Interruptores automáticos para redes HVDC

Circuit breakers for HVDC grids

0 455

Resumen
Los sistemas HVDC están evolucionando hacia redes HVDC que tienen mayores requisitos que los enlaces punto a punto. Entre dichos requisitos, la protección de las redes HVDC contra faltas de CC es particularmente desafiante, debido esencialmente a la ausencia de un paso por cero de la corriente continua y al corto tiempo disponible, que es de pocos milisegundos. Por esta razón, tradicionalmente los sistemas HVDC se han protegido desde el lado de CA por medio de interruptores automáticos convencionales de CA. Sin embargo, la ausencia de interruptores automáticos en el lado de CC requiere un tiempo excesivo para proteger frente a faltas de CC, y supone la desenergización del sistema al completo, lo cual no es adecuado para el funcionamiento fiable de una red. El presente artículo trata sobre los interruptores automáticos viables para redes HVDC. Así, se presentan las diferentes topologías de interruptores automáticos disponibles para cumplir los requisitos de redes HVDC y se analiza su utilización en los sistemas multiterminales HVDC que están en funcionamiento.

Palabras clave: Interruptor automático, redes de corriente continua alta tensión, protección.

Abstract
HVDC systems are developing into HVDC grids, with additional requirements to point-to-point systems. Among those requirements, the protection of the grids against faults in the direct current (DC) transmission lines is remarkably demanding, basically because of the lack of current zero and of the available short time, which must be in the order of few milliseconds. In consequence, traditionally, HVDC systems have been protected from the alternating current (AC) side, with conventional AC circuit breakers. Thus, the absence of circuit breakers in the DC side, requires a long time for clearing DC faults, and results in the complete de-energization of the system, which is not appropriate for the reliable operation of a grid. This paper deals with the circuit breakers that are feasible for HVDC grids. This way, the topologies are presented and their application in actual systems under operation is reviewed.

Keywords: Circuit breaker, HVDC grid, protection.


Recibido / received: 03/12/2019. Aceptado / accepted: 12/03/2020.

M. Larruskain1, A. Etxegarai, O. Abarrategi, P. Eguia, G. Buigues
Departamento de Ingeniería Eléctrica. Universidad del País Vasco UPV/EHU, Bilbao. 1.
Autor para correspondencia: D.ª Marene Larruskain Escobal. E-mail: marene.larruskain@ehu.eus.


Introducción
La corriente continua (CC), al contrario que la corriente alterna (CA), no tiene ningún paso de la corriente por cero de forma natural. Este hecho representa un enorme desafío para la interrupción de la CC, la cual se debe realizar a corriente cero. De esta manera, los interruptores automáticos (IA) para sistemas de corriente continua y alta tensión (HVDC) deben crear de manera artificial un paso de la corriente por cero para poder interrumpir la corriente (Leterme, 2015)(Bucher, 2016) (Leterme, 2019). Considerando los altos requisitos de los sistemas HVDC, se trata de un reto muy relevante. Asimismo, se espera que las futuras redes HVDC incrementen los rangos requeridos para los IA de HVDC.

A pesar de que la interrupción de la corriente se realice en el paso por cero de la corriente, en el resto del sistema la magnitud de la corriente puede ser importante. En ese sentido, las inductancias limitadoras de corriente que se utilizan en las líneas HVDC almacenan una ingente cantidad de energía en su campo magnético (Jovcic, 2019). Por lo tanto, se debe tener en consideración dicha energía a la hora de dimensionar el IA. Es decir, los IA de HVDC deben tener una gran capacidad para disipar la energía almacenada en el circuito (Bucher, 2016)(Leterme, 2019).

Para añadir complejidad a las citadas dificultades, el tiempo de operación de los IA debe ser extremadamente reducido. El sistema de protección debería operar en un tiempo inferior a 10 ms para proteger el sistema con fiabilidad (Descloux, 2012)(Heidemann, 2015)(Le Blond, 2016). En ese breve periodo de tiempo, es necesario detectar, localizar e interrumpir las faltas.

Como se ha visto, los requerimientos para IA de CA y de CC son notablemente diferentes. La fabricación de IA para HVDC es extremadamente compleja, lo que ha conllevado a que los primeros dispositivos comerciales se hayan desarrollado recientemente, a expensas de un alto coste.

