ES2904622T3 - Procedimiento de control de un enlace de transmisión eléctrica que incluye una línea de alta tensión continua - Google Patents

Abstract

Procedimiento de control de un enlace de transmisión eléctrica (3) entre el primer y el segundo bus de tensión alterna (11, 21) conectados respectivamente a la primera y segunda zonas de tensión alterna de una red de transmisión eléctrica, comprendiendo el enlace de transmisión una línea (320) de alta tensión continua, un primer convertidor (321) alterno/continuo conectado por un lado al primer bus (11) y por otro lado a la línea (320) de alta tensión continua, un segundo convertidor (322) alterno/continuo conectado por un lado al segundo bus (21) y por otro lado a la línea de alta tensión continua, comprendiendo el procedimiento: - la recuperación de un valor de potencia activa de consigna aplicado (Pdc0) en el primer o en el segundo convertidor (321, 322); - la recuperación de los valores instantáneos V1 y V2 de las tensiones en el primer y segundo bus respectivamente; - en el cual la potencia activa de consigna del primer o del segundo convertidor es modificada por un valor que incluye un término ΔPdc, de modo que imponga nuevas dinámicas en la red que incluye las zonas primera y la segunda, con: ΔPdc = ΔPdcs + ΔPdca Con ΔPdcs un término de sincronización: ΔPdcs = λδ ∗ (δref - δ) con δ = δ1 - δ2 el desplazamiento de fase entre las tensiones del primer y segundo bus para los valores instantáneos recuperados, δ1 el ángulo de la tensión en el primer bus, δ2 el ángulo de la tensión en el segundo bus, δref un valor inicial de desplazamiento de fase entre las tensiones del primer y segundo bus, λδ una ganancia de amplificación; con ΔPdca un término de amortiguación: ΔPdcs = λω ∗ (ω1 - ω2) con ω1 la pulsación eléctrica de la zona 1, ω2 la pulsación eléctrica de la zona 2, λω una ganancia de amplificación

Description

DESCRIPCIÓN

Procedimiento de control de un enlace de transmisión eléctrica que incluye una línea de alta tensión continua

La invención se refiere a las estrategias de control de redes eléctricas, en particular a las estrategias de control con el fin de asegurar la estabilidad de las redes eléctricas que incluyen al menos una línea eléctrica alterna y una línea eléctrica continua que conecta buses entre las zonas de tensión alterna.

El documento 'Inelfe, Europe’s first Integrated Onshore HVDC interconnectiorí, publicado por P. Labra Francos et al en 2012 por el IEEE, describe la implementación y operación de un enlace de alta tensión que incluye una línea eléctrica alterna y una línea eléctrica continua, conectadas en paralelo entre Francia y España. La línea eléctrica de alta tensión continua incluye un convertidor alterno/continuo respectivo a cada uno de sus extremos. Estos convertidores están controlados por tensión (denominados por el término de convertidores VSC en la literatura), lo que permite controlar de manera independiente la potencia activa en el lado continuo y la potencia reactiva en el lado alterno.

En el funcionamiento normal, la línea de corriente de alta tensión continua se controla a través de sus convertidores, con el fin de emular el comportamiento de una línea de transmisión alterna a través de una reactancia de línea virtual. La potencia activa de consigna transmitida en la línea de transmisión continua se fija entonces con base en el desplazamiento de fase entre los nodos en los extremos de esta línea y con base en las tensiones en estos nodos.

Un mal funcionamiento en los bornes de un tal enlace se manifiesta a veces por un desequilibrio transitorio de potencia, algunos generadores acelerando y otros desacelerando. Se observa entonces una evolución del desplazamiento de fase entre los nodos de la red. Si el sistema no puede regresar al equilibrio al final de una perturbación, puede volverse inestable ya que los generadores de potencia pueden funcionar de manera asincrónica y que el intercambio de potencia no puede entonces ser más garantizado.

En el caso de que se detecte un mal funcionamiento en la línea eléctrica alterna, la línea de transmisión continua se opera conservando una reactancia de línea virtual fija. En efecto, dado que el constructor de la línea debe garantizar su estabilidad en caso de mal funcionamiento, se deben realizar importantes estudios de viabilidad sobre la estabilidad de la línea durante un funcionamiento transitorio. El mantenimiento de la reactancia de la línea virtual fija simplifica n gran medida un tal estudio de estabilidad.

Sin embargo, un tal sistema presenta una estabilidad aún reducida. Por tanto, la duración disponible para eliminar un mal funcionamiento en la red antes de provocar la desincronización de los nodos en los extremos de la línea es aún demasiado reducida. Además, un tal sistema no permite imponer nuevas dinámicas en las zonas de tensión alterna a ambos lados del enlace de transmisión.

