mona, K.S.; Chakravorty, S.; Rao, L.V.; Prasad, M. “Design of Frequency

Controller for Rihand-Delhi HVDC Project”. En: International Conference on AC and DC

Power Transmission. Londres, Inglaterra, 1991, pp. 273-278.

[5] Building a Plan for HVDC. IEEE power & energy magazine, marzo/abril 2007.

[6] Norma IEEE 1204-1997. IEEE Guide for Planning DC links terminating at AC locations

having low Short-Circuit Capacities. IEEE Power Engineering Society, Nueva York, Estados

Unidos, Diciembre 1997.

[7] Comisión Nacional de Energía. Norma Técnica de Calidad y Seguridad de Servicio,

Santiago de Chile, Octubre de 2009.

[8] IGNASI Frau, Joan y GUTIÉRREZ, Jordi. Transporte de Energía Eléctrica en Corriente

Continua: HVDC. Revista Electrónica de Potencia, N° 361, Abril 2005.

[9] KUNDUR, Prabha. Power System Stability and Control. Editorial McGraw-Hill, 1994.

[10] CDEC-SIC. “Estudio Control de Frecuencia y Determinación de Reservas”, 30 de Abril

de 2009.

167

[11] SOOD K, Vijai. Introduction to HVDC Transmission. En su: HVDC and Facts

Controllers, Aplications of Static Converters in Power Systems. Boston, Kluwer Academics

Publishers, 2004. Capítulo 1, pp. 5-14.

[12] CDEC-SIC, “Evaluación de la Operación del SIC para distintos modos de regulación de

Frecuencia”, Septiembre de 2003.

[13] BROKERING, Walter. “Planificación Eléctrica”, Apuntes de clases del curso

Planificación de Sistemas Eléctricos, Universidad de Chile.

[14] Resoluciones Ex-SEE 61/92. Procedimientos para la Programación de la Operación, el

Despacho de Cargas y el Cálculo de Precios. Anexo 23, Buenos Aires, Argentina.

[15] LEDEZMA, Carlos. Regulación de Frecuencia y Potencia, Universidad Carlos III de

Madrid, Septiembre de 2008, pp.1-33.

[16] GRUND C.E., BAHRMAN M.P. N. BERGSTROM Balu L., LONG W.F., NEWELL

R.J., OSBORNE D., POHL R.V. Dynamic Performance characteristics of North American

HVDC Systems for transient and Dynamic stability evaluations. EN: IEEE Transactions on

Power Apparatus and Systems, PAS-100 (7), Julio 1981, PP.3356-3364.

[17] TAYLOR, C.W. y LEFEBVRE, S. “HVDC Controls for System Dynamic Performance”.

IEEE Transactions on Power Systems. 6 (2). Mayo 1991, pp. 743-752.

[18] Decreto N°40, CHILE. Informe Técnico Definitivo Fijación de precios de Nudo Abril

2011 SIC. Comisión Nacional de Energía, Santiago, Chile, Mayo de 2011.

[19] CARRASCO, José. “Análisis de electrodos de puesta a tierra para Sistemas de transmisión

de Corriente Continua en Alta Tensión”. Tesis (Ingeniero Civil Electricista y Magíster en

Ciencias de la Ingeniería mención Eléctrica). Santiago, Chile, Universidad de Chile, Facultad de

Ciencias Físicas y Matemáticas, Marzo de 2010.

168

10. ANEXOS

10.1. Control de Frecuencia Primaria y Potencia Activa

En un sistema eléctrico de potencia existe en todo momento un equilibrio de potencia

activa, por lo tanto la potencia que se genera es siempre igual a la potencia que utilizan los

consumidores más la que se disipa como pérdidas.

La potencia eléctrica que se genera proviene de la conversión electromecánica de la

energía que ocurre en el generador, el que utiliza la potencia mecánica de la turbina. En

condición normal, la potencia mecánica de la turbina se convierte en potencia eléctrica

generada, la que a su vez es igual a la suma de los consumos más las pérdidas de transmisión.