Los sistemas basados en convertidores alimentados por tensión (Voltage Source Converters VSC) se han protegido tradicionalmente desde el lado de CA con IA de CA. Esta estrategia es adecuada para proteger enlaces punto-a-punto, entre dos convertidores y, ocasionalmente, incluso sistemas multiterminales con un número reducido de terminales. Sin embargo, no se considera adecuada para proteger grandes redes HVDC, ya que la disponibilidad de IA robustos y fiables será imprescindible para el desarrollo de dichas redes. Además, sería deseable un precio razonable.

El presente artículo trata sobre la función de los IA de HVDC en redes HVDC. De esta manera, en primer lugar, se tratan los requerimientos para la protección de redes HVDC. A continuación, se analizan y comparan las principales topologías de IA de HVDC. Finalmente, se reseñan las principales características de la aparamenta de protección de los sistemas multiterminal existentes.

 

Requerimientos para la protección de redes HVDC
Una red mallada HVDC se define en CIGRE como “un sistema que consiste en, al menos, tres estaciones convertidoras y que incluye como mínimo una malla formada por las líneas de transporte” (CIGRE, 2017).

Los principales objetivos para la protección de una red, ya sea para sistemas de CA o de CC, consisten en el aseguramiento de la seguridad humana, el despeje de las faltas y la minimización del impacto de dichas faltas en el sistema al completo, particularmente en todos los componentes (CIGRE, 2016). De esta manera, las principales características de cualquier sistema de protección para redes se detallan a continuación:

• Sensibilidad: detección precisa y despeje de todas las faltas.
• Selectividad: discriminación entre la operación en régimen normal y situación de falta. La red se divide en diferentes zonas con el objetivo de que el sistema de protección opere únicamente en caso de que la falta esté situada en su zona de protección.
• Velocidad: las faltas se deben despejar mientras están por debajo de la capacidad de ruptura de los interruptores automáticos, y siempre antes de que puedan causar daños en el equipamiento. Este requisito es extremadamente exigente para las redes HVDC, ya que el tiempo disponible es inferior a 10 ms.
• Fiabilidad: la operación debe ser segura, es decir, se requiere un sistema de protección de respaldo en caso de fallo del sistema principal.
• Robustez: las faltas se deben discriminar de otros eventos de operación.
• Estabilidad: después de despejar las faltas, la red debe ser estable en un periodo razonable de tiempo.

Las características mencionadas son aplicables para redes de CA y de CC. Sin embargo, las redes de CC tienen restricciones más exigentes que las redes de CA. Cuando aparece una falta en un sistema HVDC, la tensión se desploma inmediatamente y la pequeña impedancia del sistema conlleva una elevación de la corriente hasta valores extremadamente grandes.

Las redes HVDC generalmente se basan en convertidores VSC, que son altamente sensibles a las sobrecorrientes. El principal componente de dichos convertidores son los IGBT, que típicamente pueden soportar el doble de la corriente nominal para permanecer en el área de operación segura.

Las redes altamente malladas incrementarán dichas dificultades. La impedancia total del sistema de CC se reducirá, provocando colapsos de la tensión de CC en un tiempo más reducido. Por otra parte, las corrientes de falta aumentaran debido a las mayores corrientes de descarga, así como a las contribuciones desde múltiples fuentes. Por lo tanto, se espera que las corrientes de falta polo-tierra y polo-polo sean mayores (Bucher, 2013)(Chaffey, 2015).

La protección de red HVDC también tiene influencia sobre el control de la tensión de CC. En caso de falta, el sistema de protección puede bloquear o desconectar algunos convertidores que pueden limitar el control de la tensión CC (CIGRE, 2016).

Las redes HVDC requieren el uso de estrategias específicas de protección, las cuales se clasifican por medio de la selectividad de la aparamenta de protección y por la metodología utilizada para interrumpir y aislar las faltas de CC. Es posible combinar diferentes estrategias en una única red. A continuación, se describen las principales estrategias para despejar faltas (CIGRE, 2013):

• Despeje de faltas no selectivo: la red al completo se considera como una única zona de protección. En caso de falta, la línea afectada se localiza y, sin embargo, se desenergiza la red al completo. La línea afectada se aísla y finalmente se restaura la red no afectada por la falta. Esta estrategia es únicamente factible para redes pequeñas.
• Despeje de faltas completamente selectivo: la falta se detecta y localiza, y únicamente la parte afectada se desconecta, mientras el resto de la red continúa operando.
• Despeje de faltas selectivo parcial: se trata de una mezcla de las dos estrategias anteriores.