El documento NGAMROO I: “A stabilization of Frequency oscillations using a power modulation control of HVDC link in a parallel AC-DC interconnected system", POWER CONVERSION CONFERENCE, volumen 3, 2 de abril de 2002, ilustra el antecedente tecnológico.

La invención tiene como objetivo resolver uno o más de estos inconvenientes.

Por tanto, la invención se dirige a un procedimiento de control de un enlace de transmisión eléctrica entre el primer y el segundo buses de tensión alterna conectados respectivamente a la primera y segunda zonas de tensión alterna de una red de transmisión eléctrica, comprendiendo el enlace de transmisión una línea de alta tensión continua, un primer convertidor alterno/continuo conectado por un lado al primer bus y por otro lado a la línea de alta tensión continua, un segundo convertidor alterno/continuo conectado por un lado al segundo bus y por otro lado a la línea de alta tensión continua, según la reivindicación 1 adjunta.

La invención también se dirige a las variantes de las reivindicaciones dependientes. Los expertos en la técnica entenderán que cada una de las características de las variantes de la descripción o de las reivindicaciones dependientes puede combinarse de manera independiente con las características de una reivindicación independiente, sin por ello constituir una generalización intermedia.

Otras características y ventajas de la invención se desprenderán claramente de la descripción que se da a continuación, a título indicativo y de ninguna manera limitativo, con referencia a los dibujos adjuntos, en los cuales:

- la Figura 1 es un esquema eléctrico de un sistema que incluye un enlace de alta tensión capaz de implementar la invención;

- las Figuras 2 a 4 ilustran la evolución de diferentes parámetros según las simulaciones efectuadas para la implementación de la invención, para un caso de desconexión de la línea alterna;

- las Figuras 5 a 7 ilustran diferentes parámetros en caso de desconexión de la línea alterna hasta que se vuelva a conectar, con un ejemplo de implementación de la invención;

- las Figuras 8 a 10 ilustran la evolución de diferentes parámetros según simulaciones efectuadas para la implementación de la invención, para otro caso de fallo;

- la Figura 11 es un diagrama de ángulo de potencia que ilustra la implementación de la invención durante la desconexión de la línea alterna.

La Figura 1 es un esquema eléctrico de un sistema que incluye un enlace 1 de transmisión eléctrica de alta tensión capaz de implementar la invención. Por alta tensión, se entiende, en este caso, una tensión al menos igual a 10 kV en servicio en el enlace 3. En este caso, el sistema incluye el enlace 3 de alta tensión, una zona 1 de corriente alterna de alta tensión y una zona 2 de corriente alterna de alta tensión. La zona 1 está conectada a un nodo o bus 11 de corriente alterna (a veces designado por el término juego de barras, para barra de bus en inglés) conectado a un extremo del enlace 3 y la zona 2 está conectada a un nodo o bus 21 de corriente alterna conectado a otro extremo del enlace 3. Con el fin de simplificar, el sistema se representa, en este caso, asimilando la zona 1 a una máquina equivalente, y asimilando la zona 2 a una red de tensión y frecuencia constante (red «infinita»), para un caso particular.

El enlace 3 incluye, en este caso, un enlace 32 de alta tensión continua y de manera opcional una línea 31 de alta tensión alterna, conectadas en paralelo entre los buses 11 y 21. Más específicamente, el enlace 32 de alta tensión continua comprende una línea 320 de alta tensión continua, un convertidor 321 alterno/continuo conectado al bus 11 y a un primer extremo de la línea 320, y un convertidor 322 alterno/continuo conectado al bus 21 y a un segundo extremo de la línea 320. Los convertidores 321 y 322 presentan ventajosamente las mismas características eléctricas.

El sistema incluye además un circuito 4 de control, configurado para controlar los convertidores 321 y 322. Los convertidores 321 y 322 son ventajosamente convertidores de fuente de tensión. Tales convertidores permiten regular de manera independiente su potencia activa y su potencia reactiva. El bucle de gestión de la potencia activa se puede fijar para controlar, ya sea la potencia activa inyectada en la red alterna a la cual está conectado el convertidor, o ya sea la tensión continua en la línea 320 a la cual está conectado. El bucle de potencia reactiva se puede fijar para regular, ya sea la potencia reactiva inyectada o absorbida en el punto de conexión al nivel de un bus, o ya sea la tensión de la red alterna a la cual está conectado el convertidor.