Al encontrarse en estado estacionario el sistema eléctrico, existe en los generadores una

igualdad entre la potencia mecánica y la potencia eléctrica. Sin embargo, al ocurrir una

perturbación, se produce una diferencia entre estas potencias, la que se manifiesta a través de

una variación de la velocidad en el rotor del generador. Por lo tanto, es posible verificar el

correcto equilibrio entre la potencia mecánica y la potencia eléctrica (necesario para la

conversión permanente de energía), observando las variaciones de velocidad en el rotor de las

unidades generadoras.

La regulación de potencia mecánica, y por lo tanto, el control de generación de

potencia activa, se realiza bajo el ajuste de la velocidad de las unidades, para lo cual se utilizan

como actuación las válvulas de admisión de las turbinas.

Para una operación satisfactoria de un sistema eléctrico, la frecuencia debe permanecer

aproximadamente constante. Un control de frecuencia relativamente preciso asegura velocidad

constante de los motores de inducción y sincrónicos. Una velocidad constante en el motor es

particularmente importante para un rendimiento satisfactorio de las unidades generadoras. En

una red, una considerable caída de frecuencia podría provocar altas corrientes magnetizantes

en motores de inducción y transformadores. El extenso uso de relojes eléctricos y el uso de la

frecuencia para otros propósitos de tiempo, requieren de un preciso mantenimiento del tiempo

169

sincrónico, el cual es proporcional a la integral de la frecuencia. Como consecuencia, es

necesario regular no sólo la frecuencia por sí misma, sino también su integral.

La frecuencia de un sistema depende del balance de potencia activa. Como la

frecuencia es un factor común de todo el sistema, un cambio en la demanda de potencia activa

en un punto, es reflejado en todo el sistema mediante un cambio en la frecuencia. Debido a

que hay muchos generadores aportando potencia al sistema, algunos deben ser asignados para

destinar cambios en la demanda de los generadores. Los reguladores de velocidad de cada

unidad generadora proveen la función primaria de control de velocidad, mientras el control

suplementario perteneciente a un centro de control principal asigna la generación.

En un sistema interconectado con dos o más áreas controladas independientemente, y

en adición al control de frecuencia, la generación tiene que ser controlada en el interior de cada

área para así mantener programados los intercambios de potencia. El control de la generación

y frecuencia es comúnmente llamado control de carga-frecuencia.

Primero se revisarán los requerimientos del regulador primario de velocidad, y luego se

discutirá el control secundario.

10.1.1. Fundamentos del Regulador de Velocidad

Los conceptos básicos del regulador de velocidad están mejor ilustrados

considerando una unidad generadora aislada alimentando una carga local, como se

ilustra en la Figura 73:

Figura 73: Generador alimentando carga independiente

170

Donde:

Tm = Torque mecánico (p.u.)

Te = Torque eléctrico (p.u.)

Pm = Potencia mecánica (p.u.)

Pe = Potencia eléctrica (p.u.)

PL = Potencia de la carga (p.u.)

10.1.2. Respuesta del generador a los cambios de carga

Cuando ocurre un cambio en la carga, se refleja instantáneamente como un

cambio en el torque eléctrico de salida Te del generador. Esto causa un desajuste entre

el torque mecánico Tm y el torque eléctrico Te, lo cual se traduce en variaciones de

velocidad determinadas por la ecuación de movimiento. La función de transferencia

mostrada en la Figura 74 representa la relación de la velocidad del rotor como una

función de los torques eléctricos y mecánicos.

Figura 74: Función de transferencia que relaciona velocidad y torques

Donde:

Tm = Torque mecánico (p.u.)

Te = Torque eléctrico (p.u.)

Ta = Torque acelerante (p.u.)

S = Operador de Laplace

H= Constante de inercia [MW-seg/MVA]

=∆ rω Desviación de la velocidad del rotor (p.u.)