Las zonas de protección amplias presentan un alto número de convertidores interconectados, por lo que será imperativo disponer de selectividad, que puede ser proporcionada fácilmente por medio de IA de HVDC. De esta manera, en cada zona de protección, se deben definir la selectividad de falta, la coordinación de las protecciones, el tiempo mínimo para el despeje de la falta, así como los tiempos de restablecimiento.

Por lo tanto, para una operación segura de las redes HVDC, será necesario el establecimiento de un código de planificación y operación de red. Dicho código deberá definir los escenarios de falta en los que las partes afectadas del sistema deban permanecer conectadas o por el contrario, desconectarse de la red (CIGRE, 2016).

Además, se deberá establecer la proporción y duración de las corrientes de falta que puedan aparecer, en función de la topología de red. Asimismo, se debe definir el tiempo para despejar faltas y para aislar los elementos afectados de la red. Dichos requerimientos de tiempo influirán en la estrategia de protección seleccionada.

Finalmente, los convertidores que se incorporen a la red deberán asegurar que operarán de manera segura.

 

Topologías de interruptores automáticos HVDC

Interruptores automáticos mecánicos

Figura 1. Topología de un IA mecánico.

El principio de operación de los IA mecánicos se basa en la generación de un paso de la corriente por cero por medio de un circuito resonante (Bucher, 2016)(CIGRE, 2017). Los IA mecánicos están compuestos por tres ramas paralelas, como se muestra en la figura 1:

• La rama de corriente nominal consiste en un interruptor mecánico de baja resistencia, como un interruptor de vacío de CA (Jovcic, 2019).
• En la rama de conmutación hay un circuito LC resonante, sobre el que se pueden encontrar diferentes topologías de circuitos resonantes en la literatura (CIGRE, 2017).
• La rama de absorción de energía está compuesta por descargadores de sobretensiones. Actualmente se consideran principalmente dos conceptos de IA mecánicos, que se analizan en los siguientes subapartados.

Actualmente se consideran principalmente dos conceptos de IA mecánicos, que se analizan en los siguientes subapartados.

Interruptor Automático de Oscilación Pasiva
El diseño habitual de un IA de oscilación pasiva se muestra en la figura 1, con la ausencia de la fuente de CC que se encuentra dentro del rectángulo a trazos localizado en la rama de conmutación.

Cuando los contactos del interruptor de la rama principal se abren, se establece un arco eléctrico. Los arcos presentan una relación tensión-corriente no lineal, de manera que un incremento de tensión provoca una reducción de la corriente. De esta manera, la variación de tensión del arco que aparece espontáneamente inicia una oscilación de corriente. Dicha oscilación entre el arco y el circuito LC en la rama de conmutación presenta una amplitud incremental. En caso de que la corriente oscilante exceda la corriente del sistema HVDC, se creará un paso de la corriente por cero. En ese preciso instante, el interruptor de la rama de conmutación puede abrirse e interrumpir el circuito. La corriente restante carga el condensador C, y cuando se supera la tensión umbral de los descargadores de sobretensión en la tercera rama, dichos descargadores operan y disipan la energía.

Las oscilaciones a mayor frecuencia reducen los tiempos de interrupción a expensas de tener mayores corrientes diferenciales, que son más complejas de interrumpir. De esta manera, el tiempo necesario para el proceso de interrupción es el mayor de todas las topologías.

Interruptor Automático de Inyección Activa de Corriente
Los IA de inyección activa de corriente representan una evolución de los IA de oscilación pasiva previamente analizados. Por lo tanto, se añade un componente activo a la topología del anterior concepto con el objetivo de precargar el condensador del circuito resonante. En el IA mecánico representado en la figura 1, dicho elemento activo está ilustrado dentro del rectángulo a trazos y consiste en una fuente de CC que precarga el condensador CCC. De esta manera, cuando el arco se inicia, la oscilación surge inmediatamente y, como resultado, el tiempo de interrupción es menor que en los IA pasivos. Esta es la principal razón por la que los IA activos son más adecuados para ser implementados en redes HVDC.

