Corriente continua de alto voltaje
Un sistema de transmisión de energía eléctrica de corriente continua de alto voltaje (HVDC) (también llamado autopista de energía o autopista eléctrica) ) utiliza corriente continua (CC) para la transmisión de energía eléctrica, en contraste con los sistemas de transmisión de corriente alterna (CA) más comunes.
La mayoría de los enlaces HVDC utilizan voltajes entre 100 kV y 800 kV. Sin embargo, un enlace de 1100 kV en China se completó en 2019 en una distancia de 3300 km (2100 mi) con una capacidad de potencia de 12 GW. Con esta dimensión, se hacen posibles las conexiones intercontinentales que podrían ayudar a hacer frente a las fluctuaciones de la energía eólica y fotovoltaica.
HVDC permite la transmisión de energía entre sistemas de transmisión de CA que no están sincronizados. Dado que el flujo de energía a través de un enlace HVDC puede controlarse independientemente del ángulo de fase entre la fuente y la carga, puede estabilizar una red frente a perturbaciones debidas a cambios rápidos en la energía. HVDC también permite la transferencia de energía entre sistemas de red que funcionan a diferentes frecuencias, como 50 y 60 Hz. Esto mejora la estabilidad y la economía de cada red, al permitir el intercambio de energía entre redes que antes eran incompatibles.
La forma moderna de transmisión HVDC utiliza tecnología desarrollada ampliamente en la década de 1930 en Suecia (ASEA) y en Alemania. Las primeras instalaciones comerciales incluyeron una en la Unión Soviética en 1951 entre Moscú y Kashira, y un sistema de 100 kV y 20 MW entre Gotland y Suecia continental en 1954. Antes del proyecto chino de 2019, el enlace HVDC más largo del mundo era el río Madeira. enlace en Brasil, que consta de dos bipolos de ±600 kV, 3150 MW cada uno, que conectan Porto Velho en el estado de Rondônia con el área de São Paulo con una longitud de más de 2.500 km (1.600 mi).
Transmisión de alto voltaje
El alto voltaje se utiliza para la transmisión de energía eléctrica para reducir la pérdida de energía en la resistencia de los cables. Para una cantidad dada de potencia transmitida, duplicar el voltaje entregará la misma potencia con solo la mitad de la corriente. Dado que la potencia perdida como calor en los cables es directamente proporcional al cuadrado de la corriente, duplicar el voltaje reduce las pérdidas en la línea por un factor de 4. Mientras que la potencia perdida en la transmisión también se puede reducir al disminuir la resistencia al aumentar el tamaño del conductor, los conductores más grandes son más pesados y más caros.
El alto voltaje no se puede usar fácilmente para iluminación o motores, por lo que los voltajes de nivel de transmisión deben reducirse para los equipos de uso final. Los transformadores se utilizan para cambiar los niveles de voltaje en los circuitos de transmisión de corriente alterna (CA). Los transformadores hicieron que los cambios de voltaje fueran prácticos y los generadores de CA eran más eficientes que los que usaban CC. Estas ventajas llevaron a que los primeros sistemas de transmisión de CC de bajo voltaje fueran reemplazados por sistemas de CA a principios del siglo XX.
La conversión práctica de energía entre CA y CC se hizo posible con el desarrollo de dispositivos electrónicos de potencia como válvulas de arco de mercurio y, a partir de la década de 1970, dispositivos semiconductores que incluyen tiristores, tiristores conmutados por puerta integrada (IGCT), controlados por MOS tiristores (MCT) y transistores bipolares de puerta aislada (IGBT).
Historia
Sistemas electromecánicos (Thury)
La primera transmisión de energía eléctrica a larga distancia se demostró con corriente continua en 1882 en Miesbach-Munich Power Transmission, pero solo se transmitieron 1,5 kW. El ingeniero suizo René Thury desarrolló uno de los primeros métodos de transmisión HVDC y su método fue puesto en práctica en 1889 en Italia por la empresa Acquedotto De Ferrari-Galliera. Este sistema utilizaba grupos motogeneradores conectados en serie para aumentar la tensión. Cada conjunto estaba aislado de tierra eléctrica y accionado por ejes aislados de un motor primario. La línea de transmisión fue operada en una 'corriente constante' modo, con hasta 5000 voltios en cada máquina, algunas máquinas tienen conmutadores dobles para reducir el voltaje en cada conmutador. Este sistema transmitió 630 kW a 14 kV CC en una distancia de 120 km (75 millas). El sistema Moutiers-Lyon transmitió 8600 kW de energía hidroeléctrica a una distancia de 200 km (100 millas), incluidos 10 km (6 millas) de cable subterráneo. Este sistema usó ocho generadores conectados en serie con conmutadores duales para un voltaje total de 150 kV entre los polos positivo y negativo, y operó desde c.1906 hasta 1936. Quince sistemas Thury estaban en operación en 1913. Otros sistemas Thury operando hasta 100 kV CC funcionó hasta la década de 1930, pero la maquinaria rotativa requería mucho mantenimiento y tenía una gran pérdida de energía. Durante la primera mitad del siglo XX se probaron varios otros dispositivos electromecánicos con poco éxito comercial.
Una técnica que se intentó para la conversión de corriente continua de un voltaje de transmisión alto a un voltaje de utilización más bajo fue cargar baterías conectadas en serie y luego volver a conectar las baterías en paralelo para dar servicio a las cargas de distribución. Si bien se probaron al menos dos instalaciones comerciales a principios del siglo XX, la técnica no fue generalmente útil debido a la capacidad limitada de las baterías, las dificultades para cambiar entre conexiones en serie y en paralelo, y la ineficiencia energética inherente a la carga/descarga de una batería. ciclo. (Una estación de energía de almacenamiento de batería moderna incluye transformadores e inversores para cambiar la energía de corriente alterna a formas de corriente continua en los voltajes apropiados).
Válvulas de arco de mercurio
Propuesta por primera vez en 1914, la válvula de arco de mercurio controlada por red estuvo disponible para la transmisión de energía durante el período de 1920 a 1940. A partir de 1932, General Electric probó válvulas de vapor de mercurio y una línea de transmisión de CC de 12 kV, que también sirvió para convertir la generación de 40 Hz para atender cargas de 60 Hz, en Mechanicville, Nueva York. En 1941, se diseñó un enlace de cable enterrado de 60 MW, ±200 kV, 115 km (70 millas) para la ciudad de Berlín usando válvulas de arco de mercurio (Proyecto Elbe), pero debido al colapso del gobierno alemán en 1945 el proyecto nunca se completó. La justificación nominal del proyecto era que, durante la guerra, un cable enterrado sería menos visible como objetivo de bombardeo. El equipo se trasladó a la Unión Soviética y se puso en servicio allí como el sistema HVDC Moscú-Kashira. El sistema Moscú-Kashira y la conexión de 1954 realizada por el grupo Uno Lamm en ASEA entre la parte continental de Suecia y la isla de Gotland marcaron el comienzo de la era moderna de la transmisión HVDC.
Las válvulas de arco de mercurio requieren un circuito externo para forzar la corriente a cero y así cerrar la válvula. En aplicaciones HVDC, el propio sistema de alimentación de CA proporciona los medios para conmutar la corriente a otra válvula en el convertidor. En consecuencia, los convertidores construidos con válvulas de arco de mercurio se conocen como convertidores de línea conmutada (LCC). Los LCC requieren máquinas síncronas giratorias en los sistemas de CA a los que están conectados, lo que hace imposible la transmisión de energía a una carga pasiva.