La relación entre la potencia P y el torque T, tanto eléctrico como mecánico,

está dada por:

171

� � !2� [10.1]

Considerando una pequeña desviación (denotada por el prefijo )∆ de los

valores iniciales (denotados por el subíndice 0), es posible escribir:

� � �� " ∆� � � �� " ∆� !2 � !� " ∆!2

[10.2]

De la ecuación [10.1] se tiene que:

�� " ∆� � �!� " ∆!2�� " ∆�� [10.3]

La relación entre las variables perturbadas, con términos de mayor orden, está

dada por:

∆� � !� · ∆� " �� · ∆!2 [10.4]

De esta forma se tiene la siguiente ecuación:

∆�� ∆�� !� · �∆�� ∆�� " �� · ∆!2

[10.5]

En estado estacionario, los torques eléctricos y mecánicos son iguales, Tm0= Te0.

Expresando la velocidad en [p.u.], .10 =ω Por consiguiente,

∆�� ∆�� ∆�� ∆�� [10.6]

En términos de la potencia, la respuesta del generador puede ser expresada

según lo mostrado en la Figura 75:

172

Figura 75: Función de transferencia que relaciona velocidad y potencia

En el rango de variaciones de velocidad en las cuales varía típicamente un

generador, la potencia de la turbina mecánica es esencialmente una función de la

válvula o apertura de compuerta, e independiente de la frecuencia.

10.1.3. Respuesta de la carga a desviaciones de frecuencia

El consumo eléctrico, y por lo tanto la potencia eléctrica generada, posee una

componente que es independiente de la velocidad de los generadores (frecuencia del

sistema) y otra dependiente (motores de inducción, motores sincrónicos, etc.), por lo

tanto, las variaciones de la potencia eléctrica se pueden representar como:

∆�� ∆�� " · ∆!2 [10.7]

Donde ∆PL es el incremento de potencia independiente de la frecuencia, y D es

la constante que relaciona la variación de frecuencia con el incremento de potencia

debido a ella. La constante D actúa como un mecanismo de amortiguamiento de la

variación de frecuencia: todo aumento de frecuencia ∆ωr provoca un ligero aumento de

la demanda D∆ωr, que se opone al incremento de frecuencia inicial.

La ecuación [10.7] se refleja en un diagrama de bloques según lo indicado en la

Figura 76:

173

Figura 76: Efecto de la frecuencia sobre la demanda [15]

Las ecuaciones que representan el diagrama de bloques de la Figura 76 son las

siguientes:

� ∆!2 " ∆�� ∆�� n� · ∆!2 [10.8] ∆�� ∆�� " �n�� · ∆!2 [10.9]

La Figura 76 puede ser reducida según el diagrama de bloques de la Figura

77:

Figura 77: Diagrama de bloques reducido del efecto de la frecuencia sobre la demanda

[15]

Si no existiese regulación de velocidad en los generadores síncronos, la

respuesta del sistema frente a una variación de la demanda quedaría determinada por la

constante de inercia H y por la constante de amortiguamiento D.

10.1.4. Regulador Isócrono Aplicado a un Único Generador del Sistema

El adjetivo isócrono significa velocidad constante. Un regulador isócrono ajusta

las válvulas de la turbina para lograr que la frecuencia retorne a su valor nominal. La

174

Figura 78 muestra el diagrama esquemático de un tipo de regulador isócrono. Ante un

error negativo de la frecuencia, el regulador aumenta la potencia mecánica aplicada

sobre el eje, lo cual tiende a reducir el error de frecuencia. El efecto integrador del

regulador hace que el régimen permanente se alcance cuando el error de frecuencia es

cero.

Figura 78: Diagrama esquemático de un regulador isócrono [15]

10.1.5. Regulador de Velocidad con característica de estatismo

Un regulador de velocidad isócrono funcionaría correctamente en un sistema

aislado donde existiera un único generador síncrono, o bien donde el resto de los

generadores no participara en el control primario de frecuencia. Sin embargo, si en un

mismo sistema dos generadores ejecutasen este tipo de regulación, ambos competirían

entre sí para alcanzar su propia velocidad de referencia, y el comportamiento del

sistema sería inestable. Como en un sistema eléctrico es deseable que un elevado

número de generadores participen en la regulación primaria, el regulador isócrono no

se aplica en la práctica.