Los convertidores 321 y 322 tienen, especialmente, las siguientes funciones en régimen establecido (el régimen establecido corresponderá posteriormente a un funcionamiento en ausencia de fallo eléctrico del enlace 3): controlar la tensión en la línea 320, controlar el flujo bidireccional de potencia activa en la línea 320, y controlar la potencia reactiva inyectada o absorbida en el punto de conexión. En régimen establecido, el circuito 4 de control está, por ejemplo, configurado para controlar el convertidor 322 como maestro a través del control del nivel de tensión en la línea 320, funcionando entonces el convertidor 321 como esclavo controlando la potencia activa transmitida en la línea 320. El convertidor maestro descargará la potencia activa controlada por el esclavo.

A través de sus controles, el circuito 4 de control se configura ventajosamente para emular una admitancia 33 paralela virtual, en paralelo con la línea 31 y el enlace 32.

Inicialmente, el circuito 4 de control está configurado para transmitir un control de potencia activa de consigna en el primer o el segundo convertidor, cuyo valor se recupera. La potencia PdcO es transmitida en régimen establecido por el enlace 32. Los valores instantáneos V1 y V2 de las tensiones en el primer y segundo bus son recuperados.

Según un primer aspecto de la invención, el circuito 4 de control está configurado para luego transmitir una potencia activa de referencia Pref (típicamente, Pref es la consigna de potencia aplicada al nivel del control del convertidor que funciona en modo esclavo en el ejemplo antes mencionado) definido como sigue:

Pref= PdcO+ APdc

APdc es, por ejemplo, un término incluido en la potencia activa transmitida a través de la admitancia 33 paralela virtual durante una fase transitoria, por ejemplo, para imponer una nueva dinámica en la red que incluye las zonas 1 y 2. La potencia de referencia Pref debe estar comprendida entre Pmín y Pmáx, donde Pmín = -Pmáx donde Pmáx es igual a la potencia nominal del convertidor.

APdc se puede definir como sigue:

APdc = APdc^s + APdc^a

Con APdc^s un término de sincronización:

APdc^s = A8 * (8ref - 8)

con 8 = 81 - 82 el desplazamiento de fase entre las tensiones del primer y segundo bus para los valores instantáneos recuperados, 81 el ángulo de la tensión en el primer bus, 82 el ángulo de la tensión en el segundo bus, 8ref un valor inicial de desplazamiento de fase entre las tensiones del primer y segundo bus, A8 una ganancia de amplificación; con APdc^a un término de amortiguación:

APdCa = Aw * (w1 - w2)

Con w1 la pulsación eléctrica de la zona 1, w2 la pulsación eléctrica de la zona 2, Aw una ganancia de amplificación.

De manera ventajosa, el circuito 4 de control está configurado para transmitir una potencia activa de referencia Pref definida como sigue:

Pref=Pdc0+APdc+APdcd, con APdcd un término de estimación de la perturbación.

El APdc es ventajosamente calculado de manera que sincronice las zonas 1 y 2. El APdc es ventajosamente calculado de manera que amortigua las oscilaciones de potencia de la red de transmisión.

Emulando la admitancia 33 paralela virtual durante una fase transitoria, la potencia activa de consigna se puede modificar de manera transitoria por un término APdcl.

APdcl se puede definir como sigue:

Con X33 la reactancia de línea emulada por el circuito 4 de control, Y33 la admitancia de línea emulada por el circuito 4 de control para la admitancia 33.

El circuito 4 de control está configurado, por ejemplo, para recuperar las siguientes informaciones, por ejemplo, a través de dispositivos de medición al nivel de los buses 1l y 21:

- los valores instantáneos V1 y V2 de las tensiones en el primer y segundo bus;

- el valor 8 instantáneo del desplazamiento de fase entre las tensiones de los buses 11 y 21;

- el último valor 8ref del desplazamiento de fase entre las tensiones de los buses 11 y 21 en ausencia de un mal funcionamiento en el sistema (en ausencia de un mal funcionamiento, 8 = 8ref);

- la detección de un mal funcionamiento en el sistema;

- la pulsación eléctrica w en cada bus.

En caso de fallo eléctrico, de perturbación (por ejemplo, cortocircuito, cambio de referencias de potencia mecánica de las máquinas eléctricas, pérdida temporal de un polo del enlace 32) ya sea en el enlace 3 de transmisión, o ya sea en el bus 11, o bien en el bus 21, el circuito 4 de control está configurado para modular de manera automática la potencia activa de consigna del primer o del segundo convertidor.

