Un sistema de transmisión de energía eléctrica de corriente continua de alto voltaje ( HVDC ) utiliza corriente continua (CC) para la transmisión de energía eléctrica, a diferencia de los sistemas de transmisión de corriente alterna (CA) más comunes. [1] La mayoría de los enlaces HVDC utilizan voltajes entre 100 kV y 800 kV.
Las líneas HVDC se utilizan comúnmente para la transmisión de energía a larga distancia, ya que requieren menos conductores y sufren menos pérdidas de energía que las líneas de CA equivalentes. HVDC también 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 se puede controlar independientemente del ángulo de fase entre la fuente y la carga, puede estabilizar una red contra perturbaciones debido 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 previamente 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, 20 MW entre Gotland y Suecia continental en 1954. [2] Antes del proyecto chino de 2019, el enlace HVDC más largo del mundo era el enlace de Río Madeira en Brasil , que consta de dos bipolares de ±600 kV, 3150 MW cada uno, que conecta Porto Velho en el estado de Rondônia con el área de São Paulo con una longitud de más de 2500 km (1600 mi). [3]
El alto voltaje se utiliza para la transmisión de energía eléctrica con el fin de reducir la energía perdida en la resistencia de los cables. Para una determinada cantidad de energía transmitida, al duplicar el voltaje se obtendrá la misma potencia con solo la mitad de la corriente:
Dado que la potencia perdida en forma de calor en los cables es directamente proporcional al cuadrado de la corriente, usar la mitad de la corriente al doble del voltaje reduce las pérdidas de línea en un factor de 4. Si bien la potencia perdida en la transmisión también se puede reducir disminuyendo la resistencia al aumentar el tamaño del conductor, los conductores más grandes son más pesados y más caros.
El alto voltaje no se puede utilizar fácilmente para iluminación o motores, por lo que los voltajes a nivel de transmisión deben reducirse para los equipos de uso final. Los transformadores se utilizan para cambiar los niveles de voltaje en circuitos de transmisión de corriente alterna (CA), pero no pueden pasar corriente continua. Los transformadores hicieron que los cambios de voltaje de CA 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. [4]
La conversión práctica de energía entre CA y CC se hizo posible con el desarrollo de dispositivos de electrónica de potencia como válvulas de arco de mercurio y, a partir de la década de 1970, dispositivos semiconductores de potencia , incluidos tiristores , tiristores conmutados por compuerta integrada (IGCT), tiristores controlados por MOS (MCT) y transistores bipolares de compuerta aislada (IGBT). [5]
La primera transmisión de energía eléctrica a larga distancia se demostró usando corriente continua en 1882 en Miesbach-Munich Power Transmission , pero solo se transmitieron 1,5 kW. [6] Un método temprano de transmisión HVDC fue desarrollado por el ingeniero suizo René Thury [7] y su método, el sistema Thury, fue puesto en práctica en 1889 en Italia por la empresa Acquedotto De Ferrari-Galliera. Este sistema usaba grupos electrógenos conectados en serie para aumentar el voltaje. Cada grupo estaba aislado de la tierra eléctrica y era accionado por ejes aislados desde un motor primario . La línea de transmisión funcionaba en un modo de corriente constante , con hasta 5000 voltios a través de cada máquina, algunas máquinas tenían conmutadores dobles para reducir el voltaje en cada conmutador. Este sistema transmitía 630 kW a 14 kV CC a una distancia de 120 kilómetros (75 millas). [8] [9] El sistema Moutiers–Lyon transmitía 8.600 kW de energía hidroeléctrica a una distancia de 200 kilómetros (120 millas), incluidos 10 kilómetros (6,2 millas) de cable subterráneo. Este sistema utilizaba ocho generadores conectados en serie con conmutadores dobles para un voltaje total de 150 kV entre los polos positivo y negativo, y funcionó desde aproximadamente 1906 hasta 1936. Quince sistemas Thury estaban en funcionamiento en 1913. [10] Otros sistemas Thury que funcionaban a hasta 100 kV CC funcionaron hasta la década de 1930, pero la maquinaria rotativa requería un alto mantenimiento y tenía una gran pérdida de energía.