Las válvulas de arco de mercurio eran comunes en los sistemas diseñados hasta 1972; el último sistema HVDC de arco de mercurio (el sistema Nelson River Bipole 1 en Manitoba, Canadá) se puso en servicio por etapas entre 1972 y 1977. Desde entonces, todo el mercurio Los sistemas de arco se han apagado o convertido para usar dispositivos de estado sólido. El último sistema HVDC que usó válvulas de arco de mercurio fue el enlace HVDC entre islas entre las islas norte y sur de Nueva Zelanda, que las usó en uno de sus dos polos. Las válvulas de arco de mercurio se retiraron el 1 de agosto de 2012, antes de la puesta en servicio de los convertidores de tiristores de reemplazo.
Válvulas de tiristores
Desde 1977, los nuevos sistemas HVDC han utilizado solo dispositivos de estado sólido, en la mayoría de los casos, tiristores. Al igual que las válvulas de arco de mercurio, los tiristores requieren conexión a un circuito de CA externo en aplicaciones HVDC para encenderlos y apagarlos. El HVDC que utiliza tiristores también se conoce como convertidor de línea conmutada (LCC) HVDC.
El desarrollo de válvulas de tiristores para HVDC comenzó a fines de la década de 1960. El primer esquema HVDC completo basado en tiristores fue el esquema Eel River en Canadá, que fue construido por General Electric y entró en servicio en 1972.
El 15 de marzo de 1979, se activó una conexión de corriente continua basada en tiristores de 1920 MW entre Cabora Bassa y Johannesburgo (1410 km; 880 millas). El equipo de conversión fue construido en 1974 por Allgemeine Elektricitäts-Gesellschaft AG (AEG) y Brown, Boveri & Cie (BBC) y Siemens fueron socios en el proyecto. Las interrupciones del servicio de varios años fueron el resultado de una guerra civil en Mozambique. El voltaje de transmisión de ±533 kV era el más alto del mundo en ese momento.
Convertidores conmutados por condensador (CCC)
Los convertidores de línea conmutada tienen algunas limitaciones en su uso para sistemas HVDC. Esto se debe a que se requiere que el circuito de CA apague la corriente del tiristor y la necesidad de un período corto de 'retroceso' voltaje para efectuar el apagado (tiempo de apagado). Un intento de abordar estas limitaciones es el convertidor conmutado por capacitor (CCC) que se ha utilizado en una pequeña cantidad de sistemas HVDC. El CCC se diferencia de un sistema HVDC convencional en que tiene capacitores en serie insertados en las conexiones de la línea de CA, ya sea en el lado primario o secundario del transformador convertidor. Los capacitores en serie compensan parcialmente la inductancia de conmutación del convertidor y ayudan a reducir las corrientes de falla. Esto también permite utilizar un ángulo de extinción más pequeño con un convertidor/inversor, lo que reduce la necesidad de soporte de potencia reactiva.
Sin embargo, CCC sigue siendo solo una aplicación de nicho debido a la llegada de los convertidores de fuente de voltaje (VSC) que eliminan la necesidad de un tiempo de extinción (apagado).
Convertidores de fuente de voltaje (VSC)
Usados ampliamente en accionamientos de motor desde la década de 1980, los convertidores de fuente de voltaje comenzaron a aparecer en HVDC en 1997 con el proyecto experimental Hellsjön-Grängesberg en Suecia. A fines de 2011, esta tecnología había capturado una proporción significativa del mercado HVDC.
El desarrollo de transistores bipolares de puerta aislada (IGBT), tiristores de desconexión de puerta (GTO) y tiristores conmutados de puerta integrados (IGCT) ha hecho que los sistemas HVDC más pequeños sean económicos. El fabricante ABB Group llama a este concepto HVDC Light, mientras que Siemens llama a un concepto similar HVDC PLUS (Power Link Universal System) y Alstom llama a su producto basado en esta tecnología HVDC MaxSine. Han extendido el uso de HVDC a bloques tan pequeños como unas pocas decenas de megavatios y líneas aéreas tan cortas como unas pocas docenas de kilómetros. Hay varias variantes diferentes de la tecnología VSC: la mayoría de las instalaciones construidas hasta 2012 usan modulación de ancho de pulso en un circuito que es efectivamente un controlador de motor de voltaje ultra alto. Las instalaciones actuales, incluidas HVDC PLUS y HVDC MaxSine, se basan en variantes de un convertidor denominado Convertidor multinivel modular (MMC).
Los convertidores multinivel tienen la ventaja de que permiten reducir o eliminar por completo los equipos de filtrado de armónicos. A modo de comparación, los filtros de armónicos de CA de las estaciones convertidoras conmutadas por línea típicas cubren casi la mitad del área de la estación convertidora.
Con el tiempo, los sistemas convertidores de fuente de voltaje probablemente reemplazarán todos los sistemas basados en tiristores simples instalados, incluidas las aplicaciones de transmisión de energía de CC más altas.
Comparación con CA
Ventajas
Un esquema de transmisión HVDC punto a punto de larga distancia generalmente tiene un costo de inversión general más bajo y menos pérdidas que un esquema de transmisión de CA equivalente. El equipo de conversión de HVDC en las estaciones terminales es costoso, pero los costos totales de la línea de transmisión de CC en largas distancias son menores que para una línea de CA de la misma distancia. HVDC requiere menos conductor por unidad de distancia que una línea de CA, ya que no es necesario admitir tres fases y no hay efecto de piel.
Según el nivel de voltaje y los detalles de construcción, las pérdidas de transmisión HVDC se estiman en un 3,5 % por cada 1000 km (600 millas), aproximadamente un 50 % menos que las líneas de CA (6,7 %) con el mismo voltaje. Esto se debe a que la corriente continua transfiere solo potencia activa y, por lo tanto, provoca pérdidas menores que la corriente alterna, que transfiere tanto potencia activa como reactiva.
También se puede seleccionar la transmisión HVDC por otros beneficios técnicos. HVDC puede transferir energía entre redes de CA separadas. El flujo de energía HVDC entre sistemas de CA separados se puede controlar automáticamente para admitir cualquiera de las redes durante condiciones transitorias, pero sin el riesgo de que un colapso importante del sistema de energía en una red provoque un colapso en la segunda. HVDC mejora la controlabilidad del sistema, con al menos un enlace HVDC integrado en una red de CA; en el entorno desregulado, la característica de controlabilidad es particularmente útil cuando se necesita el control del comercio de energía.
Los beneficios económicos y técnicos combinados de la transmisión HVDC pueden convertirlo en una opción adecuada para conectar fuentes de electricidad que se encuentran lejos de los usuarios principales.
Las aplicaciones específicas donde la tecnología de transmisión HVDC brinda beneficios incluyen:
- Sistemas de transmisión submarina (por ejemplo, 720 km; 450 millas North Sea Link, los 580 km; Cable NorNed de 360 millas entre Noruega y Holanda, los 420 km de Italia (260 millas) Cable SAPEI entre Cerdeña y el continente, los 290 km (180 millas) Basslink entre el continente australiano y Tasmania, y los 250 km (150 millas) Baltic Alemania.
- Endpoint-to-endpoint Long-haul transmisión de energía a granel sin "taps" intermedios, generalmente para conectar una planta de generación remota a la red principal, por ejemplo el Sistema de Transmisión del Río Nelson en Canadá.
