Comunicación presentada al IV Congreso Smart Grids:
Autores
- Susana Apiñániz, Responsable de Electrónica de potencia, Tecnalia Research & Innovation
- Ángel Luis Pérez, Investigador, Tecnalia Research & Innovation
- Maider Santos, Investigadora, Tecnalia Research & Innovation
- Salvador Ceballos, Investigador, Tecnalia Research & Innovation
- Raúl Rodriguez, Investigador, Tecnalia Research & Innovation
- José Miguel Lázaro, Investigador doctor, Arteche Centro de Tecnología
- Santiago Rementeria, Director, Arteche Centro de Tecnología
- Pablo Eguía, Profesor Agregado, Departamento Ingeniería Eléctrica, ETSI-BILBAO UPV/EHU
- Agurtzane Etxegarai, Profesora, Departamento Ingeniería Eléctrica, ETSI-BILBAO UPV/EHU
Resumen
El objetivo general del proyecto es el de avanzar en la investigación en enlaces para transmisión en corriente continua de alta tensión y conseguir así un mejor posicionamiento de las empresas del entorno ante el despliegue masivo de parques eólicos offshore que se estima va a tener un mercado potencial enorme. Se han identificado una serie de tecnologías estratégicas que se describirán en el documento.
Introducción
La tecnología HVDC en la actualidad está dominada por unas pocas multinacionales que hacen proyectos llave en mano (fabricación de convertidores, instalación de cable submarino, instalación de plataformas offshore y onshore, protecciones, etc). En los próximos años se prevé un cambio en el modelo de negocio hacia suministros más específicos realizados por diferentes empresas que entre todas ellas conformen la solución global. Surge así una oportunidad de negocio muy atractiva para el tejido industrial del ámbito de la energía. Las empresas han de adaptar su oferta al nuevo escenario en los próximos años para poder acceder al mercado asociado al HVDC. Este proyecto nos brinda la posibilidad de avanzar en la I+D+i asociada a este campo y en concreto a las necesidades más específicas de las empresas cercanas. Se han identificado una serie de tecnologías estratégicas en el proyecto que se van describir a continuación.
Arquitectura de transmisión HVDC híbrida
El objetivo es encontrar posibles alternativas para competir con la topología más extendida VSC-HVDC. Se está trabajando en el desarrollo un nuevo sistema HVDC híbrido optimizado para el transporte de energía generada en parques eólicos offshore. El sistema consta de un rectificador de diodos en la subestación offshore, conectado directamente al colector AC del parque eólico, cuyo funcionamiento se puede complementar con un STATCOM (ver Figura 1. Enlace híbrido propuesto rectificador de diodos – VSC (MMC) con STATCOM VSC opcional). La conexión a la red terrestre se hace a través de un convertidor modular multinivel (MMC). La utilización de esta solución para el transporte de energía offshore resulta muy beneficiosa, ya que al incorporar un rectificador de diodos, la eficiencia del sistema se ve incrementada respecto del resto de soluciones híbridas y de las soluciones VSC-HVDC. Además, hay que destacar que el rectificador de diodos es uno de los convertidores más sencillos y robustos que se pueden construir, lo cual debería repercutir en una bajada en el coste de desarrollo del sistema de transmisión y en un aumento de su fiabilidad y disponibilidad. Del mismo modo, al conectarse a red a través de un convertidor VSC, hereda toda la flexibilidad de los sistemas VSC-HVDC y puede cumplir sin ninguna restricción la normativa de conexión a red indicada en los códigos de operación.
En cuanto a los controles de la tensión del colector AC del parque, el reto tecnológico está en controlar con precisión la amplitud y frecuencia de dicha tensión. Para ello se propone un control centralizado con STATCOM y un control distribuido utilizando los convertidores que se conectan a la salida de los aerogeneradores. Este sistema de transmisión es novedoso y diferente respecto a las soluciones VSC-HVDC que se vienen usando en el campo de la eólica offshore y por tanto el trabajo realizado supone una innovación.
Se ha definido un caso de estudio representativo de un parque eólico offshore de 450 MW, con el fin de dimensionar adecuadamente cada uno de los componentes. Para ello se han desarrollado los algoritmos de control de la tensión del sistema colector del parque y del convertidor VSC MMC de la subestación terrestre, así como un modelo del enlace de transporte con la arquitectura propuesta.