Durante la primera mitad del siglo XX se probaron otros dispositivos electromecánicos con poco éxito comercial. [11] Una técnica que se intentó para convertir la corriente continua de un alto voltaje de transmisión a un voltaje de utilización más bajo fue cargar baterías conectadas en serie y luego volver a conectarlas en paralelo para alimentar cargas de distribución. [12] 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 configuraciones en serie y en paralelo y la ineficiencia energética inherente de un ciclo de carga/descarga de batería. [a]
Propuesta por primera vez en 1914, [13] la válvula de arco de mercurio controlada por la red estuvo disponible durante el período de 1920 a 1940 para las funciones de rectificador e inversor asociadas con la transmisión de CC. 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 servir cargas de 60 Hz, en Mechanicville, Nueva York . En 1941, se diseñó un enlace de cable enterrado de 60 MW, ±200 kV, 115 km (71 mi), conocido como Proyecto Elba , para la ciudad de Berlín utilizando válvulas de arco de mercurio pero, debido al colapso del gobierno alemán en 1945 , el proyecto nunca se completó. [14] La justificación nominal para el proyecto fue que, durante la guerra, un cable enterrado sería menos visible como objetivo de bombardeo. El equipo fue trasladado a la Unión Soviética y se puso en servicio allí como el sistema HVDC Moscú-Kashira. [15] El sistema Moscú-Kashira y la conexión de 1954 por el grupo de Uno Lamm en ASEA entre el continente de Suecia y la isla de Gotland marcaron el comienzo de la era moderna de la transmisión HVDC. [6]
Las válvulas de arco de mercurio eran comunes en los sistemas diseñados hasta 1972, y el último sistema HVDC de arco de mercurio (el sistema Nelson River Bipole 1 en Manitoba , Canadá) se puso en servicio en etapas entre 1972 y 1977. [16] Desde entonces, todos los sistemas de arco de mercurio se han cerrado o se han convertido para utilizar dispositivos de estado sólido. El último sistema HVDC que utilizó válvulas de arco de mercurio fue el enlace HVDC entre islas entre las islas Norte y Sur de Nueva Zelanda, que las utilizó en uno de sus dos polos. Las válvulas de arco de mercurio se desmantelaron el 1 de agosto de 2012, antes de la puesta en servicio de los convertidores de tiristores de reemplazo.
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. [17]
Desde 1977, los nuevos sistemas HVDC utilizan dispositivos de estado sólido , en la mayoría de los casos tiristores . Al igual que las válvulas de arco de mercurio, los tiristores requieren una conexión a un circuito de CA externo en aplicaciones HVDC para encenderlos y apagarlos. El HVDC que utiliza tiristores también se conoce como convertidor conmutado por línea (LCC) HVDC.
El 15 de marzo de 1979 se puso en funcionamiento una conexión de corriente continua basada en tiristores de 1920 MW entre Cabora Bassa y Johannesburgo (1.410 km; 880 mi). 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 durante varios años fueron resultado de una guerra civil en Mozambique . [18] La tensión de transmisión de ±533 kV fue la más alta del mundo en ese momento. [6]
Los convertidores conmutados por línea tienen algunas limitaciones en su uso para sistemas HVDC. Esto se debe a que se requiere un período de voltaje inverso para que se produzca el apagado. Un intento de abordar estas limitaciones es el convertidor conmutado por capacitor (CCC). El CCC tiene capacitores en serie insertados en las conexiones de la línea de CA. El CCC ha seguido siendo solo una aplicación de nicho debido a la llegada de los convertidores de fuente de voltaje (VSC) que abordan de manera más directa los problemas de apagado.
Los convertidores de fuente de tensión (VSC), que se utilizan ampliamente en los accionamientos de motores desde la década de 1980, comenzaron a aparecer en HVDC en 1997 con el proyecto experimental Hellsjön–Grängesberg en Suecia. A fines de 2011, esta tecnología había captado una proporción significativa del mercado de HVDC.
El desarrollo de transistores bipolares de puerta aislada (IGBT) de mayor potencia, tiristores de apagado por compuerta (GTO) y tiristores conmutados por compuerta integrados (IGCT) ha hecho que los sistemas HVDC sean más económicos y fiables. Esto se debe a que los IGBT modernos incorporan un modo de fallo de cortocircuito, en el que si un IGBT falla, se produce un cortocircuito mecánico. Por lo tanto, las estaciones convertidoras HVDC VSC modernas están diseñadas con suficiente redundancia para garantizar el funcionamiento durante toda su vida útil. 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 utilizan modulación de ancho de pulso en un circuito que es efectivamente un accionamiento de motor de ultra alta tensión. Las instalaciones más recientes, incluidas HVDC PLUS y HVDC MaxSine, se basan en variantes de un convertidor llamado convertidor multinivel modular (MMC).
Los convertidores multinivel tienen la ventaja de que permiten reducir o eliminar por completo el equipo de filtrado de armónicos . A modo de comparación, los filtros de armónicos de CA de las estaciones convertidoras típicas conmutadas por línea cubren casi la mitad del área de la estación convertidora.
Con el tiempo, los sistemas de conversión de fuente de voltaje probablemente reemplazarán a todos los sistemas simples basados en tiristores instalados, incluidas las aplicaciones de transmisión de energía de CC más altas. [5] [ página necesaria ]
Un sistema de transmisión HVDC punto a punto de larga distancia generalmente tiene un menor costo total de inversión y menores pérdidas que un sistema de transmisión CA equivalente. Si bien el equipo de conversión HVDC en las estaciones terminales es costoso, los costos totales de la línea de transmisión CC a largas distancias son menores que para una línea CA de la misma distancia. La HVDC requiere menos conductor por unidad de distancia que una línea CA, ya que no hay necesidad de soportar tres fases y no hay efecto pelicular . Los sistemas CA utilizan un voltaje pico más alto para la misma potencia, lo que aumenta los costos de los aisladores.