- Aumentar la capacidad de una red eléctrica existente en situaciones en las que los cables adicionales son difíciles o costosos de instalar.
- Transmisión de energía y estabilización entre las redes de AC no sincronizadas, siendo el ejemplo extremo una capacidad de transferencia de poder entre países que utilizan AC en diferentes frecuencias. Dado que dicha transferencia puede ocurrir en cualquier dirección, aumenta la estabilidad de ambas redes permitiéndoles aprovecharse mutuamente en situaciones de emergencia y fracasos.
- Estabilizar una red de energía AC predominantemente, sin aumentar los niveles de falla (actual de cortocircuito prospectivo).
- Integración de recursos renovables como el viento en la red de transmisión principal. Se han propuesto líneas generales de HVDC para proyectos de integración eólica en tierra y cables HVDC para proyectos offshore en América del Norte y Europa por razones técnicas y económicas. Las redes DC con múltiples convertidores de fuente de tensión (VSCs) son una de las soluciones técnicas para unir energía eólica offshore y transmitirla a centros de carga ubicados lejos en tierra.
Sistemas de cables
Los cables de alto voltaje subterráneos o submarinos largos tienen una capacitancia eléctrica alta en comparación con las líneas de transmisión aéreas, ya que los conductores vivos dentro del cable están rodeados por una capa relativamente delgada de aislamiento (el dieléctrico) y una cubierta de metal. La geometría es la de un condensador coaxial largo. La capacitancia total aumenta con la longitud del cable. Esta capacitancia está en un circuito paralelo con la carga. Cuando se usa corriente alterna para la transmisión por cable, debe fluir corriente adicional en el cable para cargar esta capacitancia del cable. Este flujo de corriente adicional provoca una pérdida de energía adicional a través de la disipación de calor en los conductores del cable, elevando su temperatura. También se producen pérdidas de energía adicionales como resultado de pérdidas dieléctricas en el aislamiento del cable.
Sin embargo, si se usa corriente continua, la capacitancia del cable se carga solo cuando el cable se energiza por primera vez o si cambia el nivel de voltaje; no se requiere corriente adicional. Para un cable de CA lo suficientemente largo, se necesitaría toda la capacidad de conducción de corriente del conductor para suministrar solo la corriente de carga. Este problema de capacitancia del cable limita la longitud y la capacidad de transmisión de energía de los cables de alimentación de CA. Los cables alimentados por CC están limitados únicamente por su aumento de temperatura y la ley de Ohm. Aunque parte de la corriente de fuga fluye a través del aislante dieléctrico, esta es pequeña en comparación con la corriente nominal del cable.
Sistemas de líneas aéreas
El efecto capacitivo de los cables subterráneos o submarinos largos en las aplicaciones de transmisión de CA también se aplica a las líneas aéreas de CA, aunque en mucha menor medida. Sin embargo, para una línea de transmisión aérea de CA larga, la corriente que fluye solo para cargar la capacitancia de la línea puede ser significativa y esto reduce la capacidad de la línea para transportar corriente útil a la carga en el extremo remoto. Otro factor que reduce la capacidad de transporte de corriente útil de las líneas de CA es el efecto piel, que provoca una distribución no uniforme de la corriente sobre el área de la sección transversal del conductor. Los conductores de líneas de transmisión que operan con corriente continua no sufren ninguna restricción. Por lo tanto, para las mismas pérdidas de conductor (o efecto de calentamiento), un conductor dado puede transportar más energía a la carga cuando opera con HVDC que con AC.
Finalmente, según las condiciones ambientales y el rendimiento del aislamiento de la línea aérea que funciona con HVDC, es posible que una línea de transmisión determinada funcione con una tensión HVDC constante que sea aproximadamente la misma que la tensión de CA máxima para la que se encuentra. está diseñado y aislado. La potencia suministrada en un sistema de CA se define por la raíz cuadrada media (RMS) de un voltaje de CA, pero el RMS es solo alrededor del 71 % del voltaje máximo. Por lo tanto, si la línea HVDC puede operar continuamente con un voltaje HVDC que es el mismo que el voltaje pico de la línea equivalente de CA, entonces para una corriente dada (donde la corriente HVDC es la misma que la corriente RMS en la línea CA), el la capacidad de transmisión de energía cuando se opera con HVDC es aproximadamente un 40 % mayor que la capacidad cuando se opera con CA.
Conexiones asíncronas
Debido a que HVDC permite la transmisión de energía entre sistemas de distribución de CA no sincronizados, puede ayudar a aumentar la estabilidad del sistema al evitar que las fallas en cascada se propaguen de una parte de una red de transmisión de energía más amplia a otra. Los cambios en la carga que causarían que partes de una red de CA se desincronicen y se separen, no afectarían de manera similar a un enlace de CC, y el flujo de energía a través del enlace de CC tendería a estabilizar la red de CA. La magnitud y la dirección del flujo de energía a través de un enlace de CC se pueden controlar directamente y cambiar según sea necesario para admitir las redes de CA en cualquier extremo del enlace de CC. Esto ha provocado que muchos operadores de sistemas de energía consideren un uso más amplio de la tecnología HVDC solo por sus beneficios de estabilidad.
Desventajas
Las desventajas de HVDC están en la conversión, conmutación, control, disponibilidad y mantenimiento.
HVDC es menos confiable y tiene menor disponibilidad que los sistemas de corriente alterna (CA), principalmente debido al equipo de conversión adicional. Los sistemas unipolares tienen una disponibilidad de alrededor del 98,5%, con alrededor de un tercio del tiempo de inactividad no programado debido a fallas. Los sistemas bipolares tolerantes a fallas brindan alta disponibilidad para el 50 % de la capacidad del enlace, pero la disponibilidad de la capacidad total es de alrededor del 97 % al 98 %.
Las estaciones convertidoras necesarias son caras y tienen una capacidad de sobrecarga limitada. A distancias de transmisión más pequeñas, las pérdidas en las estaciones convertidoras pueden ser mayores que en una línea de transmisión de CA para la misma distancia. El costo de los convertidores no puede compensarse con reducciones en el costo de construcción de la línea y menores pérdidas en la línea.
El funcionamiento de un esquema HVDC requiere el mantenimiento de muchas piezas de repuesto, a menudo exclusivamente para un sistema, ya que los sistemas HVDC están menos estandarizados que los sistemas de CA y la tecnología cambia más rápidamente.
A diferencia de los sistemas de CA, la realización de sistemas de múltiples terminales es compleja (especialmente con convertidores de línea conmutada), al igual que la expansión de esquemas existentes a sistemas de múltiples terminales. El control del flujo de energía en un sistema de CC de terminales múltiples requiere una buena comunicación entre todos los terminales; el flujo de energía debe ser regulado activamente por el sistema de control del convertidor en lugar de depender de las propiedades inherentes de impedancia y ángulo de fase de una línea de transmisión de CA. Los sistemas multiterminal son raros. A partir de 2012, solo dos están en servicio: la transmisión Hydro Québec - Nueva Inglaterra entre Radisson, Sandy Pond y Nicolet y el enlace Cerdeña-Italia continental que se modificó en 1989 para proporcionar energía también a la isla de Córcega.