Figura 2. Proceso de interrupción de la corriente con un IA mecánico.

La figura 2 muestra la interrupción de una corriente de falta por medio de un IA en un sistema de 400 kV. La falta se aplica en el instante 2 s. La corriente en la rama principal se incrementa rápidamente como consecuencia de la falta. 5 ms después del comienzo de la falta, la corriente se redirige a la rama de conmutación y continúa aumentando hasta alcanzar un valor de pico de 22,8 kA. Cuando el arco se interrumpe, la corriente se dirige a la rama de absorción de energía. En ese momento la tensión del IA crece bruscamente hasta la tensión de cebado del descargador de sobretensión, que suele ser 1,5 p.u. La corriente decrece hasta finalmente ser completamente interrumpida. El tiempo total de interrupción es de 17 ms. La característica más representativa del IA es el tiempo requerido para la recuperación de la tensión, lo que define la capacidad de interrupción del dispositivo. En este caso, 20,2 kA en 5 ms (Jovcic, 2019).

Figura 3. Topología de un IA de estado sólido.

Interruptores automáticos de estado sólido
Los IA de estado sólido se basan en dispositivos de electrónica de potencia para interrumpir la corriente. La figura 3 muestra la topología típica de un IA de estado sólido. Como se puede observar, este IA únicamente consta de dos ramas. En la rama principal se encuentran los IGBT y la rama de absorción de energía está compuesta por descargadores de sobretensión. La cantidad de IGBTs se debe seleccionar de acuerdo con los rangos de tensión y corriente del IA.

Los IGBT conmutan en pocos microsegundos, por lo que la corriente se redirige a la rama de absorción de energía en un tiempo muy breve. Esta rápida operación es, de hecho, la principal característica de los IA de estado sólido. Por otra parte, la corriente del circuito circula continuamente por los IGBT, por lo que las pérdidas en régimen permanente son elevadas. Teniendo en cuenta el coste de la energía eléctrica a lo largo de toda la vida útil del dispositivo, estas pérdidas se pueden considerar desmesuradas. Por este motivo estos dispositivos no se suelen considerar como una alternativa viable para redes HVDC.

Figura 4. Proceso de interrupción de la corriente con un IA de estado sólido.

La figura 4 muestra el proceso de interrupción de un IA de estado sólido. La operación de los IGBT es extremadamente rápida. Así, la corriente se deriva a la rama de disipación de energía en el orden de microsegundos. Dicha rápida conmutación implica que la corriente de falta dispone de un menor tiempo para aumentar. De esta manera, la corriente que IA debe interrumpir es menor que en otras topologías. En el caso del ejemplo mostrado, la corriente pico es 2,2 kA, por lo tanto, se trata de una corriente notoriamente menor que el caso anterior del IA mecánico. La corriente se interrumpe finalmente en un tiempo menor de 1 ms.

Figura 5. Topología de un IA híbrido.

Interruptores automáticos híbridos
Los IA híbridos integran las características de los IA mecánicos y de estado sólido (CIGRE, 2017)( Häfner, 2011). La figura 5 muestra el diseño característico de un IA híbrido y la figura 6 representa su operación. La rama principal se compone de un seccionador mecánico ultrarrápido de baja resistencia y de un conmutador de carga electrónico, compuesto por un IGBT para dirigir la corriente a la rama de conmutación en caso de falta. Este procedimiento hace posible la apertura del seccionador ultrarrápido. En la segunda rama se encuentran los interruptores de potencia, IGBTs en este caso, para interrumpir la corriente conmutándola en la tercera rama paralela. Finalmente, los descargadores de sobretensión disipan la energía del circuito.

Figura 6. Proceso de interrupción de corriente de un IA híbrido.

El proceso de interrupción, representado en la figura 6, muestra que la operación del seccionador mecánico es inferior a 1 ms. La corriente se mantiene en la rama de conmutación hasta que se desvía a la rama de absorción de energía, en el instante 2,2 ms. Con esta topología, la corriente máxima de falta es 10 kA y el tiempo total de interrupción 17 ms, que se puede reducir en caso necesario.

Comparación de conceptos de interruptor automático de HVDC
En este apartado, las características de las principales topologías analizadas previamente se tratan y comparan de acuerdo con la literatura. Sin embargo, se debe aclarar que las cifras aportadas pueden variar en el futuro, de acuerdo con el actual interés por el desarrollo de IA de HVDC y el considerable esfuerzo que se está realizando al respecto.