Dependiendo del nivel de voltaje y los detalles de construcción, las pérdidas de transmisión HVDC se estiman en 3,5% por cada 1000 km (620 mi), aproximadamente 50% menos que las líneas de CA (6,7%) al mismo voltaje. [19] Esto se debe a que la corriente continua transfiere solo potencia activa y, por lo tanto, causa menores pérdidas que la corriente alterna, que transfiere tanto potencia activa como reactiva .
La transmisión HVDC también puede seleccionarse por otros beneficios técnicos. La HVDC puede transferir energía entre redes de CA separadas. El flujo de energía HVDC entre sistemas de CA separados se puede controlar automáticamente para respaldar 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. La característica de controlabilidad también es útil cuando se necesita controlar el comercio de energía.
Las aplicaciones específicas en las que la tecnología de transmisión HVDC ofrece beneficios incluyen:
Los cables de alta tensión submarinos o subterráneos largos tienen una alta capacidad eléctrica en comparación con las líneas de transmisión aéreas, ya que los conductores activos dentro del cable están rodeados por una capa relativamente delgada de aislamiento (el dieléctrico ) y una cubierta metálica. La geometría es la de un condensador coaxial largo . La capacidad total aumenta con la longitud del cable. Esta capacidad está en un circuito paralelo con la carga. Cuando se utiliza corriente alterna para la transmisión por cable, debe fluir corriente adicional en el cable para cargar esta capacidad del cable. Este flujo de corriente adicional causa una pérdida de energía adicional a través de la disipación de calor en los conductores del cable, lo que aumenta su temperatura. También se producen pérdidas de energía adicionales como resultado de pérdidas dieléctricas en el aislamiento del cable. Para un cable de CA lo suficientemente largo, se necesitaría toda la capacidad de transporte de corriente del conductor para suministrar solo la corriente de carga. Este problema de capacitancia del cable limita la longitud y la capacidad de transporte de energía de los cables de alimentación de CA. [24]
Sin embargo, si se utiliza 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. Los cables alimentados por corriente continua están limitados solo por el aumento de temperatura y la ley de Ohm . Aunque fluye cierta corriente de fuga a través del aislante dieléctrico , este efecto también está presente en los sistemas de corriente alterna y es pequeño en comparación con la corriente nominal del cable.
El efecto capacitivo de los cables subterráneos o submarinos largos en aplicaciones de transmisión de CA también se aplica a las líneas aéreas de CA, aunque en una medida mucho menor. 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 pelicular , que causa una distribución no uniforme de la corriente sobre el área de la sección transversal del conductor. Los conductores de líneas de transmisión que funcionan con corriente continua no sufren ninguna restricción. Por lo tanto, para las mismas pérdidas del conductor (o efecto de calentamiento), un conductor determinado puede transportar más energía a la carga cuando funciona con HVDC que con CA. [25]
Por último, dependiendo de las condiciones ambientales y del rendimiento del aislamiento de la línea aérea que funciona con HVDC, puede ser posible que una línea de transmisión determinada funcione con un voltaje HVDC constante que sea aproximadamente el mismo que el voltaje CA pico para el que está diseñada y aislada. La potencia suministrada en un sistema CA se define por el valor eficaz (RMS) de un voltaje CA, pero RMS es solo alrededor del 71% del voltaje pico. Por lo tanto, si la línea HVDC puede funcionar de forma continua con un voltaje HVDC que sea el mismo que el voltaje pico de la línea CA equivalente, entonces para una corriente dada (donde la corriente HVDC es la misma que la corriente RMS en la línea CA), la capacidad de transmisión de potencia cuando funciona con HVDC es aproximadamente un 40% mayor que la capacidad cuando funciona con CA.
Debido a que la 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 harían que partes de una red de CA se desincronizaran y se separaran, 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 y cambiar directamente según sea necesario para respaldar las redes de CA en cada extremo del enlace de CC. [26]
Las desventajas de HVDC están en la conversión, conmutación, control, disponibilidad y mantenimiento.
La 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 aproximadamente 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%. [27]
Las estaciones convertidoras necesarias son caras y tienen una capacidad de sobrecarga limitada. En 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. [28] El costo de los convertidores puede no compensarse con reducciones en el costo de construcción de la línea y en las pérdidas de la línea eléctrica.
Para operar un sistema HVDC es necesario mantener muchas piezas de repuesto, a menudo exclusivamente para un sistema, ya que los sistemas HVDC están menos estandarizados que los sistemas AC y la tecnología cambia más rápidamente.