Disyuntor de CC de alto voltaje
Los disyuntores de HVDC son difíciles de construir debido a la formación de arcos: bajo CA, el voltaje se invierte y, al hacerlo, cruza los cero voltios, docenas de veces por segundo. Un arco de CA se "autoextinguirá" en uno de estos puntos de cruce por cero, porque no puede haber un arco donde no hay diferencia de potencial. La CC nunca cruzará los cero voltios y nunca se autoextinguirá, por lo que la distancia y la duración del arco es mucho mayor con CC que con el mismo voltaje de CA. Esto significa que se debe incluir algún mecanismo en el interruptor automático para forzar la corriente a cero y extinguir el arco; de lo contrario, el arco y el desgaste de los contactos serían demasiado grandes para permitir una conmutación confiable.
En noviembre de 2012, ABB anunció el desarrollo del primer disyuntor HVDC ultrarrápido del mundo. Los disyuntores mecánicos son demasiado lentos para su uso en redes HVDC, aunque se han utilizado durante años en otras aplicaciones. Por el contrario, los interruptores de semiconductores son lo suficientemente rápidos pero tienen una alta resistencia al conducir, desperdiciando energía y generando calor en funcionamiento normal. El interruptor ABB combina interruptores de semiconductores y mecánicos para producir un "interruptor híbrido" con un tiempo de interrupción rápido y una baja resistencia en funcionamiento normal.
Costos
Por lo general, los proveedores de sistemas HVDC, como GE Vernova, Siemens y ABB, no especifican los detalles de costos de proyectos particulares. Puede ser considerado un asunto comercial entre el proveedor y el cliente.
Los costos varían ampliamente según las características específicas del proyecto (como la potencia nominal, la longitud del circuito, la ruta aérea frente a la cableada, los costos del terreno, la sismología del sitio y las mejoras de la red de CA requeridas en cualquiera de las terminales). Es posible que se requiera una comparación detallada de los costos de transmisión de CC frente a CA en situaciones en las que no existe una ventaja técnica clara para la CC y el razonamiento económico es el único que impulsa la selección.
Sin embargo, algunos profesionales han proporcionado cierta información:
Para un enlace de 8 GW 40 km (25 millas) establecido en el Canal Inglés, los siguientes son gastos de equipo primario aproximados para un enlace HVDC bipolar de 2000 MW 500 kV convencional (excluir trabajos de liberación de caminos, refuerzos en tierra, consentimiento, ingeniería, seguros, etc.)
- Estaciones de conversión ~110M€ (~120M o $173.7M)
- Cable de subsea + instalación ~£1M/km (£1.6m/mile) (~ €1.2M o ~$1.6M/km; €2m o $2.5m/mile)
Así que para una capacidad de 8 GW entre Gran Bretaña y Francia en cuatro enlaces, poco queda de £750M para las obras instaladas. Añadir otro £200–300M para las otras obras dependiendo de las obras adicionales en tierra requeridas.
Un anuncio de abril de 2010 para una línea de 2000 MW y 64 km (40 millas) entre España y Francia se estima en 700 millones de euros. Esto incluye el costo de un túnel a través de los Pirineos.
Proceso de conversión
Convertidor
En el corazón de una estación convertidora HVDC, el equipo que realiza la conversión entre CA y CC se denomina convertidor. Casi todos los convertidores HVDC son intrínsecamente capaces de convertir de CA a CC (rectificación) y de CC a CA (inversión), aunque en muchos sistemas HVDC, el sistema como un todo está optimizado para el flujo de potencia en una sola dirección. Independientemente de cómo esté diseñado el convertidor en sí, la estación que está operando (en un momento dado) con flujo de energía de CA a CC se denomina rectificador y la estación que está operando con flujo de energía de CC a CA se conoce como el inversor.
Los primeros sistemas HVDC usaban conversión electromecánica (el sistema Thury), pero todos los sistemas HVDC construidos desde la década de 1940 han usado convertidores electrónicos (estáticos). Los convertidores electrónicos para HVDC se dividen en dos categorías principales:
- Conversores conmutados por línea (LCC)
- Convertidores de fuentes de tensión, o convertidores de fuentes actuales.
Convertidores conmutados por línea
La mayoría de los sistemas HVDC en funcionamiento en la actualidad se basan en convertidores conmutados por línea.
La configuración básica de LCC utiliza un puente rectificador trifásico o puente de seis pulsos, que contiene seis interruptores electrónicos, cada uno de los cuales conecta una de las tres fases a uno de los dos rieles de CC. Un elemento de conmutación completo suele denominarse válvula, independientemente de su construcción. Sin embargo, con un cambio de fase solo cada 60°, se produce una distorsión armónica considerable en los terminales de CC y CA cuando se utiliza esta disposición.
Una mejora de este arreglo utiliza 12 válvulas en un puente de doce pulsos. La CA se divide en dos suministros trifásicos separados antes de la transformación. Luego, uno de los conjuntos de suministros se configura para tener un secundario en estrella (estrella), el otro un secundario en triángulo, estableciendo una diferencia de fase de 30° entre los dos conjuntos de tres fases. Con doce válvulas que conectan cada uno de los dos conjuntos de tres fases a los dos rieles de CC, hay un cambio de fase cada 30° y los armónicos se reducen considerablemente. Por esta razón, el sistema de doce pulsos se ha convertido en estándar en la mayoría de los sistemas HVDC de convertidor de línea conmutada construidos desde la década de 1970.
Con los convertidores de línea conmutada, el convertidor tiene solo un grado de libertad: el ángulo de disparo, que representa el tiempo de retraso entre el voltaje en una válvula que se vuelve positivo (en cuyo punto la válvula comenzaría a conducta si fuera de diodos) y los tiristores encendidos. El voltaje de salida de CC del convertidor se vuelve cada vez menos positivo a medida que aumenta el ángulo de disparo: los ángulos de disparo de hasta 90° corresponden a la rectificación y dan como resultado voltajes de CC positivos, mientras que los ángulos de disparo superiores a 90° corresponden a la inversión y dan como resultado voltajes de CC negativos.. El límite superior práctico para el ángulo de disparo es de aproximadamente 150 a 160° porque, por encima de este valor, la válvula tendría un tiempo de cierre insuficiente.
Los primeros sistemas LCC usaban válvulas de arco de mercurio, que eran resistentes pero requerían mucho mantenimiento. Debido a esto, muchos sistemas HVDC de arco de mercurio se construyeron con interruptores de derivación en cada puente de seis pulsos para que el esquema HVDC pudiera funcionar en modo de seis pulsos durante cortos períodos de mantenimiento. El último sistema de arco de mercurio se cerró en 2012.
La válvula de tiristor se usó por primera vez en sistemas HVDC en 1972. El tiristor es un dispositivo semiconductor de estado sólido similar al diodo, pero con un terminal de control adicional que se usa para encender el dispositivo en un instante particular durante la CA ciclo. Debido a que los voltajes en los sistemas HVDC, hasta 800 kV en algunos casos, superan con creces los voltajes de ruptura de los tiristores utilizados, las válvulas de tiristores HVDC se construyen utilizando una gran cantidad de tiristores en serie. Los componentes pasivos adicionales, como los condensadores de clasificación y las resistencias, deben conectarse en paralelo con cada tiristor para garantizar que el voltaje a través de la válvula se comparta uniformemente entre los tiristores. El tiristor más sus circuitos de clasificación y otros equipos auxiliares se conocen como nivel de tiristor.