El circuito 4 de control puede estar configurado para comunicarse con los buses 11 y 21 para recuperar los valores de los ángulos de fase, y los valores de tensión en estos buses. La pulsación de un bus puede ser determinada, ya sea realizando un promedio de las pulsaciones de las máquinas conectadas a este bus, o ya sea midiendo la pulsación en este bus.

Por ejemplo, después de un fallo eléctrico, el circuito 4 de control modula la consigna de potencia activa aplicada en los convertidores 321 y 322. La variación de potencia activa de consigna es especialmente fijada:

- o ya sea con base en la evolución de la diferencia de fase entre las tensiones de los buses 11 y 21. La evolución de la diferencia de fase se puede medir, por ejemplo, por el valor (8- 8ref), representativo de la evolución de la diferencia de fase después del fallo eléctrico. Una tal consideración de la evolución de la diferencia de fase permite definir las frecuencias de las oscilaciones entre los nodos 11 y 21;

- o ya sea con base en la pulsación eléctrica de la tensión al nivel del bus 11, en este caso, asimilado a una máquina eléctrica. Una tal consideración de la pulsación en el bus 11 permite tener en cuenta la variación de frecuencia entre los buses 11 y 21, con el fin de amortiguar las oscilaciones entre las dos zonas 1 y 2 (de acuerdo con la Figura 1); - o ya sea con base en una perturbación Per de una determinada amplitud. Una perturbación es una variación de la potencia, por ejemplo, una variación de la potencia mecánica de la máquina equivalente a la zona 1, o ya sea una variación de la carga en esta zona.

La ley de control de la admitancia de línea Yv emulada por el circuito 4 de control para la admitancia 33, por ejemplo, para hacer seguimiento a un falo eléctrico (o una perturbación de la red), puede tomar, por ejemplo, la siguiente forma para el caso particular presentado anteriormente:

APdc = Pm - Pl - Pdc0 - - p p - * sen 8 A8 * (8ref - 8) Aw * Aw

[Pm - Pl - Pdc0 - * sen 8]

siendo un primer término que permite compensar de manera rápida las perturbaciones de la red como, por ejemplo, una variación de carga en el interior de una zona;

- siendo A^b * (8ref - 8) un segundo término que permite proporcionar una potencia de sincronización en las dos zonas y definir la frecuencia de las oscilaciones entre zonas;

- siendo Aw * Aw un tercer término que permite proporcionar una potencia de amortiguación con base en Aw y controlar la amortiguación de las oscilaciones entre zonas.

La ley de control contiene dos términos activados de manera permanente que son los términos que permiten proporcionar la potencia de amortiguación y la potencia de sincronización, respectivamente. El término de compensación de las perturbaciones de la red es un término opcional, puede activarse de manera permanente con base en las mediciones en tiempo real, o puede activarse al final de un procedimiento de identificación de una perturbación.

Se puede prever que la ley de control tenga en cuenta sólo uno o más del primer al tercer términos según un primer aspecto de la invención.

Por tanto, la ley de control del circuito 4 de control permite incrementar la estabilidad del sistema durante la aparición de un fallo eléctrico o de una perturbación, modificando de manera dinámica la admitancia de la línea emulada durante un tal fallo eléctrico. La ley de control permite, especialmente, reducir el aumento de la energía cinética del (o de los) generador durante un fallo, y aumenta la energía de desaceleración disponible para el generador después de que se haya eliminado el fallo. Esto se traduce en un aumento del margen de estabilidad transitoria. La ley de control permite controlar las eventuales oscilaciones electromecánicas del generador que intervenga después de que se haya eliminado el fallo.

De manera ventajosa, el circuito 4 de control puede controlar los convertidores 321 y 322, de modo que pueda amortiguar transitoriamente las oscilaciones en caso de detección de un mal funcionamiento.

El enlace 32 presenta una dinámica muy alta con respecto a la red alterna. Además, el enlace 32 proporcionado de los convertidores 321 y 322 permite realizar un control independiente de las potencias activa y reactiva transmitidas en la línea 320. Por lo tanto, cada convertidor 321 y 322 puede comportarse como el equivalente de una fuente de corriente con un control independiente de potencias activa y reactiva con respecto a la red alterna. Suponiendo que las pérdidas son insignificantes en la línea 320, se puede utilizar el modelo de inyección, según el cual una potencia activa inyectada en la línea 320 por el convertidor 32l es igual a una potencia activa tomada por el convertidor 322 en esta línea 320.