Tabla 1. Características de las topologías de IA.

De esta manera, en la tabla 1 se muestra para cada concepto el tiempo de interrupción, las pérdidas en régimen permanente, los rangos de tensión y corriente, el tiempo de conmutación interna, las pérdidas en régimen permanente, el coste de instalación y las necesidades de mantenimiento (CIGRE, 2017)(Häfner, 2011)(Tang, 2016). En dicha tabla, los IA mecánicos están representados por los IA de inyección activa de corriente.

 

Interruptores automáticos instalados en sistemas multiterminales HVDC
En la actualidad no hay redes malladas reales en operación. Los primeros sistemas multiterminales HVDC (MTDC) se basaban en la tecnología de convertidores conmutados por línea (LCC). El interruptor de potencia utilizado en dichos sistemas alimentados por corriente es el tiristor. Es posible controlar únicamente el cebado de los tiristores, ya que continúan conduciendo hasta que la corriente pasa por cero. Esta propiedad inherente de los sistemas LCC le aporta múltiples características. De cara a la implementación de sistemas MTDC, hay una propiedad que es particularmente relevante. Para invertir el flujo de potencia es necesario cambiar la polaridad de la tensión, mientras que la corriente se mantiene constante. Los ejemplos más representativos de los pioneros sistemas MTDC son los siguientes (Buigues, 2017)( Häusler, 1999):

• Cerdeña – Córcega – Italia (SACOI): se trata de un Sistema radial MTDC, con tres terminales para conectar Cerdeña y Córcega con la Italia continental. Las diferentes terminales se pusieron en marcha en 1967 y 1986. Actualmente se encuentra al final de su vida útil y existe un proyecto para reemplazarlo.

• Québec – New England (New England Hydro): se puso en marcha al principio de los años 1990 para reforzar las líneas existentes de CA entre dichas regiones de Canadá y Estados Unidos. Se trata de un sistema MTDC radial con tres terminales: Radisson, Nicolet y Sandy Pond.

Con el desarrollo de la tecnología VSC, el diseño de los sistemas MTDC se ha redirigido hacia esta tecnología debido principalmente a sus características propias. Entre otras, por medio de los sistemas VSC es posible invertir el flujo de potencia cambiando la polaridad de la corriente, mientras la tensión se mantiene constante. Este concepto es semejante al utilizado en redes de CA. Sin embargo, la protección de dichos sistemas VSC continúa siendo un obstáculo para el desarrollo de las redes HVDC.

Recientemente varios sistemas MTDC basados en la tecnología VSC se han puesto en marcha, mientras otros proyectos están en fase de diseño y construcción (Buigues, 2017). Las instalaciones más representativas se pueden resumir de la siguiente forma:

• Nan´ao (2013): el primer sistema MTDC basado en la tecnología de convertidores modulares multi-nivel (MMC) que se puso en marcha. Se trata de una configuración monopolar simétrica con tres terminales: Jinniu, Qing’ao and Sucheng. Está proyectada la construcción de una segunda fase con la conexión de un cuarto terminal (Buigues, 2017) (Rao, 2015). Este enlace conecta la isla Nan´ao con la China continental con el objetivo de inyectar en el sistema de potencia la potencia eólica generada en la isla. Hay dos cables submarinos de CA de 110 kV que conectan la isla, de esta manera, los tres enlaces operan en paralelo, siendo posible su desconexión. Con ese objetivo, el sistema presenta interruptores de CC de desconexión (Rao, 2015). El sistema se protegió inicialmente desde el lado de CA, por medio de IA de AC para interrumpir las faltas de CC. Así, en caso de falta, los convertidores se bloqueaban y los IA de CA despejaban la falta. Por lo tanto, el tiempo necesario para proteger frente a faltas de CC era notablemente alto. Sin embargo, el gasto inicial, así como las pérdidas de potencia fueron minimizados. En 2017 se instalaron tres IA de HVDC mecánicos (Jovcic, 2019).