Cada válvula de tiristor normalmente contendrá decenas o cientos de niveles de tiristor, cada uno operando a un potencial diferente (alto) con respecto a tierra. Por lo tanto, la información de comando para encender los tiristores no puede enviarse simplemente mediante una conexión por cable, debe aislarse. El método de aislamiento puede ser magnético pero generalmente es óptico. Se utilizan dos métodos ópticos: disparo óptico indirecto y directo. En el método de disparo óptico indirecto, la electrónica de control de bajo voltaje envía pulsos de luz a lo largo de las fibras ópticas a la electrónica de control del lado alto, que obtiene su energía del voltaje a través de cada tiristor. El método de disparo óptico directo alternativo prescinde de la mayoría de los componentes electrónicos del lado alto y, en su lugar, utiliza pulsos de luz de los componentes electrónicos de control para cambiar los tiristores activados por luz (LTT), aunque es posible que aún se requiera una pequeña unidad de control electrónico para proteger la válvula.
En un convertidor de línea conmutada, la corriente CC (por lo general) no puede cambiar de dirección; fluye a través de una gran inductancia y puede considerarse casi constante. En el lado de CA, el convertidor se comporta aproximadamente como una fuente de corriente, inyectando tanto corriente de frecuencia de red como armónica en la red de CA. Por este motivo, un convertidor de línea conmutada para HVDC también se considera un inversor de fuente de corriente.
Convertidores alimentados por tensión
Debido a que los tiristores solo se pueden encender (no apagar) mediante una acción de control, el sistema de control solo tiene un grado de libertad: cuándo encender el tiristor. Esta es una limitación importante en algunas circunstancias.
Con algunos otros tipos de dispositivos semiconductores, como el transistor bipolar de puerta aislada (IGBT), se pueden controlar tanto el encendido como el apagado, lo que brinda un segundo grado de libertad. Como resultado, se pueden usar para hacer convertidores autoconmutados. En tales convertidores, la polaridad eléctrica del voltaje de CC generalmente es fija y el voltaje de CC, al ser suavizado por una gran capacitancia, puede considerarse constante. Por esta razón, un convertidor HVDC que utiliza IGBT generalmente se denomina convertidor de fuente de voltaje. La capacidad de control adicional brinda muchas ventajas, en particular la capacidad de encender y apagar los IGBT muchas veces por ciclo para mejorar el rendimiento armónico. Al ser autoconmutado, el convertidor ya no depende de máquinas síncronas en el sistema de CA para su funcionamiento. Por lo tanto, un convertidor de fuente de voltaje puede suministrar energía a una red de CA que consta solo de cargas pasivas, algo que es imposible con LCC HVDC.
Los sistemas HVDC basados en convertidores de fuente de voltaje normalmente usan la conexión de seis pulsos porque el convertidor produce mucha menos distorsión armónica que un LCC comparable y la conexión de doce pulsos es innecesaria.
La mayoría de los sistemas VSC HVDC construidos hasta 2012 se basaban en el convertidor de dos niveles, que se puede considerar como un puente de seis pulsos en el que los tiristores han sido reemplazados por IGBT con paralelo inverso. diodos, y los reactores de filtrado de CC han sido reemplazados por condensadores de filtrado de CC. Dichos convertidores derivan su nombre de los dos niveles de voltaje discretos en la salida de CA de cada fase que corresponden a los potenciales eléctricos de los terminales de CC positivo y negativo. La modulación de ancho de pulso (PWM) se usa generalmente para mejorar la distorsión armónica del convertidor.
Algunos sistemas HVDC se han construido con convertidores de tres niveles, pero hoy en día la mayoría de los nuevos sistemas VSC HVDC se están construyendo con alguna forma de convertidor multinivel, más comúnmente el convertidor multinivel modular (MMC), en el que cada válvula consta de una serie de submódulos convertidores independientes, cada uno de los cuales contiene su propio condensador de almacenamiento. Los IGBT en cada submódulo desvían el capacitor o lo conectan al circuito, lo que permite que la válvula sintetice un voltaje escalonado con niveles muy bajos de distorsión armónica.
Transformadores convertidores
En el lado de CA de cada convertidor, un banco de transformadores, a menudo tres transformadores monofásicos separados físicamente, aíslan la estación del suministro de CA, para proporcionar una conexión a tierra local y garantizar el voltaje de CC final correcto. La salida de estos transformadores se conecta luego al convertidor.
Los transformadores convertidores para esquemas LCC HVDC son bastante especializados debido a los altos niveles de corrientes armónicas que fluyen a través de ellos y porque el aislamiento del devanado secundario experimenta un voltaje de CC permanente, lo que afecta el diseño de la estructura aislante (el lado de la válvula requiere más aislamiento sólido) dentro del tanque. En los sistemas LCC, los transformadores también deben proporcionar el cambio de fase de 30° necesario para la cancelación de armónicos.
Los transformadores convertidores para sistemas VSC HVDC suelen tener un diseño más simple y convencional que los de los sistemas LCC HVDC.
Potencia reactiva
Un gran inconveniente de los sistemas HVDC que utilizan convertidores conmutados por línea es que los convertidores consumen potencia reactiva de forma inherente. La corriente CA que fluye hacia el convertidor desde el sistema CA va a la zaga de la tensión CA, de modo que, independientemente de la dirección del flujo de potencia activa, el convertidor siempre absorbe potencia reactiva, comportándose de la misma manera que un reactor en derivación. La potencia reactiva absorbida es de al menos 0,5 Mvar/MW en condiciones ideales y puede ser superior cuando el convertidor funciona con un ángulo de disparo o de extinción superior al habitual, o con un voltaje de CC reducido.
Aunque en las estaciones convertidoras de HVDC conectadas directamente a las centrales eléctricas, parte de la potencia reactiva puede ser proporcionada por los propios generadores, en la mayoría de los casos, la potencia reactiva consumida por el convertidor debe ser proporcionada por bancos de condensadores de derivación conectados en los terminales de CA de el convertidor Los capacitores de derivación generalmente se conectan directamente al voltaje de la red, pero en algunos casos se pueden conectar a un voltaje más bajo a través de un devanado terciario en el transformador convertidor.
Dado que la potencia reactiva consumida depende de la potencia activa que se transmite, los condensadores de derivación generalmente deben subdividirse en una serie de bancos conmutables (normalmente cuatro por convertidor) para evitar que se genere un exceso de potencia reactiva a baja transmisión. poder.
Los condensadores de derivación casi siempre están provistos de reactores de sintonización y, cuando sea necesario, resistencias de amortiguación para que puedan desempeñar un papel doble como filtros de armónicos.
Los convertidores de fuente de voltaje, por otro lado, pueden producir o consumir energía reactiva según demanda, con el resultado de que, por lo general, no se necesitan condensadores de derivación separados (aparte de los necesarios únicamente para el filtrado).
Armónicos y filtrado
Todos los convertidores electrónicos de potencia generan algún grado de distorsión armónica en los sistemas de CA y CC a los que están conectados, y los convertidores HVDC no son una excepción.
Con el convertidor multinivel modular (MMC) recientemente desarrollado, los niveles de distorsión armónica pueden ser prácticamente insignificantes, pero con los convertidores de línea conmutada y los tipos más simples de convertidores de fuente de voltaje, se puede producir una distorsión armónica considerable tanto en la CA como en la CC. lados del convertidor. Como resultado, casi siempre se requieren filtros de armónicos en los terminales de CA de dichos convertidores, y en los esquemas de transmisión HVDC que usan líneas aéreas, también se pueden requerir en el lado de CC.
Filtros para convertidores conmutados por línea
El componente básico de un convertidor HVDC conmutado por línea es el puente de seis pulsos. Esta disposición produce niveles muy altos de distorsión armónica al actuar como una fuente de corriente que inyecta corrientes armónicas de orden 6n±1 en el sistema de CA y genera voltajes armónicos de orden 6n superpuestos al voltaje de CC.