Entonces se puede deducir la siguiente ecuación en régimen estable:

M = d 21 + — dt = Pm - Pl - Pdc0 - Pac

Con M la inercia equivalente del sistema, D la amortiguación equivalente del sistema, Pm la potencia mecánica aplicada en la máquina equivalente asimilada a la zona 1, Pl la potencia eléctrica tomada por una carga equivalente de la zona 1 en la Figura 1, Pdc0 la potencia activa transmitida inicialmente por el enlace 32 en régimen estable, y Pac la potencia activa transmitida inicialmente por la línea 31 en régimen estable.

Si el circuito 4 de control controla la transmisión de una potencia activa APdc a través de la admitancia 13 paralela virtual, la relación anterior se convierte en la siguiente ecuación dinámica:

X31 corresponde a la reactancia de la línea 31, X33 corresponde a la reactancia de la línea virtual 33.

La ecuación dinámica se puede reformular como sigue:

El parámetro de control corresponde al valor de potencia que pasa a través de la admitancia 33 virtual. Para controlar el sistema a través del valor de admitancia virtual, se puede, por ejemplo, utilizar una técnica de retroacción a través de la linealización que se puede adoptar: el objetivo es transformar la dinámica del sistema no lineal a un sistema parcialmente lineal, a través de la retroacción. La potencia que pasa a través de la admitancia 33 virtual se puede formular como sigue:

Yv |V1||V2| * sen

siendo K8 y Kw ganancias, lo que hace que el sistema sea comparable a un sistema oscilante amortiguado. Combinando esta ecuación con la ecuación dinámica anterior, la dinámica del sistema de bucle cerrado se puede definir como sigue:

Por tanto, se obtiene un sistema lineal.

Al realizar el cambio de la variable x1 = (8ref-8) y x2 = Aw, el sistema se puede formular como sigue:

x l i _ r 0 1 i rx l

x2Í _ L-K5 -KwJ 1x2

Por tanto, la dinámica del sistema de bucle cerrado puede elegirse seleccionando los valores K8 y Kw. El polinomio característico de esta matriz de estado se puede identificar a través de un sistema del segundo orden:

S2+ Kw*S+ K8=A2+2* ^* wn*A+wn2

Luego se puede calcular las ganancias K8 y Kw para definir la frecuencia natural deseada wn y el coeficiente de amortiguación deseado para el sistema:

í K5 = wn2

(Kw = 2^ * wn

De manera ventajosa, wn es una frecuencia comprendida entre 0,3 y 0,7 Hz, de preferencia entre 0,4 y 0,6 Hz. De manera ventajosa, ês un factor de amortiguación comprendido entre 0,4 y 0,8, de preferencia entre 0,5 y 0,7.

Estos cálculos han sido basados en la hipótesis de que el bus 21 está conectado a una red infinita. Al efectuar cálculos similares para el caso en el que la zona 2 corresponde a una máquina equivalente, se puede demostrar fácilmente que las ganancias se pueden definir de manera idéntica al caso anterior.

Para un caso más genérico, la potencia activa de consigna del primer o del segundo convertidor es modificada transitoriamente por un término que incluye un término APdc^d , de modo que imponga nuevas dinámicas en la primera y segunda zonas, con:

APdc^d = PdcO V1 * V2 sen 8 /X31 - (M1 * M2) / (M1 M2) * (((Pm1 - Pl1 - D1 * d81/dt)/M1) - (( Pm2 -Pl2 - D2 * d82/dt)/M2)

Con M1 y D1 la inercia y la amortiguación eléctricas de una máquina eléctrica equivalente a la zona 1, M2 y D2 la inercia y la amortiguación eléctricas de una máquina eléctrica equivalente a la zona 2, A8 y Aw las ganancias de amplificación definidas anteriormente, Pm1 la potencia mecánica de la máquina eléctrica equivalente a la zona 1, Pl1 una carga eléctrica equivalente a la zona 1, Pm2 la potencia mecánica de la máquina eléctrica equivalente a la zona 2, Pl2 una carga eléctrica equivalente a la zona 2.

La potencia activa de consigna del primer o del segundo convertidor también se puede modificar transitoriamente por un término que incluya un término APdc1, con:

APdc1 = Y33 |V1||V2| * sen 8

siendo Y33 modificado con base en los valores V1 y V2, con base en la evolución de la diferencia de fase 8, con base en las diferencias de pulsación entre las tensiones del primer y segundo bus, o con base a una amplitud de perturbación.

Los diagramas de las Figuras 2 a 4 ilustran la evolución de diferentes parámetros según las simulaciones efectuadas para la implementación de la invención, para un primer caso de fallo.