Para permitir que varios generadores participen en el control primario de

frecuencia dentro de un mismo sistema, se aplica en cada uno de ellos una característica

de estatismo. El estatismo o característica de regulación puede ser obtenido agregando

un lazo de realimentación en torno al integrador, según se muestra en la Figura 79:

175

Figura 79: Diagrama de bloques con realimentación en estado estacionario [15]

Reduciéndolo, se llega al diagrama de bloques mostrado en la Figura 80:

<=o $pq � 1st% Figura 80: Diagrama de Bloques reducido [15]

Examinando el diagrama de bloques anterior, puede comprobarse que la

constante R es la que determina la característica del regulador en régimen permanente.

La constante R se conoce como estatismo de un generador, y es igual a la relación entre

el incremento relativo (por unidad) de velocidad ∆ωR y el incremento relativo de

potencia de salida ∆Pm. Así, es posible escribir lo siguiente:

Ecuación 3 # � � ��2�� 2��3�6b� 4� O2��a��63��2�� 2��3�6b� 4� 1��63 � !b` !1�!�

[10.10]

Donde ωv es la frecuencia en régimen permanente sin carga, ωpc es la frecuencia

en régimen permanente a plena carga, y ω0 es la frecuencia nominal. La Figura 81

muestra gráficamente esta ecuación, en la cual el estatismo es la pendiente de la

característica frecuencia/potencia cambiada de signo:

176

Figura 81: Característica de un control primario con estatismo [15]

El parámetro R del regulador se expresa como la variación de velocidad que se

necesita para producir un cambio de un 100% en la orden de potencia que entrega el

regulador de velocidad a la admisión de la turbina (es decir, estatismo de 3% significa

que al ocurrir una variación de un 3% en la velocidad, la orden a la admisión de la

turbina se modificará de manera tal que se producirá un cambio de 1 [p.u.] en la

potencia mecánica de la unidad). Normalmente en los sistemas eléctricos, la frecuencia

fluctúa entre ± 1%.

La presencia del estatismo provoca la aparición de un error en la frecuencia en

régimen permanente, al contrario de lo que sucedía en el caso del regulador isócrono.

10.1.6. Participación en la regulación primaria de generadores en paralelo

El estatismo del control primario de frecuencia permite que varios generadores

participen simultáneamente en dicho control. Consideremos, por ejemplo, dos

unidades con estatismo R1 y R2 que responden a una variación de frecuencia ∆f. La

primera unidad variará su generación una cantidad ∆P1 = −∆f/R1, y la segunda ∆P2 =

−∆f/R2. Esta situación queda reflejada gráficamente en la Figura 82.

177

Figura 82: Reparto de la carga entre dos generadores con distinto estatismo [15]

La unidad con menor estatismo (a la izquierda) contribuye a la regulación

primaria con mayor porcentaje de potencia respecto a su potencia nominal, y la que

tiene mayor estatismo (a la derecha) contribuye con menor porcentaje de potencia. Si

varias unidades en paralelo tienen el mismo estatismo, todas ellas contribuyen al

control primario de manera proporcional a su potencia nominal.

10.1.7. Cambio en la potencia de referencia

Es posible modificar la potencia de referencia en el generador introduciendo

una consigna de potencia en el lazo de regulación primaria, tal como se indica en la

Figura 83:

Figura 83: Diagrama de bloques reducido del sistema de regulación primaria [15]

178

De esta forma, cualquier variación de la referencia de potencia se traduce, en

régimen permanente, en una variación de la apertura de la válvula de admisión, y por

tanto en una variación de la potencia de salida del generador.