A diferencia de los sistemas de CA, la implementación de sistemas multiterminal es compleja (especialmente con convertidores conmutados por línea), como lo es la expansión de los esquemas existentes a sistemas multiterminal. Controlar el flujo de potencia en un sistema de CC multiterminal requiere una buena comunicación entre todos los terminales; el flujo de potencia 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. [29] Por lo tanto, los sistemas multiterminal son poco comunes. A partir de 2012, [actualizar]solo dos están en servicio: la transmisión Quebec-Nueva Inglaterra entre Radisson, Sandy Pond y Nicolet [30] y el enlace Cerdeña-Italia continental que se modificó en 1989 para proporcionar también energía a la isla de Córcega . [31]
Los disyuntores HVDC son difíciles de construir debido a la formación de arcos eléctricos : con corriente alterna, el voltaje se invierte y, al hacerlo, cruza el cero voltios docenas de veces por segundo. Un arco de corriente alterna se autoextinguirá en uno de estos puntos de cruce por cero porque no puede haber un arco donde no haya diferencia de potencial. La corriente continua nunca cruzará el cero voltios y nunca se autoextinguirá, por lo que la distancia y la duración del arco son mucho mayores con corriente continua que con corriente alterna con el mismo voltaje. Esto significa que se debe incluir algún mecanismo en el disyuntor 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 primer disyuntor HVDC ultrarrápido. [32] [33] 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 disyuntores semiconductores son lo suficientemente rápidos, pero tienen una alta resistencia al conducir, desperdiciando energía y generando calor en el funcionamiento normal. El disyuntor ABB combina disyuntores semiconductores y mecánicos para producir un disyuntor híbrido con un tiempo de ruptura rápido y una baja resistencia en el funcionamiento normal.
En general, los proveedores de sistemas HVDC, como GE Vernova , Siemens y ABB , no especifican detalles de precios de proyectos particulares; dichos costos suelen ser información exclusiva entre el proveedor y el cliente. Los costos varían ampliamente según las particularidades del proyecto (como la potencia nominal, la longitud del circuito, la ruta aérea o cableada, los costos del terreno, la sismología del sitio y las mejoras de la red de CA requeridas en cada terminal). Puede ser necesario un análisis detallado de los costos de transmisión de CC frente a CA en situaciones en las que no existe una ventaja técnica obvia para la CC y el razonamiento económico por sí solo impulsa la selección.
Sin embargo, algunos profesionales han aportado cierta información:
Para un enlace de 8 GW y 40 km (25 mi) tendido bajo el Canal de la Mancha , los siguientes son los costos aproximados de equipo primario para un enlace bipolar HVDC convencional de 2000 MW y 500 kV (excluyendo obras de demarcación , refuerzo en tierra, consentimientos, ingeniería, seguros, etc.)
- Estaciones convertidoras ~£110 millones (~€120 millones o $173,7 millones)
- Cable submarino + instalación ~£1M/km (£1,6m/milla) (~€1,2M o ~$1,6M/km; €2m o $2,5m/milla)
Por lo tanto, para una capacidad de 8 GW entre Gran Bretaña y Francia en cuatro enlaces, queda poco de los 750 millones de libras esterlinas destinados a las obras instaladas. Hay que añadir otros 200-300 millones de libras esterlinas para las otras obras, en función de las obras terrestres adicionales que se requieran. [34] [ ¿Fuente poco fiable? ]
En abril de 2010 se anunció un proyecto de línea de 2.000 MW y 64 km entre España y Francia cuyo coste se estima en 700 millones de euros, incluido el coste de un túnel a través de los Pirineos. [35]
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 inherentemente capaces de convertir de CA a CC ( rectificación ) y de CC a CA ( inversión ), aunque en muchos sistemas HVDC, el sistema en su conjunto está optimizado para el flujo de energía en una sola dirección. Independientemente de cómo esté diseñado el convertidor en sí, la estación que está funcionando (en un momento dado) con flujo de energía de CA a CC se denomina rectificador y la estación que está funcionando con flujo de energía de CC a CA se denomina inversor .
Los primeros sistemas HVDC utilizaban conversión electromecánica (el sistema Thury), pero todos los sistemas HVDC construidos desde la década de 1940 han utilizado convertidores electrónicos. Los convertidores electrónicos para HVDC se dividen en dos categorías principales:
La mayoría de los sistemas HVDC que funcionan hoy en día se basan en convertidores conmutados por línea.
La configuración básica del LCC utiliza un rectificador de puente trifásico o un 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 tanto en los terminales de CC como de CA cuando se utiliza esta disposición.
Una mejora de esta disposición utiliza 12 válvulas en un puente de doce pulsos . La CA se divide en dos suministros trifásicos separados antes de la transformación. Uno de los conjuntos de suministros se configura entonces para tener un secundario en estrella (wye) y el otro un secundario en delta, lo que establece 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 de convertidor HVDC conmutados por línea fabricados desde la década de 1970.
En los convertidores conmutados por línea, el convertidor tiene solo un grado de libertad: el ángulo de disparo , que representa el retraso de tiempo entre el momento en que el voltaje a través de una válvula se vuelve positivo (momento en el que la válvula comenzaría a conducir si estuviera hecha de diodos) y el momento en que se encienden los tiristores. 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 150–160° porque por encima de este, la válvula tendría un tiempo de apagado insuficiente .
Los primeros sistemas LCC utilizaban válvulas de arco de mercurio , que eran resistentes pero requerían un alto mantenimiento. Por este motivo, muchos sistemas HVDC de arco de mercurio se construyeron con conmutadores de derivación en cada puente de seis pulsos para que el esquema HVDC pudiera funcionar en modo de seis pulsos durante breves períodos de mantenimiento. El último sistema de arco de mercurio se cerró en 2012.