Las siguientes hipótesis se han tenido en cuenta:

- un generador que recibe una potencia mecánica de 500MW, y una carga eléctrica de 100MW conectadas al bus 11. El generador conectado al bus 11 presenta una inercia de 3,5s;

- un generador que recibe una potencia mecánica de 100MW, y una carga eléctrica de 500MW conectadas al bus 21. El generador conectado al bus 21 presenta una inercia de 3s;

En régimen estable, la potencia transmitida entre los buses 11 y 21 se distribuye a 200MW para la línea 31, y 200MW para el enlace 32. Se toma como hipótesis un desplazamiento de fase de 30 ° entre las tensiones de los buses 11 y 21 en régimen estable, y una línea 320 con una longitud de 200km.

Para la implementación de la invención, se eligen valores de frecuencia natural u>n de 0,5Hz y de factor de amortiguación ^de 0,6.

El fallo eléctrico estudiado, en este caso, es un fallo trifásico en la línea 31, con una duración de 300ms. Este fallo interviene en el momento t = 1s en los diagramas. Las curvas de puntos corresponden a un enlace según el estado de la técnica, sin gestión dinámica de una admitancia 33 virtual después del fallo eléctrico, con el mantenimiento de la potencia activa en la línea 320 a un mismo valor de consigna que antes del fallo. Las curvas de puntos discontinuos corresponden a una implementación de la invención con una gestión de la admitancia 33 virtual limitando la potencia en la línea 320 a 300MVA. Las curvas de línea continua corresponden a una implementación de la invención con una gestión de la admitancia 33 virtual limitando la potencia en la línea 320 a 600MVA.

El diagrama de la Figura 2 ilustra el desplazamiento de fase (en °) entre las tensiones de los buses 11 y 21. El diagrama de la Figura 3 ilustra la diferencia de pulsación (por unidad) entre los buses 11 y 21 de la red. El diagrama de la Figura 4 ilustra la potencia activa transmitida en la línea 320.

Se constata que en ausencia de admitancia virtual dinámica durante un fallo eléctrico, manteniendo solo una potencia activa constante en el enlace 320, el desplazamiento de fase entre los buses 11 y 21 alcanza una amplitud muy alta y presenta importantes oscilaciones después de la eliminación del fallo, lo que conduce a una desincronización entre los buses 11 y 21. La diferencia de pulsación entre los buses 11 y 21 también es muy alta en esta configuración, esta diferencia de pulsación también presenta oscilaciones mal amortiguadas después de eliminar el fallo eléctrico.

Incluso limitando la potencia activa en la línea 320 a 300 MVA, la amplitud del desplazamiento de fase entre las tensiones de los buses 11 y 21 y la amplitud de la diferencia de pulso entre los buses 11 y 21 se reducen en gran medida. Se puede constatar que, incluso limitando la potencia activa, se ha modificado la dinámica de la red. Además, las oscilaciones del desplazamiento de fase y de la diferencia de pulsación se amortiguan muy rápidamente, incluso después de que se haya eliminado el fallo. La potencia activa en la línea 31 también está limitada a 450MW durante un fallo eléctrico.

Al limitar la potencia activa en la línea 320 a 600 MVA, la amplitud del desplazamiento de fase entre las tensiones de los buses 11 y 21 y la amplitud de la diferencia de pulsación entre los buses 11 y 21 se reducen aún más en gran medida. Las oscilaciones del desplazamiento de fase y de la diferencia de pulsación se amortiguan aún más rápidamente, incluso después de que se haya eliminado el fallo. La potencia activa en la línea 31 también está limitada a 350MW durante un fallo eléctrico.

Se constata que, con la implementación de la invención para un tal fallo, la línea 320 permite asegurar la sincronización entre las zonas 1 y 2, a pesar del corte en la línea 31.

El mantenimiento de la estabilidad y del desplazamiento de fase se ilustra mejor a través de los diagramas de las Figuras 5 a 7, correspondientes a la implementación de la invención con una limitación de potencia activa a 600MVA en la línea 320. La línea 31 se desconecta muy rápidamente en t = 1s, luego se vuelve a conectar en t = 8s.

La Figura 5 ilustra la potencia activa en la línea 320 en línea continua y la línea en línea discontinua representa la potencia activa en la línea 31. La Figura 6 ilustra la diferencia de fase (en °) entre las tensiones de los buses 11 y 21 en el mismo intervalo de tiempo. La Figura 7 ilustra la diferencia de pulsación eléctrica (por unidad) entre los buses 11 y 21 en el mismo intervalo de tiempo.