Es muy costoso proporcionar filtros armónicos capaces de suprimir dichos armónicos, por lo que una variante conocida como puente de doce pulsos (que consiste en dos puentes de seis pulsos en serie con un cambio de fase de 30° entre ellos) se utiliza casi siempre. Con la disposición de doce pulsos, todavía se producen armónicos, pero solo en órdenes de 12n±1 en el lado de CA y 12n en el lado de CC. La tarea de suprimir tales armónicos sigue siendo un desafío, pero manejable.
Los convertidores de línea conmutada para HVDC generalmente se proporcionan con combinaciones de filtros de armónicos diseñados para manejar los armónicos 11 y 13 en el lado de CA y el armónico 12 en el lado de CC. A veces, se pueden proporcionar filtros de paso alto para tratar con 23, 25, 35, 37... en el lado de CA y 24, 36... en el lado de CC. A veces, es posible que los filtros de CA también necesiten proporcionar amortiguación en armónicos no característicos de orden inferior, como el tercer o el quinto armónico.
La tarea de diseñar filtros de armónicos de CA para estaciones convertidoras de HVDC es compleja y computacionalmente intensiva, ya que además de garantizar que el convertidor no produzca un nivel inaceptable de distorsión de voltaje en el sistema de CA, se debe asegurar que los filtros de armónicos no resuene con algún componente en otra parte del sistema de CA. Se necesita un conocimiento detallado de la impedancia armónica del sistema de CA, en una amplia gama de frecuencias, para diseñar los filtros de CA.
Los filtros de CC solo se requieren para los sistemas de transmisión HVDC que involucran líneas aéreas. La distorsión de voltaje no es un problema en sí mismo, ya que los consumidores no se conectan directamente a los terminales de CC del sistema, por lo que el principal criterio de diseño de los filtros de CC es garantizar que las corrientes armónicas que fluyen en las líneas de CC no induzcan interferencia. en líneas telefónicas abiertas cercanas. Con el auge de los sistemas de telecomunicaciones móviles digitales, que son mucho menos susceptibles a las interferencias, los filtros de CC se están volviendo menos importantes para los sistemas HVDC.
Filtros para convertidores de tensión
Algunos tipos de convertidores de fuente de voltaje pueden producir niveles tan bajos de distorsión armónica que no se requiere ningún filtro. Sin embargo, los tipos de convertidores, como el convertidor de dos niveles, que se utilizan con modulación de ancho de pulso (PWM), aún requieren cierto filtrado, aunque menos que en los sistemas de convertidores conmutados en línea.
Con tales convertidores, el espectro armónico generalmente se desplaza a frecuencias más altas que con los convertidores de línea conmutada. Esto generalmente permite que el equipo de filtrado sea más pequeño. Las frecuencias armónicas dominantes son bandas laterales de la frecuencia PWM y múltiplos de la misma. En las aplicaciones HVDC, la frecuencia PWM suele estar entre 1 y 2 kHz.
Configuraciones
Monopolo
En una configuración monopolar, uno de los terminales del rectificador está conectado a tierra. El otro terminal, de alto voltaje con respecto a tierra, está conectado a una línea de transmisión. El terminal puesto a tierra puede conectarse a la conexión correspondiente en la estación inversora por medio de un segundo conductor.
Si no se instala un conductor de retorno metálico, la corriente fluye en la tierra (o el agua) entre dos electrodos. Esta disposición es un tipo de sistema de retorno a tierra de un solo cable.
Los electrodos suelen estar ubicados a unas decenas de kilómetros de las estaciones y se conectan a las estaciones a través de una línea de electrodos de media tensión. El diseño de los electrodos en sí depende de si están ubicados en tierra, en la costa o en el mar. Para la configuración monopolar con retorno a tierra, el flujo de corriente a tierra es unidireccional, lo que significa que el diseño de uno de los electrodos (el cátodo) puede ser relativamente sencillo, aunque el diseño del electrodo anódico es bastante complejo.
Para la transmisión a larga distancia, el retorno a tierra puede ser considerablemente más económico que las alternativas que utilizan un conductor neutro dedicado, pero puede generar problemas como:
- Corrosión electroquímica de objetos metálicos enterrados largos como tuberías
- Los electrodos subacuáticos de retorno de tierra en el agua marina pueden producir cloro o afectar de otro modo la química del agua.
- Un camino de corriente desequilibrado puede resultar en un campo magnético neto, que puede afectar las brújulas magnéticas de navegación de los barcos que pasan por un cable submarino.
Estos efectos se pueden eliminar con la instalación de un conductor de retorno metálico entre los dos extremos de la línea de transmisión monopolar. Dado que un terminal de los convertidores está conectado a tierra, no es necesario aislar el conductor de retorno para la tensión de transmisión total, lo que lo hace menos costoso que el conductor de alta tensión. La decisión de utilizar o no un conductor de retorno metálico se basa en factores económicos, técnicos y ambientales.
Los sistemas monopolares modernos para líneas aéreas puras transportan normalmente 1,5 GW. Si se utilizan cables subterráneos o submarinos, el valor típico es de 600 MW.
La mayoría de los sistemas monopolares están diseñados para una futura expansión bipolar. Las torres de líneas de transmisión pueden diseñarse para transportar dos conductores, incluso si inicialmente solo se usa uno para el sistema de transmisión monopolar. El segundo conductor no se usa, se usa como línea de electrodos o se conecta en paralelo con el otro (como en el caso de Baltic Cable).
Monopolo simétrico
Una alternativa es usar dos conductores de alto voltaje, que operen a aproximadamente la mitad del voltaje de CC, con un solo convertidor en cada extremo. En esta disposición, conocida como monopolo simétrico, los convertidores están conectados a tierra solo a través de una alta impedancia y no hay corriente de tierra. La disposición de monopolo simétrico es poco común con los convertidores de línea conmutada (el interconector NorNed es un ejemplo raro), pero es muy común con los convertidores de fuente de voltaje cuando se usan cables.
Bipolaridad
En la transmisión bipolar se utiliza un par de conductores, cada uno con un alto potencial con respecto a tierra, en polaridad opuesta. Dado que estos conductores deben estar aislados para el voltaje completo, el costo de la línea de transmisión es más alto que un monopolo con un conductor de retorno. Sin embargo, hay una serie de ventajas en la transmisión bipolar que pueden convertirla en una opción atractiva.
- Bajo carga normal, flujos insignificantes de corriente terrestre, como en el caso de transmisión monopolar con un retorno metálico de tierra. Esto reduce la pérdida de retorno de la tierra y los efectos ambientales.
- Cuando una falla se desarrolla en una línea, con electrodos de retorno de tierra instalados en cada extremo de la línea, aproximadamente la mitad de la potencia nominal puede seguir fluyendo usando la tierra como un camino de retorno, operando en modo monopolar.
- Dado que para un determinado nivel de potencia total cada conductor de una línea bipolar lleva sólo la mitad de la corriente de líneas monopolares, el costo del segundo conductor se reduce en comparación con una línea monopolar de la misma calificación.
- En terrenos muy adversos, el segundo conductor puede ser llevado en un conjunto independiente de torres de transmisión, de modo que se pueda seguir transmitiendo algún poder incluso si se daña una línea.
También se puede instalar un sistema bipolar con conductor de retorno a tierra metálico.