La válvula de tiristor se utilizó 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 utiliza para encender el dispositivo en un instante particular durante el ciclo de CA. 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 tiristor HVDC se construyen utilizando una gran cantidad de tiristores en serie. Los componentes pasivos adicionales, como los condensadores de gradación y las resistencias, deben conectarse en paralelo con cada tiristor para garantizar que el voltaje a través de la válvula se comparta de manera uniforme entre los tiristores. El tiristor más sus circuitos de gradación y otros equipos auxiliares se conoce como nivel de tiristor .
Cada válvula de tiristores normalmente contiene decenas o cientos de niveles de tiristores, cada uno de los cuales funciona a un potencial diferente (alto) con respecto a tierra. Por lo tanto, la información de comando para encender los tiristores no se puede enviar simplemente mediante una conexión por cable, sino que debe estar aislada. El método de aislamiento puede ser magnético, pero normalmente es óptico. Se utilizan dos métodos ópticos: activación óptica indirecta y directa. En el método de activación óptica indirecta, la electrónica de control de bajo voltaje envía pulsos de luz a lo largo de fibras ópticas a la electrónica de control del lado alto , que obtiene su energía del voltaje a través de cada tiristor. El método alternativo de activación óptica directa prescinde de la mayoría de la electrónica del lado alto, y en su lugar utiliza pulsos de luz de la electrónica de control para conmutar los tiristores activados por luz (LTT), aunque puede que aún se requiera una pequeña unidad electrónica de monitoreo para proteger la válvula.
En un convertidor conmutado por línea, la corriente continua (normalmente) 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 corrientes armónicas y de frecuencia de red en la red de CA. Por este motivo, un convertidor conmutado por línea para HVDC también se considera un inversor de fuente de corriente .
Dado que los tiristores solo se pueden activar (no desactivar) mediante una acción de control, el sistema de control solo tiene un grado de libertad: cuándo activar el tiristor. Esta es una limitación importante en algunas circunstancias.
Con otros tipos de dispositivos semiconductores, como el transistor bipolar de puerta aislada (IGBT), se puede controlar tanto el encendido como el apagado, lo que proporciona un segundo grado de libertad. Como resultado, se pueden utilizar para fabricar convertidores autoconmutados . En estos convertidores, la polaridad eléctrica del voltaje de CC suele ser fija y el voltaje de CC, al ser suavizado por una gran capacitancia , se puede considerar constante. Por esta razón, un convertidor HVDC que utiliza IGBT suele denominarse convertidor de fuente de voltaje . La capacidad de control adicional ofrece 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 utilizan 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 puede considerarse como un puente de seis pulsos en el que los tiristores han sido reemplazados por IGBT con diodos en paralelo inverso, y los reactores de suavizado de CC han sido reemplazados por condensadores de suavizado de CC. Estos 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 por ancho de pulso (PWM) se utiliza 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 construyen con algún tipo de convertidor multinivel , más comúnmente el convertidor multinivel modular (MMC), en el que cada válvula consta de una serie de submódulos de convertidor independientes, cada uno de los cuales contiene su propio condensador de almacenamiento. Los IGBT en cada submódulo pasan por alto el condensador o lo conectan al circuito, lo que permite que la válvula sintetice un voltaje escalonado con niveles muy bajos de distorsión armónica.
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 la tensión de CC correcta. 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 un aislamiento más 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 aquellos para sistemas LCC HVDC.
Una desventaja importante de los sistemas HVDC que utilizan convertidores conmutados por línea es que los convertidores consumen inherentemente potencia reactiva . La corriente alterna que fluye hacia el convertidor desde el sistema de corriente alterna va por detrás de la tensión alterna, 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 shunt . 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 extinción más alto de lo habitual, o con una tensión continua reducida.
Aunque en las estaciones convertidoras 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 en derivación conectados a los terminales de CA del convertidor. Los condensadores en derivación suelen estar conectados directamente a la tensión de la red, pero en algunos casos pueden estar conectados a una tensión inferior a través de un devanado terciario en el transformador del convertidor.
Dado que la potencia reactiva consumida depende de la potencia activa que se transmite, los condensadores de derivación generalmente deben subdividirse en varios bancos conmutables (normalmente cuatro por convertidor) para evitar que se genere un excedente de potencia reactiva cuando la potencia transmitida es baja.
Los condensadores shunt casi siempre están provistos de reactores de sintonización y, cuando es necesario, de resistencias de amortiguación para que puedan realizar una doble función como filtros armónicos .
Los VSC, por otro lado, pueden producir o consumir energía reactiva según demanda, con el resultado de que generalmente no se necesitan capacitores de derivación separados (excepto aquellos necesarios puramente para el 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) desarrollado recientemente, los niveles de distorsión armónica pueden ser prácticamente insignificantes, pero con convertidores conmutados por línea y tipos más simples de convertidores de voltaje variable, se puede producir una distorsión armónica considerable tanto en el lado de CA como en el de CC del convertidor. Como resultado, casi siempre se requieren filtros armónicos en los terminales de CA de dichos convertidores y, en esquemas de transmisión HVDC que utilizan líneas aéreas, también pueden requerirse en el lado de CC.