La acción de modificar la consigna de potencia equivale gráficamente a

desplazar verticalmente la característica frecuencia-potencia, como muestra la Figura

84. En dicha figura, cada una de las rectas corresponde a un valor distinto de la

consigna de potencia. Se han dibujado los casos extremos A y B, en los que el

generador se encuentra en vacío y en plena carga, respectivamente, cuando la

frecuencia del sistema es la nominal. En el caso A, cuando la frecuencia es la nominal

(50 [Hz]) el generador no aporta potencia, y sólo comienza a aportarla si la frecuencia

desciende. Por tanto, en esta situación el generador es incapaz de participar en el

control primario si la frecuencia sube por encima de la nominal. En el caso C, en

frecuencia nominal el generador aporta el 100% de la potencia, por lo que no puede

participar en el control primario si la frecuencia baja por debajo de la nominal. En el

caso B, a la frecuencia nominal el generador aporta el 50% de la potencia nominal, y

puede participar en el control primario tanto cuando la frecuencia sube como cuando

baja [15].

Figura 84: Efecto de modificar la consigna de potencia [15]

179

10.1.8. Regulación primaria en un sistema con carga dependiente de la

frecuencia

En general, en un sistema eléctrico la demanda depende ligeramente de la

frecuencia, tal como se explicó anteriormente. Por lo tanto, para estudiar el efecto

global de la regulación primaria sobre la frecuencia del sistema debemos considerar

tanto el efecto del lazo de control, como el efecto de la dependencia entre demanda y

frecuencia. Si representamos todos los generadores de un sistema mediante un único

generador equivalente, cuya constante de inercia Heq sea igual a la suma de todas las

constantes de inercia referidas a una misma potencia base, podemos representar la

relación entre la potencia mecánica entrante a los generadores, la demanda y la

frecuencia, a través del diagrama de bloques de la Figura 85.

Figura 85: Modelo de Sistema con control Primario [15]

En régimen permanente, dado que en cada generador se cumplirá la siguiente

ecuación:

∆��6 � � ∆!#6

[10.11]

Por la ecuación [10.11], se tiene que un incremento de carga ∆Pl provocará el

siguiente aumento de frecuencia:

∆! � � ∆��' # " #� " u " #�( " � � ∆�� #�v "

[10.12]

180

Donde:

#�v � # " #� " u " #�

[10.13]

Por lo tanto, la característica frecuencia-potencia viene dada por la constante:

& � � ��∆! � #�v "

[10.14]

El resultado de la regulación primaria en un sistema eléctrico ante un

incremento positivo de carga, despreciando las pérdidas, puede resumirse del siguiente

modo: la frecuencia decrece debido al estatismo de los generadores, la demanda

decrece ligeramente debido al descenso de frecuencia, y la generación aumenta hasta

compensar el incremento de demanda inicial menos la reducción de demanda por

efecto de la frecuencia.

Al ajustar el regulador de velocidad en un valor de estatismo R=0, ocurrirán las

siguientes acciones en éste al producirse una diferencia entre la potencia mecánica de la

unidad y la potencia eléctrica:

- La diferencia de potencia (entre eléctrica y mecánica) es detectada por la

variación de velocidad de la unidad.

- La diferencia de velocidad es corregida por medio de la admisión de la

turbina, mediante la compensación del 100% de la diferencia de

potencia.

Al ajustar el regulador de velocidad en un valor de estatismo R>0, ocurrirán las

siguientes ecuaciones en éste al producirse una diferencia entre la potencia mecánica de

la unidad y la potencia eléctrica:

- La diferencia de potencia (entre mecánica y eléctrica) es detectada por la

variación de velocidad de la unidad.

181

- La diferencia de velocidad provoca que el regulador asuma como orden

de potencia en la admisión de la turbina una parte de la diferencia de

potencia en el sistema, valor que depende del estatismo ajustado en el

regulador 'U � wx- (. - La acción del retardo de primer orden en el regulador, provoca que éste

compense la potencia asignada con una dinámica que depende de la

constante de tiempo de retardo 'y; � ,z{-(. En un sistema eléctrico con varios generadores, la regulación de potencia se

realiza en base a las variaciones de velocidad, para esto el regulador de una unidad se

ajusta con estatismo cero, y los demás reguladores con estatismo R>0. De esta manera,

al ocurrir una diferencia entre la potencia mecánica y la eléctrica, el generador con

estatismo cero (unidad piloto) tiene la función de regular la frecuencia (o velocidad de

las unidades del sistema) y las demás unidades operan como colaboradoras de ésta.