Se ha realizado la validación de la arquitectura propuesta y de los algoritmos de control desarrollados, habiéndose obtenido resultados de simulación tanto en condiciones normales de funcionamiento como en régimen perturbado. En ambos casos, se ha demostrado que el sistema es estable y que es capaz de transmitir a la red terrestre toda la energía generada por el parque. Actualmente, el proyecto se encuentra en su fase experimental, en la cual se está desarrollando una plataforma a escala de la arquitectura propuesta con una potencia nominal de 10 kW.
Laboratorio HVDC
Con el objetivo de testear los algoritmos de control de alto y bajo nivel de los convertidores MMC se ha realizado el diseño y la fabricación del laboratorio a escala reducida para testear tecnologías HVDC, tanto la parte de potencia como la de control. Dicho laboratorio ha sido integrado y validado.
Respecto al hardware de potencia se ha diseñado un convertidor multinivel con topología MMC con 48 sub-módulos (ver Figura 2). Además, también podrá configurarse como un convertidor multinivel en cascada y hacer las veces del STATCOM que utiliza el sistema de transporte híbrido que se va a desarrollar en la línea de investigación 1 de este proyecto. Para el hardware de control se ha desarrollado un sistema que constituye un nuevo sistema de control distribuido maestro-esclavo con topología en estrella que funciona bajo una arquitectura de comunicaciones del tipo PON (Passive Optical Network). Esta solución es novedosa y representa un avance significativo respecto al estado del arte. Dicho hardware de control es totalmente extrapolable al control de un convertidor a escala real.
Control de alto nivel de estaciones convertidoras VSC-HVDC
Se ha establecido la influencia de los convertidores HVDC-VSC en la calidad de onda y en la operación de la red AC por medio de un análisis del estado del arte. Esto ha permitido determinar los requisitos que deben cumplir los modelos simplificados de red AC para poder validar los algoritmos de control de alto nivel desarrollados.
Dentro del trabajo realizado sobre modelos simplificados de red AC, se han desarrollado y validado cuatro modelos de red para estudiar eventos de variaciones de frecuencia y oscilaciones de potencia, huecos de tensión, desequilibrios y oscilaciones subsíncronas. Este desarrollo ha permitido realizar un estudio analítico novedoso de cada uno de los modelos para identificar los parámetros que inciden en cada evento. El estudio permite determinar la magnitud y características del evento si se conocen los datos que caracterizan la red AC y, de forma inversa, determinar cuál debe ser la parametrización del modelo de red para reproducir un evento con las características especificadas en la normativa o a partir de registros de medidas del evento.
Dentro del trabajo realizado sobre algoritmos de control de alto nivel, se ha desarrollado un control integral para redes HVDC multiterminales, basado en una estructura de control de alto nivel, que mantiene la tensión DC estable en todas las posibles condiciones de operación, además de proporcionar al sistema o sistemas AC a los que está conectada una respuesta dinámica adecuada, tanto en régimen de operación normal como en régimen perturbado.
Por último, en relación con el estudio de la interacción entre los convertidores HVDC-VSC y la red AC, se ha desarrollado un modelo de simulación de red mixta AC-DC, basado en la red de estudio del grupo B4.57 de CIGRE, a la que se han añadido los modelos simplificados de red AC que se han desarrollado en el proyecto.
Adicionalmente, este proyecto supone innovaciones importantes, principalmente en el campo de la interoperabilidad y las redes inteligentes, permitiendo controlar y supervisar las estaciones convertidoras VSC-HVDC de manera integrada en el sistema eléctrico general. Los análisis realizados nos muestran que las estructuras convencionales de las arquitecturas de los sistemas de control de la red AC, en cualquiera de los niveles, no son adecuadas ni aptas para la creación de un sistema de control para las estaciones convertidoras HVDC, y mucho menos para la interoperabilidad de estos equipos compartiendo funcionalidades dentro de una configuración de automatización y control global en el ámbito de las Smart Grids. El proyecto contribuye positivamente en el desarrollo de las redes eléctricas inteligentes, las cuales a su vez tienen un efecto beneficioso sobre el medio ambiente. Desde el enfoque de las compañías energéticas se facilita la optimización de la gestión del transporte y distribución de la energía eléctrica con las tecnologías aportadas por el proyecto, mejorando la eficiencia energética con un impacto ambiental positivo. El uso de los sistemas de comunicación avanzado será fundamental para integrar la gestión de los recursos energéticos distribuidos con la operación de la red y permitir la circulación de gran cantidad de información sobre el estado de la red, así como permitir el envío de órdenes desde el centro de operación hasta los diferentes equipos de maniobra.