El elemento 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 del orden de 6n±1 en el sistema de CA y genera voltajes armónicos del orden de 6n superpuestos al voltaje de CC.
Resulta muy costoso proporcionar filtros armónicos capaces de suprimir dichos armónicos, por lo que casi siempre se utiliza una variante conocida como puente de doce pulsos (que consta de dos puentes de seis pulsos en serie con un desfase de 30° entre ellos). Con la disposición de doce pulsos, se siguen produciendo armónicos, pero solo en órdenes de 12n±1 en el lado de CA y 12n en el lado de CC. La tarea de suprimir dichos armónicos sigue siendo complicada, pero manejable.
Los convertidores conmutados por línea para HVDC suelen estar provistos de combinaciones de filtros de armónicos diseñados para lidiar con los armónicos 11.º y 13.º en el lado de CA, y el armónico 12.º en el lado de CC. A veces, se pueden proporcionar filtros de paso alto para lidiar con los armónicos 23.º, 25.º, 35.º, 37.º... en el lado de CA y los armónicos 24.º, 36.º... en el lado de CC. A veces, los filtros de CA también pueden necesitar proporcionar amortiguación en armónicos no característicos de orden inferior, como los armónicos 3.º o 5.º.
La tarea de diseñar filtros armónicos de CA para estaciones convertidoras HVDC es compleja y requiere un gran esfuerzo computacional, ya que además de garantizar que el convertidor no produzca un nivel inaceptable de distorsión de voltaje en el sistema de CA, se debe garantizar que los filtros armónicos no resuenen con algún componente en otra parte del sistema de CA. Se necesita un conocimiento detallado de la impedancia armónica del sistema de CA, en un amplio rango de frecuencias, para diseñar los filtros de CA. [36]
Los filtros de CC son necesarios únicamente para sistemas de transmisión HVDC que involucran líneas aéreas. La distorsión de voltaje no es un problema en sí misma, ya que los consumidores no se conectan directamente a los terminales de CC del sistema, por lo que el criterio principal de diseño para los filtros de CC es asegurar que las corrientes armónicas que fluyen en las líneas de CC no induzcan interferencias en las líneas telefónicas de cable abierto cercanas . [37] Con el aumento de los sistemas de telecomunicaciones móviles digitales , que son mucho menos susceptibles a las interferencias, los filtros de CC están volviéndose menos importantes para los sistemas HVDC.
Algunos tipos de convertidores alimentados por voltaje pueden producir niveles tan bajos de distorsión armónica que no se requieren filtros. Sin embargo, los tipos de convertidores como el convertidor de dos niveles , que se utiliza con modulación por ancho de pulso (PWM), aún requieren algún filtrado, aunque menos que los sistemas de convertidores conmutados en línea.
En estos convertidores, el espectro armónico se desplaza generalmente a frecuencias más altas que en los convertidores conmutados por línea. Esto suele permitir 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 aplicaciones HVDC, la frecuencia PWM suele estar entre 1 y 2 kHz.
En una configuración monopolar, uno de los terminales del rectificador está conectado a tierra. El otro terminal, de alta tensión 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 mediante un segundo conductor.
Si no se instala ningún conductor de retorno metálico, la corriente fluye por 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 situados a algunas decenas de kilómetros de las estaciones y están conectados a ellas a través de una línea de electrodos de media tensión . El diseño de los propios electrodos depende de si están situados en tierra, en la costa o en el mar. En 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 del ánodo es bastante complejo.
Para la transmisión a larga distancia, la conexión a tierra puede ser considerablemente más económica que las alternativas que utilizan un conductor neutro dedicado, pero puede generar problemas como:
Estos efectos pueden eliminarse instalando 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, el conductor de retorno no necesita estar aislado para toda la tensión de transmisión, 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. [38]
Los sistemas monopolares modernos para líneas aéreas puras transportan normalmente 1,5 GW. [39] 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 estar diseñadas para transportar dos conductores, incluso si inicialmente solo se utiliza uno para el sistema de transmisión monopolar. El segundo conductor no se utiliza, se utiliza como línea de electrodos o se conecta en paralelo con el otro (como en el caso del Baltic Cable ).
Una alternativa es utilizar dos conductores de alto voltaje, que funcionan a aproximadamente la mitad del voltaje de CC, con un solo convertidor en cada extremo. En esta disposición, conocida como monopolo simétrico , los convertidores se conectan a tierra solo a través de una alta impedancia y no hay corriente de tierra. La disposición monopolar simétrica es poco común con los convertidores conmutados por línea (el interconector NorNed es un ejemplo raro), pero es muy común con los convertidores de fuente de voltaje cuando se utilizan cables.
En la transmisión bipolar se utiliza un par de conductores, cada uno de ellos con un alto potencial respecto de tierra y con polaridad opuesta. Como estos conductores deben estar aislados para soportar toda la tensión, el coste de la línea de transmisión es superior al de un monopolo con un conductor de retorno. Sin embargo, la transmisión bipolar tiene una serie de ventajas que la convierten en una opción atractiva.