182

10.2. Modelo CIGRÉ HVDC Benchmark

Para verificar el correcto funcionamiento del sistema de control, se utiliza el sistema

HVDC Benchmark de CIGRÉ con algunas modificaciones, de forma de probar el control de

frecuencia diseñado.

El sistema Benchmark fue propuesto en el año 1985, con el objeto de proveer un

sistema de referencia común para todos los estudios de HVDC.

Este sistema, mostrado en la Figura 86, fue propuesto por primera vez en [1]. El

sistema es un enlace monopolar en 500 [kV], capaz de transmitir una potencia de 1.000 [MW],

con convertidoras de 12 pulsos en el extremo rectificador e inversor, y conectadas a sistemas

AC débiles (razón de cortocircuito de 2,5 con una frecuencia medida de 50 [Hz]) los cuales

proveen un considerable grado de dificultad para los controles del enlace DC. Además, en

ambos extremos se ubican SVC, que otorgan compensación reactiva en forma automática.

Con el objeto de poder probar los controles de frecuencia, se trabaja en un sistema

HVDC Benchmark adaptado. La variación consiste en cambiar las redes externas por centrales

generadoras, debido a que una de las funciones de las redes externas es de regular frecuencia,

ante variaciones de carga.

183

Figura 86: Sistema HVDC Benchmark CIGRÉ

Shu

nt C

ap_I

1

Shu

nt C

ap_R

1

Inv

Net

wor

k

Rec

t Net

wor

k

ShuntCapDC

1

LineDC_ILineDC_ILineDC_RLineDC_R

Ground2Ground1

InvD

InvD

InvD

Rec

tDR

ectD

Rec

tD

Reactor_IReactor_IReactor_RReactor_R

InvY

InvY

InvY

Rec

tYR

ectY

Rec

tY

Hig

hFre

q F

ilter

_R

1

Hig

hFre

q F

ilter

_I

1

Low

Fre

q F

ilter

_I

1

Low

Fre

q F

ilter

_R

1

Inv/

Inve

rter

GND2GND1

Rec

t/Rec

tifie

r

184

10.3. Reguladores de la central Ralco

• Regulador de Velocidad (pcu) de Ralco

Figura 87: Regulador de velocidad de Ralco

• Regulador de Tensión (VCO) de Ralco

Figura 88: Regulador de velocidad de Ralco

cosn

Snom

pref

dww

qnl

q

fref

P

href

h pt

csc

pturb

CV

scc

w0

pelec

POSpu

fe

IA

KTd

Derivador

1/sTTu

1/sTTy

1/sTTi

KG

-

-

CVarray_CV

CnstLo

LVgat..0

1

CnstLW

-

LVgate0

1

-

K1

K1

K1

K1

-

K Bp

Limit..