• Zhoushan (2014): el Sistema MTDC conecta cinco islas con la China continental. Previamente, dichas islas estaban conectadas por medio de cinco líneas de CA, dos de ellas de 220 kV y las tres restantes de 110 kV. Las principales razones para la elección de la tecnología VSC fueron su reducido requerimiento de espacio y la idoneidad de dicha tecnología para evacuación de la potencia eólica, así como para reforzar el débil sistema eléctrico de las islas. Originalmente, este sistema también se protegió por medio de IA de CA. Sin embargo, aparecieron problemas con los elevados tiempos de operación necesarios y con la desconexión del sistema completo para despejar cada falta de CC. De hecho, en los dos primeros años de operación tuvieron lugar nueve apagones forzados, con la completa desconexión de los cinco terminales. Para solucionar parcialmente esos inconvenientes, al mismo tiempo que se aumentaba la fiabilidad y disponibilidad del sistema, se instalaron dos IA híbridos en Dinghai, así como dispositivos de restauración de amortiguación rápida en cada terminal (CEPRI, 2016). Los IA híbridos estaban constituidos por cuatro grupos de módulos de electrónica de potencia de 50 kV, tres grupos de interruptores mecánicos rápidos, un grupo de interruptores auxiliares y cuatro grupos de varistores (Jovcic, 2019). Los IA de HVDC desarrollados para el sistema de Zhoushan se consideraron como proyecto piloto para los IA del sistema multiterminal Zhangbei (Buigues, 2017).

• Zhangbei: se trata de un Sistema MTDC constituido por cuatro terminales que está en construcción para el transporte de energía renovable de la provincia de Hebei a Pekín. De esta manera, las terminales de Zhangbei y Kangbao envían potencia eólica y la terminal Fengning está conectada a una central hidráulica de bombeo que puede ajustar las variaciones de la generación eólica. El sistema presenta una configuración bipolar con línea de retorno metálico. El largo sistema de transporte está constituido por líneas aéreas, por lo que es necesaria la ubicación de IA de HVDC en cada extremo de las líneas. En 2018 se desarrolló un prototipo de IA de HVDC de 500 kV (Jovcic, 2019).

Tabla 2. Principales características de sistemas MTDC,

Las principales características de los sistemas MTDC en operación se sintetizan en la Tabla 2 (Buigues, 2017)(CEPRI, 2016)(Häusler, 1999) (Rao, 2015)(Zhang, 2017). Las características y los test de los interruptores automáticos incluyen la tensión nominal (VN), la corriente de corte (I), la tensión transitoria de restablecimiento (TRV) y los tiempos de interrupción.

 

Conclusiones
Las redes HVDC necesitan interruptores automáticos HVDC para conseguir una protección fiable y selectiva. Este artículo establece, en primer lugar, las características que el sistema de protección de una red HVDC debe poseer para cumplir los obligados requerimientos. Una vez especificados dichos requerimientos, se han analizado las topologías de IA de HVDC que pueden cumplir dichos requerimientos.

Así, se han analizado y comparado los IA mecánicos, de estado sólido e híbridos. El estudio presentado destaca que los IA mecánicos presentan el precio más reducido, así como las menores pérdidas en régimen permanente, pero, sin embargo, los tiempos de conmutación interna de corriente son mayores. Estas características se mejoran en los IA de estado sólido e híbrido. Aun así, los IA de estado sólido presentan pérdidas muy elevadas en régimen permanente.

Hay una tendencia incremental a proteger los sistemas MTDC desde el lado de CC por medio de IA HVDC. La principal causa se debe a que la protección desde el lado de CA incrementa excesivamente el tiempo para despejar faltas de CC y puede dar lugar a apagones. De esta manera, la topología preferida para IA es híbrida, a pesar de que los IA mecánicos también se han venido utilizando.

Como conclusión se puede decir que la transición de sistemas multiterminales LCC a VSC requerirá definitivamente de la implantación de IA en los lados de CC para prevenir los apagones durante las situaciones de falta, así como para cumplimentar las especificaciones de protección de la red. Las diferentes topologías de IA de HVDC se elegirán en función de las características de los sistemas en particular, ya que todas las topologías disponibles ofrecen ventajas y desventajas. Por tanto, es necesaria una mayor investigación, desarrollo e innovación para mejorar las soluciones que presentan los IA actuales frente a faltas de CC.