Medida de corriente y tensión en sistemas HVDC
Al igual que sucede en las subestaciones convencionales de transporte eléctrico en corriente alterna, también en el caso de los sistemas HVDC deben medirse con fiabilidad y precisión suficiente la corriente y la tensión en distintos puntos de la instalación. Estos dos son los parámetros eléctricos básicos de todo circuito que permiten monitorizar las condiciones de operación y actuar en consecuencia. Como parte del proyecto se han diseñado dos sensores, uno óptico de corriente y un divisor R-C de tensión, que proporcionan una solución de medida digital para líneas HVDC. Al estar orientados a circuitos de corriente continua, en ellos no se explota el principio de inducción electromagnética que constituye la base de los transformadores de medida convencionales.
La solución de medida de corriente se compone de tres elementos: el sensor de intensidad propiamente dicho, consistente en una fibra óptica que rodea al conductor por el que circula la corriente y que se ubica en una cabeza totalmente pasiva (esto es, sin ningún tipo de alimentación eléctrica); un aislador polimérico de soporte (o flexible) con fibras ópticas integradas (del tipo monomodo comúnmente utilizado en redes de telecomunicación); y una unidad electrónica terminal, también denominada concentradora, que se aloja en la caseta de control.
El principio de funcionamiento del sensor está basado en el efecto magneto-óptico Faraday, mediante el cual el plano de polarización de una señal óptica sufre una rotación a medida que se desplaza por un medio que se encuentra bajo la influencia de un campo magnético. Para un haz de luz que se transmite a través de un circuito cerrado, el ángulo de rotación será proporcional a la corriente eléctrica que genera el campo, que en nuestro caso será la que circula por el circuito primario y deseamos medir.
La unidad concentradora incluye una fuente de luz láser y la interfaz de salida digital compatible con los protocolos definidos en los estándares internacionales IEC 61850-9-2 e IEC 61869-9. Se encarga del procesamiento de las señales y de la conversión analógico/digital. También sincroniza las señales de corriente y tensión, y las encapsula en tramas de datos antes de enviarlas al denominado bus de proceso. Para medir la tensión se ha diseñado un divisor R-C en el que, además del requisito de una medida fiable y precisa, hay que considerar necesidades adicionales a las estrictamente funcionales, que vendrán exigidas por su instalación en una subestación de explotación comercial sujeta a condiciones variables de funcionamiento.
El concepto de este equipo es similar al de un transformador de tensión capacitivo de alta tensión complementado por una serie de elementos resistivos conectados en serie-paralelo.
Para las aplicaciones de HVDC sustituimos la unidad electromagnética inductiva de media tensión que se conecta a la etapa divisora de un transformador capacitivo convencional, por una unidad electrónica encargada, principalmente, de la digitalización de las salidas. Tras la etapa de diseño se han construido prototipos de ambos sensores, obteniéndose resultados satisfactorios en los ensayos de laboratorio realizados. A modo de ejemplo, la zona de operación del sensor óptico de corriente, que se muestra sombreada en la siguiente figura, satisface los límites de precisión establecidos en las normas internacionales. Al desaparecer las no linealidades asociadas a los fenómenos de saturación de los núcleos ferromagnéticos, un mismo equipo cumple con las clases de medida y protección, con la particularidad de presentar precisión de medida también en el rango de protección.
Circuit breakers basados en materiales superconductores
Uno de los principales retos que es necesario resolver para la implementación práctica de redes HVDC es el de su protección ante faltas en las líneas de continua. En la actualidad, los enlaces VSC-HVDC existentes son conexiones punto a punto que se protegen desde el lado de AC para faltas en DC. Esta estrategia de protección no será válida para las futuras redes multiterminal HVDC. Por ello, en el presente proyecto se ha realizado un análisis sobre el estado del arte en interrupción de faltas en continua y se han analizado las distintas alternativas propuestas en la literatura.