GL

PL

1/sTTdc

1/KBt-

sqrdiv0

1

CDarray_CD,qNL

-

-

-

sT/(1+sT/N)Tn,N

1/(1+sT/N)Tn,N

KDturb

-

1/sTTw

-TRATETrate

0

1

2

KKc

KKt

-

pcu_RALCO: Regulador de Velocidad

5

2

0

4

1

3

6

7

DIg

SIL

EN

T

vuel2

vuel2

vuel

voel1

upss

usetp

uerrsut

KUexmax

KUexmin

1/(1+sT)TRV2

1/(1+sT)TRV1

KPRV1

KGRV1

(1+sPzTp)/(1+sTp)PRV6,TRV6

SUM

0

1

2

3

-

-

-HVG

0

1

LVG0

1

LVG0

1

vco_RALCO: Regulador de Voltage Automático

0

1

2

3

4

5

DIg

SIL

EN

T

185

10.4. Señales internas controladores frecuencia y potencia

10.4.1. Desconexión de central de 500 [MW] en el subsistema Aysén

Figura 89: Señales internas control potencia

186

Figura 90: Señales internas controlador frecuencia

187

10.4.2. Desconexión consumo 500 [MW] en el subsistema SIC

Figura 91: Variables internas control potencia

188

Figura 92: Señales internas control frecuencia

189

10.4.3. Desconexión de central de 300 [MW] en el subsistema SIC

Figura 93: Señales internas control de potencia

190

Figura 94: Señales internas control de frecuencia

191



192


193



194


195

10.5. Frecuencias Rectificador

10.5.1. Desconexión Central 500 [MW] en el subsistema Aysén

Figura 99: Frecuencia rectificador caso controlado y no controlado

196

10.5.2. Desconexión Consumo 500 [MW] subsistema SIC


197

10.5.3. Desconexión Central 300 [MW] en el subsistema SIC


198


Figura 102: Frecuencia en el rectificador caso controlado y no controlado

199


Figura 103: Frecuencias en el rectificador caso controlado y no controlado

200

10.6. Programación en Digsilent de los modelos de control

10.6.1. Control de Frecuencia del Inversor

Los valores de los parámetros utilizados para este controlador se indican en la Tabla 2:

Parámetro Valor delta [Hz] 0,0001 T [s] 0,001 K [p.u.] Variable entre -5,7 y -110, según contingencia K1 [p.u.] -1 K2 [p.u.] 1

Tabla 2: Parámetros utilizados en simulaciones en Digsilent

Las funciones de este controlador son las siguientes:

10.6.1.1. Banda Muerta (dBand)

Señal de Entrada: dfmeas

Señal de Salida: y0

Parámetros: delta

Código en Digsilent:

yo=select(abs(dfmeas)>=delta,dfmeas,0.0)

10.6.1.2. Control Proporcional

Señal de entrada: y0

Señal de salida: pot

Parámetro: K


pot=(K*yo)

10.6.1.3. Integrador

Señal de Entrada: error_pot

201

Señal de Salida: d_pot_nolim

Parámetros: T

Variable de estado: x


x.=error_pot/T

d_pot_nolim=x

10.6.1.4. Limitador de potencia

Señal de entrada: d_pot_nolim

Señal de salida: d_pot

Parámetros: K1, K2


d_pot=lim(d_pot_nolim,K2,K1)


El valor del parámetro utilizado para este controlador, se observa en la Tabla 3:

Parámetro Valor TFiltU [s] 0,001

Tabla 3: Parámetro Control de Potencia


10.6.2.1. Limitador de Pendiente de Señal de Tensión (MeasFilt)

Señal de Entrada: Ud_I

Señal de Salida: Ud_Filt

Variable de estado: xFiltU

Parámetros: TFiltU


202

xFiltU.=select(TFiltU>0,(Ud_I-xFiltU)/TFiltU,0.0)

Ud_Filt=select(TFiltU>0,xFiltU,Ud_I)

10.6.3. Control del Ángulo de disparo del Rectificador

Los valores de los parámetros utilizados para este controlador, se observan en

la Tabla 4:

Parámetro Valor Kp [p.u.] 1 Ti [s] 0,01 TFiltU [s] 0,02 TFiltI [s] 0,0012 m0 [p.u.] 0 m2 [p.u.] 1 u1 [p.u.] 0,4 u2 [p.u.] 0,5 i1 [p.u.] 0,55 I2 [p.u.] 0,9 Alpha_min [deg] 5 Alpha_max [deg] 150

Tabla 4: Parámetros utilizados en simulaciones en Digsilent


10.6.3.1. Limitador de Pendiente de Señal de Tensión (MeasFilt)

Señal de Entrada: Ud_R

Señal de Salida: Ud_Filt

Variable de estado: xFiltU

Parámetros: TFiltU


xFiltU.=select(TFiltU>0,(Ud_R-xFiltU)/TFiltU,0.0)

Ud_Filt=select(TFiltU>0,xFiltU,Ud_R)

203

10.6.3.2. Limitador de Pendiente de Señal de Corriente (MeasFilt(1))

Señal de Entrada: Id_R

Señal de Salida: Id_Filt

Variable de estado: xFiltI

Parámetros: TFiltI


xFiltI.=select(TFiltI>0,(Idmeas_R-xFiltI)/TFiltI,0.0)