 

Agradecimientos
Los autores agradecen la ayuda del Ministerio de Economía, Industria y Competitividad de España (proyecto ENE2016-79145-R AEI/FEDER, UE), del Gobierno Vasco (grupo de investigación GISEL IT1191-19), y de la Universidad del País Vasco UPV/EHU (financiación del grupo de investigación GIU18/181).


Bibliografía

M. Bucher, C. Franck, “Contribution of Fault Current Sources in Multiterminal HVDC Cable Networks”, IEEE Transactions on Power Delivery, No. 28, Vol. 3, 2013, pp. 1796-1803.

M. K. Bucher, C. M. Franck, “Fault Current Interruption in Multiterminal HVDC Networks,” IEEE Transactions on Power Delivery, vol. 31, (1), pp. 87-95, 2016.

G. Buigues, V. Valverde, A. Etxegarai, P. Eguía, E. Torres, “Present and future multiterminal HVDC systems: current status and forthcoming developments”, en ICREPQ’17 Malaga, 2017.

“C-EPRI participates in the world’s first dc circuit breaker project”, May 2016. Accesible: http://www. cepri.com.cn/release/details_66_759.html

CIGRÉ WG B4.52, “HVDC Grid Feasibility Study,” Cigré, 2013.

CIGRÉ WG B4.56 “Guidelines for the preparation of connection agreements or grid codes for multiterminal DC schemes and DC grids”, 2016. (CIGRE, 2017)CIGRÉ WG A3/B4.34, “Technical requirements and specifications of state-of-the-art HVDC switching equipment”, 2017.

G. Chaffey, T. Green, “Reduced DC circuit breaker requirement on mixed converter HVDC networks”, en IEEE PowerTech, Eindhoven, 2015.

J. Descloux et al, “HVDC Meshed Grid: Control and Protection of a Multi-terminal HVDC System,” CIGRÉ Session Paris (Paper B4-308), pp. 10, 2012. Accesible: https://e-cigre.org/publication/ B4-308_2012-hvdc-meshed-grid-control-andprotection-of-a-multi-terminal-hvdc-system.

J. Häfner, B. Jacobson, “Proactive Hybrid HVDC Breakers-A key innovation for reliable HVDC grids”, Bologna, CIGRÉ Symposium, 2011.

M. Häusler, “Multiterminal HVDC for High Power Transmission in Europe”, en CEPEX99, Poznan Poland, 1999.

M. Heidemann et al, “A systematic study on fault currents in multiterminal HVDC grids,” in Cigré – Lund Symposium, Lund, Sweden, 2015, Accesible: http://publications.rwth-aachen.de/record/478751.

D. Jovcic, G. Tang, H. Pang, “Adopting Circuit Breakers for High-Voltage dc Networks: Appropriating the Vast Advantages of dc Transmission Grids,” IEEE Power and Energy Magazine, vol. 17, (3), pp. 82-93, 2019. DOI: 10.1109/MPE.2019.2897408.

S. Le Blond et al, “Design of protection schemes for multi-terminal HVDC systems,” Renewable and Sustainable Energy Reviews, vol. 56, pp. 965-974, 2016.

R. Li, L. Xu, “Review of DC fault protection for HVDC grids,” vol. 7, (2), 2018. DOI: 10.1002/wene.278.

W. Leterme, D. Van Hertem, “Classification of Fault Clearing Strategies for HVDC Grids” Cigré, Lund, 2015.

W. Leterme et al, “Designing for High-Voltage dc Grid Protection: Fault Clearing Strategies and Protection Algorithms,” IEEE Power and Energy Magazine, vol. 17, (3), pp. 73-81, 2019.

H. Rao, “Architecture of Nan’ao multi-terminal VSCHVDC system and its multi-functional control”, CSEE Journal of Power and Energy Systems, vol. 1, pp. 9-18, 2015.

G. Tang, G. Wang, et al., “Research on Key Technology and Equipment for Zhangbei 500 kV DC Grid”, High Voltage Engineering, 2018, Vol. 44, Issue 7, pp. 2097-2106.

Z. Zhang, X. Li, et al. “Research and Development of 160 kV Ultra-Fast Mechanical HVDC Circuit Breaker”, Dianwang Jishu/Power System Technology, vol. 41, Aug. 2017, pp 2417-2422.

Técnica Industrial, marzo 2020, 325: 62-68 | doi:10.23800/10365

Tu dirección de correo electrónico no será publicada.