También se puede instalar un sistema bipolar con un 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 para ese proyecto fueron (a partir de 2010) los convertidores HVDC más potentes jamás construidos. [40] 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 Xiangjiaba-Shanghai de ±800 kV en China, que utiliza dos puentes convertidores de doce pulsos en cada polo, cada uno de ellos con una potencia nominal de 400 kV CC y 1600 MW.
Las instalaciones de cables submarinos puestas en servicio inicialmente como monopolo podrán actualizarse con cables adicionales y funcionar como bipolar.
Se puede implementar un esquema bipolar de modo 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 puede continuar a capacidad reducida. Las pérdidas pueden aumentar si los electrodos de tierra y las líneas 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 los segmentos de línea. Esto se hizo en Inga–Shaba HVDC .
Una estación adosada (o B2B, por sus siglas en inglés) es una planta en la que ambos convertidores están 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 adosadas HVDC se utilizan para
La tensión continua en el circuito intermedio se puede seleccionar libremente en las estaciones HVDC back-to-back debido a la corta longitud del conductor. La tensión continua se selecciona generalmente lo más baja posible, con el fin de construir una sala de válvulas pequeña y reducir la cantidad de tiristores conectados en serie en cada válvula. Por este motivo, en las estaciones HVDC back-to-back se utilizan válvulas con la corriente nominal más alta disponible (en algunos casos, hasta 4500 A).
La configuración más común de un enlace HVDC consiste en dos estaciones convertidoras conectadas mediante una línea eléctrica aérea o un cable submarino.
Los enlaces HVDC multiterminal, que conectan más de dos puntos, son poco frecuentes. 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 utilizarse para estaciones de gran capacidad y la configuración 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. [41]
Los sistemas multiterminal son difíciles de implementar utilizando convertidores conmutados por línea, ya que las inversiones de potencia se efectúan invirtiendo la polaridad de la tensión de CC, lo que afecta a todos los convertidores conectados al sistema. Con los convertidores con fuente de tensión, la inversión de potencia se logra invirtiendo la dirección de la corriente, lo que hace que los sistemas multiterminal conectados en paralelo sean mucho más fáciles de controlar. Por este motivo, se espera que los sistemas multiterminal se vuelvan mucho más comunes en el futuro cercano.
China está ampliando su red para satisfacer la creciente demanda de energía y, al mismo tiempo, abordar objetivos ambientales. China Southern Power Grid inició un proyecto piloto de HVDC VSC de tres terminales en 2011. El proyecto tiene capacidades nominales 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 red eléctrica continental de Guangdong a través de 32 km (20 mi) de combinación de cables terrestres HVDC, cables marítimos y líneas aéreas. Este proyecto se puso en funcionamiento el 19 de diciembre de 2013. [42]
En la India, el proyecto multiterminal del noreste de Agra está previsto que entre en funcionamiento entre 2015 y 2017. Tiene una potencia nominal de 6000 MW y transmite energía a través de 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 mi). [43]
Desde 1993, Cross-Skagerrak consta de 3 polos, de los cuales 2 se conectaban en paralelo y el tercero utilizaba una polaridad opuesta con una tensión de transmisión más alta. Esta configuración finalizó en 2014, cuando los polos 1 y 2 se reconstruyeron nuevamente para funcionar en bipolar y el polo 3 (LCC) funciona en bipolar con un nuevo polo 4 (VSC). Esta es la primera transmisión HVDC en la que los polos LCC y VSC cooperan en un bipolar.
Una configuración similar fue la de la red HVDC Inter-Island en Nueva Zelanda, después de una ampliación de capacidad en 1992, en la que los dos convertidores originales (que utilizaban válvulas de arco de mercurio) se conectaron en paralelo para alimentar el mismo polo y se instaló un tercer convertidor nuevo (tiristor) con polaridad opuesta y mayor voltaje de operación. Esta configuración finalizó en 2012, cuando los dos convertidores antiguos se reemplazaron por un único convertidor nuevo, de tiristor.
Un esquema patentado en 2004 [44] 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 de inversión (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 circular corrientes altas a través de los conductores de línea incluso cuando la demanda de carga es baja, para la eliminación de hielo. A partir de 2012 [actualizar], no hay conversiones de tripolo en funcionamiento, aunque una línea de transmisión en la India se ha convertido a HVDC bipolar ( HVDC Sileru-Barsoor ).
La descarga de corona es la creación de iones en un fluido (como el aire ) por la presencia de un campo eléctrico intenso . Los electrones son arrancados del aire neutro y los iones positivos o los electrones son atraídos hacia el conductor, mientras que las partículas cargadas se desplazan. Este efecto puede causar una pérdida considerable de potencia, crear interferencias audibles y de radiofrecuencia, generar compuestos tóxicos como óxidos de nitrógeno y ozono y provocar arcos eléctricos.
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 un 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 a sotavento de la línea eléctrica, lo que crea el potencial de efectos sobre la salud. El uso de un voltaje positivo reducirá los impactos del ozono de las líneas eléctricas monopolares HVDC.