Id_Filt=select(TFiltI>0,xFiltI,Idmeas_R)

10.6.3.3. VDCOL

Señal de Entrada: Ud_Filt

Señal de Salida: e2

Parámetros: m0, m2, u1, u2, i1, i2

Variables internas: m1, y4


m1=(i2-i1)/(u2-u1)

e2=select(Ud_Filt<u1,m0*(Ud_Filt-u1)+i1,select(Ud_Filt>u2,m2*(Ud_Filt-

u2)+i2,m1*(Ud_Filt-u1)+i1))

10.6.3.4. Controlador PI Control de Corriente del Rectificador (PI Ctrl)

Señal de Entrada: dId_R

Señal de Salida: beta_R

Variable de estado: xi

Parámetros: Kp, Ti

Parámetros limitantes: alpha_max, alpha_min

Variables Internas: b_max, b_min, y3


b_max=pi()-alpha_max*pi()/180

b_min=pi()-alpha_min*pi()/180

204

xi.=select(Ti>0,Kp/Ti*dId_R,0)

beta_R=lim(Kp*dId_R+limstate(xi,b_max,b_min),b_max,b_min)

10.6.4. Control del Ángulo de disparo del Inversor

Los valores de los parámetros utilizados para este controlador, corresponden a

los indicados en la Tabla 5:

Parámetro Valor Kgp [p.u.] 0,1 Tgi [s] 0,01 Klp [p.u.] 0,1 Tli [s] 0,01 Imargen [p.u.] 0,13 TFiltI [s] 0,0012 Kx [p.u.] 0,1 Ky [p.u.] 0,3 Alpha_g_min [deg] 90 Alpha_g_max [deg] 150 Alpha_I_min [deg] 70 Alpha_I_max [deg] 150

Tabla 5: Parámetros utilizados en la simulación en Digsilent


10.6.4.1. Limitador de Pendiente de Señal de Corriente (MeasFilt)

Señal de Entrada: Idmeas_I

Señal de Salida: Id_Filt

Variable de estado: xFiltI

Parámetros: TFiltI


xFiltI.=select(TFiltI>0,(Idmeas_I-xFiltI)/TFiltI,0.0)

Id_Filt=select(TFiltI>0,xFiltI,Idmeas_I)

205

10.6.4.2. Rampa (Ramp)

Señal de Entrada: dId1

Señal de Salida: g_error

Variable de estado: y

Parámetros: Kx, Ky


g_error=lim(select(Kx>0,dId1*Ky/Kx,0),0,Ky)

10.6.4.3. Controlador PI Control de Corriente

Señal de Entrada: dId2

Señal de Salida: beta_I

Variable de estado: xI

Parámetros: KIp, TIi

Parámetros limitantes: alpha_I_max, alpha_I_min

Variables Internas: bI_max, bI_min, y1

Código en Digsilent

bI_max=pi()-alpha_I_max*pi()/180

bI_min=pi()-alpha_I_min*pi()/180

xI.=select(TIi>0,KIp/TIi*dId2,0)

beta_I=lim(KIp*dId2+limstate(xI,bI_max,bI_min),bI_max,bI_min)

10.6.4.4. Controlador PI Control de ángulo “γ”

Señal de Entrada: dγ

Señal de Salida: beta_g

Variable de estado: xg

Parámetros: Kpg, Tgi

Parámetros limitantes: alpha_g_max, alpha_g_min

Variables Internas: bg_max, bg_min, y2


206

bg_max=pi()-alpha_g_max*pi()/180

bg_min=pi()-alpha_g_min*pi()/180

xg.=select(Tgi>0,Kgp/Tgi*dgamma,0)

beta_g=lim(Kgp*dgamma+limstate(xg,bg_max,bg_min),bg_max,bg_min)

universidad de chile facultad de ciencias fÍsicas y ... · nivel de control de polo maestro 73 ......

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