El diagrama de la Figura 6 ilustra que muy rápidamente después del fallo eléctrico, el desplazamiento de fase entre las tensiones de los buses 11 y 21 se estabiliza en un valor muy cercano al anterior al fallo, a pesar de la desconexión de la línea 31. El diagrama de la Figura 7 ilustra que muy rápidamente después del fallo eléctrico, la diferencia de pulsación entre los buses 11 y 21 converge hacia 0, a pesar de la desconexión de la línea 31. Por lo tanto, las dos zonas 1 y 2 permanecen sincrónicas a pesar de la desconexión de la línea 31.

La Figura 11 es un diagrama de ángulo de potencia que ilustra la implementación de la invención durante el primer caso de mal funcionamiento. X31 corresponde a la reactancia de la línea 31, X33 corresponde a la reactancia de la línea virtual 33. En el punto 1, el sistema se encuentra inicialmente en equilibrio, con un desplazamiento de fase 80 entre las zonas 1 y 2. Luego de la aparición del fallo eléctrico, la potencia transmitida en la línea 31 se convierte en cero. Con la detección del fallo eléctrico, se activa la admitancia 33 virtual, de modo que transmita más potencia en la línea 320. Por tanto, se pasa al punto 2 del diagrama, conservando el desplazamiento de fase 80. El rotor del generador asimilado a la zona 1 ve aumentar su velocidad hasta alcanzar un ángulo de desplazamiento de fase 8cl en el punto 5. Sin embargo, la energía cinética adquirida por el rotor es limitada, debido a la potencia eléctrica transmitida por la admitancia 33 virtual, lo que aumenta la estabilidad del sistema.

Entonces se elimina el fallo eléctrico. Con la potencia nuevamente proporcionada por la línea 31, se pasa entones al punto 8 en el diagrama, correspondiente a la acumulación de una potencia en la línea 31 y por la admitancia 33 virtual. A partir del punto 8, el rotor correspondiente al generador de la zona 1 se ralentiza, con un aumento del ángulo de desplazamiento de fase entre las zonas 1 y 2.

El punto 10 corresponde al límite de desplazamiento de fase que garantiza la estabilidad del sistema. Se constata que el ángulo límite de desplazamiento de fase 5u' es superior al ángulo de desplazamiento de fase límite 5u (punto 9 del diagrama) en ausencia de la implementación de la invención.

Los diagramas de las Figuras 8 a 10 ilustran la evolución de diferentes parámetros según las simulaciones efectuadas para la implementación de la invención, para un segundo caso de fallo.

Las hipótesis son idénticas a las del primer fallo. El fallo eléctrico, en este caso, es un cortocircuito al nivel de la zona 2, induciendo una multiplicación de la carga eléctrica de un factor 3 durante una duración de 150 ms.

Este fallo interviene en el momento t = 1s en los diagramas. Las curvas de puntos corresponden a un enlace según el estado de la técnica, sin gestión dinámica de una admitancia 33 virtual después del fallo eléctrico, con el mantenimiento de la potencia activa en la línea 320 a un mismo valor de consigna que antes del fallo. Las curvas de puntos discontinuos corresponden a una implementación de la invención con una gestión de la admitancia 33 virtual limitando la potencia en la línea 320 a 300MVA. Las curvas de línea continua corresponden a una implementación de la invención con una gestión de la admitancia 33 virtual limitando la potencia en la línea 320 a 600MVA.

El diagrama de la Figura 8 ilustra el desplazamiento de fase (en °) entre las tensiones de los buses 11 y 21. El diagrama de la Figura 9 ilustra la diferencia de pulsación (por unidad) entre los buses 11 y 21 de la red. El diagrama de la Figura 10 ilustra la potencia activa transmitida en la línea 320.

Se constata que, en ausencia de admitancia virtual dinámica durante un fallo eléctrico, simplemente manteniendo una potencia activa constante en el enlace 320, el desplazamiento de fase entre las tensiones de los buses 11 y 21 aumenta muy rápidamente y no se limita. La diferencia de pulsación entre los buses 11 y 21 también aumenta rápidamente y sin limitación. Por tanto, esto conduce a una desincronización entre las zonas 1 y 2.

Incluso limitando la potencia activa en la línea 320 a 300 MVA, la amplitud del desplazamiento de fase entre las tensiones de los buses 11 y 21 y la amplitud de la diferencia de pulsación entre los buses 11 y 21 son limitadas. Además, las oscilaciones del desplazamiento de fase y de la diferencia de pulsación se amortiguan muy rápidamente.