La capacidad de control 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 se utilizan a menudo en las fronteras nacionales o regionales para el intercambio de energía (en América del Norte, las conexiones HVDC dividen gran parte de Canadá y los Estados Unidos en varias regiones eléctricas que cruzan 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 de manera apropiada; se han construido varios esquemas de este tipo. Para los interconectores a Siberia , Canadá , India y el norte escandinavo , los menores costos de línea de HVDC también lo hacen aplicable, consulte la Lista de proyectos HVDC . Se señalan otras aplicaciones a lo largo de este artículo.
Las líneas de transmisión de CA pueden interconectar solo 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 energía 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, aunque opera a 60 Hz en todo su territorio, está dividida en regiones que no están sincronizadas: Este , Oeste , Texas , Quebec y Alaska . Brasil y Paraguay , que comparten la enorme planta hidroeléctrica de la presa de Itaipú , operan a 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 energía de CA distante. Un enlace de transmisión HVDC puede hacer que sea económicamente viable utilizar sitios de generación remotos. Los parques eólicos ubicados en alta mar pueden utilizar sistemas HVDC para recolectar energía de múltiples generadores no sincronizados para transmitirla a la costa mediante un cable submarino. [45]
En general, sin embargo, una línea eléctrica HVDC interconectará dos regiones de CA de la red de distribución eléctrica. 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; 31 mi para cables submarinos, y quizás 600-800 km; 370-500 mi para cables aéreos), el menor costo de los conductores eléctricos HVDC supera el costo de la electrónica.
La electrónica de conversión también ofrece la posibilidad de gestionar eficazmente la red eléctrica mediante el control de la magnitud y la dirección del flujo de potencia. Por tanto, una ventaja adicional de la existencia de enlaces HVDC es la posible mayor estabilidad de la red de transmisión.
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 promediando y suavizando las salidas de un gran número de parques eólicos o solares dispersos geográficamente. [46] El estudio de Czisch concluye que una red que cubra los márgenes de Europa podría proporcionar energía 100% renovable (70% eólica, 30% biomasa) a precios cercanos a los actuales. Se ha debatido sobre la viabilidad técnica de esta propuesta [47] y los riesgos políticos que implica la transmisión de energía a través de un gran número de fronteras internacionales. [48]
La construcción de estas superautopistas de energía verde se promueve en un libro blanco publicado por la Asociación Estadounidense de Energía Eólica y la Asociación de Industrias de Energía Solar en 2009. [49] Clean Line Energy Partners está desarrollando cuatro líneas HVDC en los EE. UU. para la transmisión de energía eléctrica a larga distancia. [50]
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 1.200 millones de euros para apoyar enlaces a parques eólicos marinos e interconectores transfronterizos en toda Europa. Mientras tanto, la recientemente fundada Unión del Mediterráneo ha adoptado un Plan Solar Mediterráneo para importar grandes cantidades de energía solar concentrada a Europa desde el norte de África y Oriente Medio. [51] 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 la futura Superred Asia Pacífico. [52]
La UHVDC (corriente continua de voltaje ultraalto) se perfila como el último frente tecnológico en la tecnología de transmisión de CC de alto voltaje. La UHVDC se define como la transmisión de voltaje de CC superior a 800 kV (la HVDC generalmente es de solo 100 a 800 kV).
Uno de los problemas de las superredes de UHVDC actuales es que, aunque son menos eficientes que las de transmisión de CA o CC a voltajes más bajos, sufren pérdidas de potencia a medida que se extiende su longitud. Una pérdida típica para líneas de 800 kV es del 2,6 % en 800 km (500 mi). [53] Aumentar el voltaje de transmisión en dichas líneas reduce la pérdida de potencia, 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 de UHVDC.
En 2010, el Grupo ABB construyó la primera línea UHVDC de 800 kV del mundo en China. La línea UHVDC Zhundong–Wannan, de 1100 kV, 3400 km (2100 mi) de longitud y 12 GW de capacidad, se completó en 2018. En 2020, se han completado al menos trece líneas de transmisión UHVDC en China .
Si bien la mayor parte del despliegue reciente de tecnología UHVDC se encuentra en China, también se ha implementado en América del Sur y otras partes de Asia. En India, se espera que una línea de 1.830 km (1.140 mi), 800 kV, 6 GW entre Raigarh y Pugalur se complete en 2019. [54] En Brasil, la línea Xingu-Estreito de más de 2.076 km (1.290 mi) con 800 kV y 4 GW se completó en 2017, y la línea Xingu-Rio de más de 2.543 km (1.580 mi) con 800 kV y 4 GW se completó en 2019, ambas para transmitir la energía de la presa de Belo Monte . A partir de 2020, no existe ninguna línea UHVDC (≥ 800 kV) en Europa o América del Norte.
En 2019 se completó un enlace de 1.100 kV en China a lo largo de una distancia de 3.300 km (2.100 mi) con una capacidad de energía de 12 GW. [55] [56] Con esta dimensión, se hacen posibles las conexiones intercontinentales que podrían ayudar a lidiar con las fluctuaciones de la energía eólica y fotovoltaica . [57]