Existen distintas propuestas de interruptores DC a nivel de diseño, prototipo y comerciales, distinguiéndose tres tecnologías diferentes: interruptores DC mecánicos, interruptores DC basados en tecnología de estado sólido e interruptores DC híbridos. Entre los interruptores DC híbridos, en el presente proyecto se han estudiado aquellos que combinan limitadores superconductores de tipo resistivo con interruptores de contínua. Se ha realizado un prediseño del equipo basado en [1] y [2], a partir de las características técnicas de los interruptores de HVDC comerciales. La función del dispositivo limitador es reducir el valor de la corriente de falta en los primeros instantes y mantenerla limitada en un valor de unos pocos kA, de forma que pueda ser cortada por el interruptor HVDC convencional. Por ello, sus especificaciones están fijadas por las características técnicas de los interruptores comerciales disponibles.
Actualmente, se está desarrollando un modelo del dispositivo diseñado para validarlo mediante simulación. Este proceso se ha desarrollado escalonadamente debido a la complejidad y novedad de la tarea. Inicialmente, se ha implementado en MATLAB-Simulink un modelo de SFCL resistivo para una aplicación de limitación de corriente en una red de distribución de alterna, con el fin de validar los resultados con otros trabajos publicados. Una vez validados los modelos para su aplicación en AC, se han integrado dichos modelos en una red DC simple, basado en [3]. Los resultados han confirmado la validez de los modelos desarrollados para AC. Sin embargo, los parámetros de los modelos han tenido que ser modificados para adecuarlos a las características de esta red de continua.
Por último, se ha implementado e integrado el modelo del limitador en un enlace HVDC punto a punto, denominado DCS1, y en un enlace de 3 terminales, ambos propuestos por CIGRE [4]. La modelización y simulación se han realizado mediante el software PSCAD. Se ha verificado la operación del SFCL ante faltas polo a polo y polo a tierra, tanto en los extremos de la línea como en el punto medio del enlace. La Figura 5 muestra uno de los casos de estudio de la red DCS1, donde se comparan las corrientes de falta para una falta polo a polo en el lado de red. La Figura 6 indica las corrientes medidas durante una falta polo a tierra en el punto medio de una de las líneas.
Actualmente, se está trabajando en la parametrización e integración del modelo SFCL con un modelo de interruptor DC con características comerciales en las citadas redes implementadas mediante PSCAD.
Figura 5. Intensidad de la corriente de falta sin/con SFCL en red DCS1 y Figura 6. Intensidad de la corriente de falta sin/con SFCL en red DCS3.
Conclusiones
Los resultados del presente proyecto tienen un impacto directo en el posicionamiento y adecuación de los productos de la industria cercana con respecto a la tecnología HVDC. Por un lado, el diseño de un nuevo sistema HVDC híbrido con el componente del STATCOM para transmisión de energía continua, los controles de alto nivel de estaciones convertidoras VSC-HVDC para soporte de la red y la disponibilidad de un laboratorio HVDC para poder validar algoritmos de control específicos de esta tecnología de evacuación. Por otro lado, los elementos de medida para HVDC, tanto el transformador de medida de corriente óptico como el nuevo transformador de medida de tensión resistivo para medida en corriente continua. También se analiza la viabilidad del uso de materiales superconductores para el uso en interruptores de DC.
Agradecimientos
Este proyecto ha sido financiado por el Gobierno Vasco dentro del programa ELKARTEK (KK-2015/00091-HVDCLINK, KK-2016/00038-HVDCL-2 y KK-2017/00083 HVDCL3).
Referencias
M. Mobarez, M. G. Kashani, G. Chavan, y S. Bhattacharya, «A novel control approach for protection of multi-terminal VSC based HVDC transmission system against DC faults», en 2015 IEEE Energy Conversion Congress and Exposition (ECCE), 2015, pp. 4208-4213.
J.-G. Lee, U. A. Khan, S.-W. Lim, W. Shin, I.-J. Seo, y B.-W. Lee, «Comparative study of superconducting fault current limiter both for LCC-HVDC and VSC-HVDC systems», Phys. C Supercond. Its Appl., vol. 518, pp. 149-153, nov. 2015.
B. Chang, O. Cwikowski, X. Pei, M. Barnes, R. Shuttleworth, y A. C. Smith, «Impact of fault current limiter on VSC-HVDC DC protection», en 12th IET International Conference on AC and DC Power Transmission (ACDC 2016), 2016, pp. 1-6.
T. Vrana, S. Dennetiere, Y. Yang, J. A. Jardini, D. Jovcic, y H. Saad, «The Cigré B4 DC grid test system», CIGRE Electra, vol. 270, oct. 2013.