Los sistemas bipolares pueden transportar hasta 4 GW a voltajes de ±660 kV con un solo convertidor por polo, como en el proyecto Ningdong-Shandong en China. Con una potencia nominal de 2000 MW por convertidor de doce pulsos, los convertidores de ese proyecto eran (en 2010) los convertidores HVDC más potentes jamás construidos. Se pueden lograr potencias aún mayores conectando dos o más convertidores de doce pulsos en serie en cada polo, como se usa en el proyecto de ±800 kV Xiangjiaba–Shanghai en China, que usa dos puentes convertidores de doce pulsos en cada polo, cada uno clasificado a 400 kV CC y 1.600 MW.
Las instalaciones de cable submarino puestas en servicio inicialmente como monopolo pueden actualizarse con cables adicionales y operarse como bipolo.
Se puede implementar un esquema bipolar para que se pueda cambiar la polaridad de uno o ambos polos. Esto permite la operación como dos monopolos paralelos. Si falla un conductor, la transmisión aún puede continuar a capacidad reducida. Las pérdidas pueden aumentar si los electrodos y las líneas de tierra no están diseñados para la corriente adicional en este modo. Para reducir las pérdidas en este caso, se pueden instalar estaciones de conmutación intermedias, en las que se pueden desconectar o paralelizar segmentos de línea. Esto se hizo en Inga–Shaba HVDC.
Espalda contra espalda
Una estación back-to-back (o B2B para abreviar) es una planta en la que ambos convertidores se encuentran en la misma área, generalmente en el mismo edificio. La longitud de la línea de corriente continua se mantiene lo más corta posible. Las estaciones HVDC adosadas se utilizan para
- acoplamiento de redes eléctricas de diferentes frecuencias (como en Japón y Sudamérica; y el interconexor GCC entre UAE (50 Hz) y Arabia Saudita (60 Hz) completado en 2009)
- Acoplando dos redes de la misma frecuencia nominal pero sin relación de fase fija (hasta 1995/96 en Etzenricht, Dürnrohr, Viena, y el esquema Vyborg HVDC).
- diferente frecuencia y número de fase (por ejemplo, como reemplazo de las plantas de convertidor de corriente de tracción)
La tensión de CC en el circuito intermedio se puede seleccionar libremente en estaciones HVDC adosadas debido a la corta longitud del conductor. El voltaje de CC generalmente se selecciona para que sea lo más bajo posible, para construir una pequeña sala de válvulas y reducir la cantidad de tiristores conectados en serie en cada válvula. Por este motivo, en estaciones HVDC contiguas, se utilizan válvulas con la clasificación de corriente más alta disponible (en algunos casos, hasta 4500 A).
Sistemas multiterminal
La configuración más común de un enlace HVDC consta de dos estaciones convertidoras conectadas por una línea eléctrica aérea o un cable submarino.
Los enlaces HVDC multiterminal, que conectan más de dos puntos, son raros. La configuración de múltiples terminales puede ser en serie, en paralelo o híbrida (una mezcla de serie y paralelo). La configuración en paralelo tiende a usarse para estaciones de gran capacidad y en serie para estaciones de menor capacidad. Un ejemplo es el sistema de transmisión Quebec - Nueva Inglaterra de 2000 MW inaugurado en 1992, que actualmente es el sistema HVDC multiterminal más grande del mundo.
Los sistemas de múltiples terminales son difíciles de realizar utilizando convertidores de línea conmutada porque las inversiones de energía se efectúan al invertir la polaridad del voltaje de CC, lo que afecta a todos los convertidores conectados al sistema. Con los convertidores de fuente de voltaje, la inversión de potencia se logra al invertir la dirección de la corriente, lo que hace que los sistemas de terminales múltiples conectados en paralelo sean mucho más fáciles de controlar. Por esta razón, se espera que los sistemas multiterminal se vuelvan mucho más comunes en un futuro cercano.
China está ampliando su red para mantenerse al día con el aumento de la demanda de energía, al mismo tiempo que aborda objetivos medioambientales. China Southern Power Grid inició un proyecto piloto VSC HVDC de tres terminales en 2011. El proyecto ha diseñado clasificaciones de ±160 kV/200 MW-100 MW-50 MW y se utilizará para llevar la energía eólica generada en la isla de Nanao a la parte continental de Guangdong. red a través de 32 km (20 millas) de combinación de cables terrestres HVDC, cables marítimos y líneas aéreas. Este proyecto fue puesto en operación el 19 de diciembre de 2013.
En India, la puesta en servicio del proyecto multiterminal North-East Agra está prevista para 2015-2017. Tiene una capacidad nominal de 6000 MW y transmite energía en una línea bipolar de ±800 kV desde dos estaciones convertidoras, en Biswanath Chariali y Alipurduar, en el este, hasta un convertidor en Agra, a una distancia de 1728 km (1074 millas).
Otros arreglos
Cross-Skagerrak consistía desde 1993 en 3 polos, de los cuales 2 se conectaban en paralelo y el tercero usaba una polaridad opuesta con un voltaje de transmisión más alto. Esta configuración finalizó en 2014 cuando se reconstruyeron nuevamente los polos 1 y 2 para trabajar en bipolo y el polo 3 (LCC) trabaja en bipolo con un nuevo polo 4 (VSC). Esta es la primera transmisión HVDC donde los polos LCC y VSC cooperan en un bipolo.
Un arreglo similar fue el HVDC Inter-Island en Nueva Zelanda después de una actualización de capacidad en 1992, en el que los dos convertidores originales (que usaban válvulas de arco de mercurio) estaban conectados en paralelo alimentando el mismo polo y un tercero nuevo (tiristor) convertidor instalado con polaridad opuesta y mayor voltaje de operación. Esta configuración finalizó en 2012 cuando los dos convertidores antiguos fueron reemplazados por un único convertidor de tiristores nuevo.
Un esquema patentado en 2004 está destinado a la conversión de líneas de transmisión de CA existentes a HVDC. Dos de los tres conductores del circuito funcionan como un bipolar. El tercer conductor se utiliza como un monopolo paralelo, equipado con válvulas inversoras (o válvulas paralelas conectadas en polaridad inversa). Esto permite que los conductores bipolares transporten corrientes más pesadas y el uso completo del tercer conductor instalado para la transmisión de energía. Se pueden hacer circular altas corrientes a través de los conductores de línea incluso cuando la demanda de carga es baja, para eliminar el hielo. A partir de 2012, no hay conversiones tripolares en funcionamiento, aunque una línea de transmisión en India se convirtió a HVDC bipolar (HVDC Sileru-Barsoor).
Corona de descarga
La descarga de corona es la creación de iones en un fluido (como el aire) por la presencia de un fuerte campo eléctrico. Los electrones son arrancados del aire neutro y los iones positivos o los electrones son atraídos por el conductor, mientras que las partículas cargadas se desplazan. Este efecto puede causar una pérdida de energía considerable, crear interferencias audibles y de radiofrecuencia, generar compuestos tóxicos como óxidos de nitrógeno y ozono, y producir arcos.
Tanto las líneas de transmisión de CA como las de CC pueden generar coronas, en el primer caso en forma de partículas oscilantes, en el segundo un viento constante. Debido a la carga espacial formada alrededor de los conductores, un sistema HVDC puede tener aproximadamente la mitad de la pérdida por unidad de longitud de un sistema de CA de alto voltaje que transporta la misma cantidad de energía. Con la transmisión monopolar, la elección de la polaridad del conductor energizado conduce a cierto grado de control sobre la descarga de corona. En particular, se puede controlar la polaridad de los iones emitidos, lo que puede tener un impacto ambiental en la creación de ozono. Las coronas negativas generan considerablemente más ozono que las coronas positivas, y lo generan más lejos a favor del viento de la línea eléctrica, creando el potencial para efectos en la salud. El uso de un voltaje positivo reducirá los impactos sobre el ozono de las líneas eléctricas monopolares HVDC.