Al limitar la potencia activa en la línea 320 a 600 MVA, la amplitud del desplazamiento de fase entre las tensiones de los buses 11 y 21 y la amplitud de la diferencia de pulsación entre los buses 11 y 21 se reducen aún más en gran medida. Las oscilaciones del desplazamiento de fase y de la diferencia de pulsación se amortiguan aún más rápidamente.

Para un tal tipo de fallo, la implementación de la invención permite beneficiarse de una reserva de potencia para evitar una desconexión de la red en caso de fallo.

Claims (7)

REIVINDICACIONES

1. Procedimiento de control de un enlace de transmisión eléctrica (3) entre el primer y el segundo bus de tensión alterna (11, 21) conectados respectivamente a la primera y segunda zonas de tensión alterna de una red de transmisión eléctrica, comprendiendo el enlace de transmisión una línea (320) de alta tensión continua, un primer convertidor (321) alterno/continuo conectado por un lado al primer bus (11) y por otro lado a la línea (320) de alta tensión continua, un segundo convertidor (322) alterno/continuo conectado por un lado al segundo bus (21) y por otro lado a la línea de alta tensión continua, comprendiendo el procedimiento:

- la recuperación de un valor de potencia activa de consigna aplicado (Pdc0) en el primer o en el segundo convertidor (321, 322);

- la recuperación de los valores instantáneos V1 y V2 de las tensiones en el primer y segundo bus respectivamente; - en el cual la potencia activa de consigna del primer o del segundo convertidor es modificada por un valor que incluye un término APdc, de modo que imponga nuevas dinámicas en la red que incluye las zonas primera y la segunda, con:

APdc = APdc^s + APdc^a

Con APdc^s un término de sincronización:

APdc^s = A8 * (8ref - 8)

con 8 = 81 - 82 el desplazamiento de fase entre las tensiones del primer y segundo bus para los valores instantáneos recuperados, 81 el ángulo de la tensión en el primer bus, 82 el ángulo de la tensión en el segundo bus, 8ref un valor inicial de desplazamiento de fase entre las tensiones del primer y segundo bus, A8 una ganancia de amplificación; con APdc^a un término de amortiguación:

APdc^s = Aw * (w1 - w2)

con w1 la pulsación eléctrica de la zona 1, w2 la pulsación eléctrica de la zona 2, Aw una ganancia de amplificación.

2. Procedimiento de control según una cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en el cual la potencia activa de consigna del primer o del segundo convertidor se modifica por un valor que incluye un término APdc^d de estimación de una perturbación.

3. Procedimiento de control según la reivindicación 2, en el cual A8 = K8 y Aw = Kw, con K8 = wn² y Kw = 2*^*wn, con wn una frecuencia comprendida entre 0,3 y 0,7 Hz y ûn factor de amortiguación comprendido entre 0,4 y 0,8.

4. Procedimiento de control según la reivindicación 2 o 3, en el cual el término de estimación de la perturbación APdc^d se calcula de la siguiente manera:

APdc^d = PdcO V1 * V2 sen 8 /X31 - (M1 * M2) / (M1 M2) * (((Pm1 - Pl1 - D1 * d81/dt)/M1) - (( Pm2 -Pl2 - D2 * d82/dt)/M2).

Con M1 y D1 la inercia y la amortiguación eléctricas de una máquina eléctrica equivalente a la primera zona, M2 y D2 la inercia y la amortiguación eléctricas de una máquina eléctrica equivalente a la segunda zona, Pm1 la potencia mecánica de la máquina eléctrica equivalente a la primera zona, Pl1 una carga eléctrica equivalente a la primera zona, Pm2 la potencia mecánica de la máquina eléctrica equivalente a la segunda zona, Pl2 una carga eléctrica equivalente a la segunda zona, X31 la reactancia de la línea de alta tensión alterna, con PdcO el valor de potencia activa de consigna aplicada recuperada.

5. Procedimiento de control según una cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en el cual el primer o el segundo convertidor alterno/continuo se controla de modo que emule una admitancia virtual dinámica Y33 modificando de manera transitoria su valor de potencia activa de consigna por un valor que incluya un término APdc1, con:

APdc1 = Y33 |V1||V2| * sen 8

siendo Y33 modificado con base en los valores V1 y V2, con base en la evolución de la diferencia de fase 8, con base en las diferencias de pulsación entre las tensiones del primer y segundo bus, o con base a una amplitud de perturbación.

6. Procedimiento de control según una cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en el cual los dichos primer y segundo convertidores (321, 322) son convertidores de fuente de tensión.

7. Procedimiento de control según una cualquiera de las reivindicaciones anteriores, en el cual el enlace de transmisión comprende una o más líneas (31) de alta tensión alterna.