Aplicaciones
Resumen
La controlabilidad de un flujo de corriente a través de rectificadores e inversores HVDC, su aplicación en la conexión de redes no sincronizadas y sus aplicaciones en cables submarinos eficientes significan que los interconectores HVDC a menudo se usan en fronteras nacionales o regionales para el intercambio de energía (en el norte Estados Unidos, las conexiones HVDC dividen gran parte de Canadá y los Estados Unidos en varias regiones eléctricas que cruzan las fronteras nacionales, aunque el propósito de estas conexiones sigue siendo conectar redes de CA no sincronizadas entre sí). Los parques eólicos marinos también requieren cables submarinos y sus turbinas no están sincronizadas. En conexiones de muy larga distancia entre dos ubicaciones, como la transmisión de energía desde una gran planta de energía hidroeléctrica en un sitio remoto a un área urbana, los sistemas de transmisión HVDC pueden usarse apropiadamente; se han construido varios esquemas de este tipo. Para los interconectores a Siberia, Canadá, India y el norte de Escandinavia, los costos de línea reducidos de HVDC también lo hacen aplicable, consulte la Lista de proyectos HVDC. Otras aplicaciones se indican a lo largo de este artículo.
Interconectores de red AC
Las líneas de transmisión de CA pueden interconectarse solo con redes de CA sincronizadas con la misma frecuencia con límites en la diferencia de fase permitida entre los dos extremos de la línea. Muchas áreas que desean compartir el poder tienen redes no sincronizadas. Las redes eléctricas del Reino Unido, el norte de Europa y Europa continental no están unidas en una única red sincronizada. Japón tiene redes de 50 Hz y 60 Hz. América del Norte continental, si bien opera a 60 Hz en todo momento, se divide en regiones que no están sincronizadas: Este, Oeste, Texas, Quebec y Alaska. Brasil y Paraguay, que comparten la enorme planta hidroeléctrica de la represa de Itaipú, operan en 60 Hz y 50 Hz respectivamente. Sin embargo, los sistemas HVDC permiten interconectar redes de CA no sincronizadas y también agregan la posibilidad de controlar el voltaje de CA y el flujo de potencia reactiva.
Un generador conectado a una línea de transmisión de CA larga puede volverse inestable y perder la sincronización con un sistema de alimentación de CA distante. Un enlace de transmisión HVDC puede hacer económicamente viable el uso de sitios de generación remotos. Los parques eólicos ubicados en alta mar pueden usar sistemas HVDC para recolectar energía de múltiples generadores no sincronizados para transmitirla a la costa mediante un cable submarino.
En general, sin embargo, una línea de alimentación HVDC interconectará dos regiones de CA de la red de distribución de energía. La maquinaria para convertir entre energía CA y CC agrega un costo considerable en la transmisión de energía. La conversión de CA a CC se conoce como rectificación y de CC a CA como inversión. Por encima de una cierta distancia de equilibrio (alrededor de 50 km; 30 millas para cables submarinos, y quizás 600-800 km; 400-500 millas para cables aéreos), el menor costo de los conductores eléctricos HVDC supera el costo de la electrónica.
La electrónica de conversión también presenta una oportunidad para gestionar eficazmente la red eléctrica mediante el control de la magnitud y la dirección del flujo de energía. Una ventaja adicional de la existencia de enlaces HVDC, por lo tanto, es una mayor estabilidad potencial en la red de transmisión.
Superautopistas de electricidad renovable
Varios estudios han destacado los beneficios potenciales de las superredes de área muy amplia basadas en HVDC, ya que pueden mitigar los efectos de la intermitencia al promediar y suavizar las salidas de un gran número de parques eólicos o solares dispersos geográficamente. El estudio de Czisch concluye que una red que cubra los límites de Europa podría generar un 100 % de energía renovable (70 % eólica, 30 % de biomasa) a precios cercanos a los actuales. Ha habido debate sobre la factibilidad técnica de esta propuesta y los riesgos políticos involucrados en la transmisión de energía a través de un gran número de fronteras internacionales.
La construcción de este tipo de superautopistas de energía ecológica se recomienda en un informe publicado por la Asociación Estadounidense de Energía Eólica y la Asociación de Industrias de Energía Solar en 2009. Clean Line Energy Partners está desarrollando cuatro líneas HVDC en los EE. transmisión de energía eléctrica.
En enero de 2009, la Comisión Europea propuso 300 millones de euros para subvencionar el desarrollo de enlaces HVDC entre Irlanda, Gran Bretaña, los Países Bajos, Alemania, Dinamarca y Suecia, como parte de un paquete más amplio de 1200 millones de euros que respalda los enlaces con la energía eólica marina. granjas e interconectores transfronterizos en toda Europa. Mientras tanto, la Unión del Mediterráneo, recientemente fundada, ha adoptado un Plan Solar Mediterráneo para importar grandes cantidades de energía solar concentrada a Europa desde el norte de África y Oriente Medio. El interconector HVDC Japón-Taiwán-Filipinas se propuso en 2020. El propósito de este interconector es facilitar el comercio transfronterizo de energía renovable con Indonesia y Australia, en preparación para el futuro Asian Pacific Super Grid.
Avances en UHVDC
UHVDC (corriente continua de voltaje ultra alto) se perfila como el último frente tecnológico en tecnología de transmisión de CC de alto voltaje. UHVDC se define como la transmisión de voltaje de CC superior a 800 kV (HVDC generalmente es solo de 100 a 800 kV).
Uno de los problemas con las superredes UHVDC actuales es que, aunque menos que la transmisión de CA o la transmisión de CC a voltajes más bajos, aún sufren pérdidas de energía a medida que se extiende la longitud. Una pérdida típica para las líneas de 800 kV es del 2,6 % en 800 km (500 millas). El aumento del voltaje de transmisión en tales líneas reduce la pérdida de energía, pero hasta hace poco, los interconectores necesarios para unir los segmentos eran prohibitivamente caros. Sin embargo, con los avances en la fabricación, cada vez es más factible construir líneas UHVDC.
En 2010, ABB Group construyó el primer UHVDC de 800 kV del mundo en China. La línea Zhundong-Wannan UHVDC con 1100 kV, 3400 km (2100 millas) de longitud y 12 GW de capacidad se completó en 2018. A partir de 2020, se han completado al menos trece líneas de transmisión UHVDC en China.
Si bien la mayor parte de la implementación reciente de la tecnología UHVDC se encuentra en China, también se ha implementado en América del Sur y en otras partes de Asia. En India, se espera que una línea de 1830 km (1140 millas), 800 kV y 6 GW entre Raigarh y Pugalur esté terminada en 2019. En Brasil, la línea Xingu-Estreito de más de 2076 km (1290 millas) con 800 kV y 4 GW se completó en 2017 y en 2019 se completó la línea Xingu-Rio de 2543 km (1580 millas) con 800 kV y 4 GW, ambas para transportar la energía de la represa de Belo Monte. A partir de 2020, no existe ninguna línea UHVDC (≥ 800 kV) en Europa o América del Norte.