Un sistema de transmisión de energía eléctrica de corriente continua de alto voltaje ( HVDC ) utiliza corriente continua (DC) para la transmisión de energía eléctrica, en contraste con los sistemas de transmisión de corriente alterna (AC) más comunes. [1]
La mayoría de los enlaces HVDC utilizan voltajes entre 100 kV y 800 kV. Sin embargo, en 2019 se completó un enlace de 1.100 kV en China a lo largo de una distancia de 3.300 km (2.100 millas) con una capacidad de potencia de 12 GW. [2] [3] Con esta dimensión, se hacen posibles conexiones intercontinentales que podrían ayudar a hacer frente a las fluctuaciones de la energía eólica y fotovoltaica . [4]
Las líneas HVDC se utilizan comúnmente para la transmisión de energía a larga distancia, ya que requieren menos conductores e incurren en 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 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 previamente incompatibles.
La forma moderna de transmisión HVDC utiliza tecnología desarrollada ampliamente en la década de 1930 en Suecia ( ASEA ) y 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. [5] Antes del proyecto chino de 2019, el enlace HVDC más largo del mundo era el enlace Rio Madeira en Brasil , que consta de dos bipolos 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). [6]
El alto voltaje se utiliza para la transmisión de energía eléctrica para reducir la energía perdida en la resistencia de los cables. Para una cantidad determinada de potencia transmitida, duplicar el voltaje entregará 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 de voltaje reduce las pérdidas en la línea en un factor de 4. Si bien la potencia perdida en la transmisión también se puede reducir disminuyendo la resistencia en 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 CC. Los transformadores hicieron prácticos los cambios de voltaje de CA 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. [7]
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 de potencia , incluidos tiristores , tiristores conmutados de puerta integrada (IGCT), tiristores controlados por MOS ( MCT) y transistores bipolares de puerta aislada (IGBT). [8]
La primera transmisión de energía eléctrica a larga distancia se demostró mediante corriente continua en 1882 en Miesbach-Munich Power Transmission , pero solo se transmitieron 1,5 kW. [9] Uno de los primeros métodos de transmisión HVDC fue desarrollado por el ingeniero suizo René Thury [10] y su método, el sistema Thury, fue puesto en práctica en 1889 en Italia por la empresa Acquedotto De Ferrari-Galliera. Este sistema utilizaba conjuntos de motor-generador conectados en serie para aumentar el voltaje. Cada conjunto estaba aislado de tierra eléctrica y accionado por ejes aislados de un motor primario . La línea de transmisión funcionaba en modo de corriente constante , con hasta 5000 voltios en cada máquina, y algunas máquinas tenían conmutadores dobles para reducir el voltaje en cada conmutador. Este sistema transmitía 630 kW a 14 kV CC a lo largo de una distancia de 120 kilómetros (75 millas). [11] [12] El sistema Moutiers-Lyon transmitió 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 utilizó 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 funcionamiento en 1913. [13] Otros sistemas Thury que operaban 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 varios otros dispositivos electromecánicos con poco éxito comercial. [14] Una técnica que se intentó para la conversión de 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 conectar las baterías en paralelo para servir a las cargas de distribución. [15] Si bien se probaron al menos dos instalaciones comerciales a principios del siglo XX, la técnica generalmente no fue 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 una batería. ciclo de carga/descarga. [a]
Propuesta por primera vez en 1914, [16] la válvula de arco de mercurio controlada por la red estuvo disponible durante el período 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 alimentar cargas de 60 Hz, en Mechanicville, Nueva York . En 1941, se diseñó un enlace de cable enterrado de 60 MW, ±200 kV y 115 km (71 millas), 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 fue terminado. [17] La justificación nominal del proyecto fue que, durante tiempos de guerra, un cable enterrado sería menos llamativo como objetivo de un bombardeo. El equipo se trasladó a la Unión Soviética y se puso en servicio allí como sistema HVDC Moscú-Kashira. [18] El sistema Moscú-Kashira y la conexión de 1954 realizada 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. [9]
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. [19] Desde entonces, todas las válvulas de mercurio Los sistemas de arco 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 fueron dadas de baja el 1 de agosto de 2012, antes de la puesta en servicio de los convertidores de tiristores de repuesto.
El desarrollo de válvulas de tiristores para HVDC comenzó a finales de los años 1960. El primer esquema HVDC completo basado en tiristores fue el esquema Eel River en Canadá, construido por General Electric y entró en servicio en 1972. [20]
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. HVDC que utiliza tiristores también se conoce como HVDC de convertidor conmutado de línea (LCC).
El 15 de marzo de 1979, se energizó 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 el resultado de una guerra civil en Mozambique . [21] La tensión de transmisión de ±533 kV era la más alta del mundo en ese momento. [9]
Los convertidores de línea conmutada tienen algunas limitaciones en su uso para sistemas HVDC. Esto resulta de requerir un período de voltaje inverso para afectar el apagado. Un intento de abordar estas limitaciones es el convertidor conmutado por condensador (CCC). El CCC tiene condensadores en serie insertados en las conexiones de la línea de CA. CCC sigue siendo sólo una aplicación de nicho debido a la llegada de los convertidores de fuente de voltaje (VSC) que abordan más directamente los problemas de apagado.
Ampliamente utilizados en accionamientos de motores desde la década de 1980, los convertidores de fuente de voltaje (VSC) comenzaron a aparecer en HVDC en 1997 con el proyecto experimental Hellsjön-Grängesberg en Suecia. A finales de 2011, esta tecnología había capturado una proporción significativa del mercado HVDC.
El desarrollo de transistores bipolares de puerta aislada (IGBT), tiristores de apagado de puerta (GTO) y tiristores conmutados de puerta integrados (IGCT) de mayor potencia ha hecho que los sistemas HVDC sean más económicos y confiables. Esto se debe a que los IGBT modernos incorporan un modo de fallo por cortocircuito, en el que, si un IGBT falla, se pone en cortocircuito mecánicamente. Por lo tanto, las modernas estaciones convertidoras VSC HVDC 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 ampliado el uso de HVDC a bloques tan pequeños como unas pocas decenas de megavatios y líneas aéreas de tan solo 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 motor de voltaje ultra alto. Las instalaciones más recientes, incluidas HVDC PLUS y HVDC MaxSine, se basan en variantes de un convertidor llamado convertidor modular multinivel (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 típicas estaciones convertidoras con conmutación de línea 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 simples basados en tiristores instalados, incluidas las aplicaciones de transmisión de energía de CC de mayor intensidad. [8] [ página necesaria ]
Un esquema de transmisión HVDC punto a punto de larga distancia generalmente tiene un costo de inversión general más bajo y menores pérdidas que un esquema de transmisión de CA equivalente. Aunque el equipo de conversión HVDC en las estaciones terminales es costoso, los costos totales de la línea de transmisión de CC en largas distancias son menores que los de 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 soportar tres fases y no hay efecto piel . Los sistemas de CA utilizan un voltaje máximo más alto para la misma potencia, lo que aumenta los costos de los aisladores.
Dependiendo del nivel de voltaje y los detalles de la construcción, las pérdidas de transmisión HVDC se estiman en 3,5% por 1000 km (620 millas), aproximadamente un 50% menos que las líneas de CA (6,7%) con el mismo voltaje. [22] 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 se puede seleccionar para obtener 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 soportar 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 función de controlabilidad también es útil cuando se necesita control del comercio de energía.
Las aplicaciones específicas donde la tecnología de transmisión HVDC ofrece beneficios incluyen:
Los cables largos de alta tensión submarinos o subterráneos tienen una capacitancia eléctrica alta 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 funda metálica. 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 utiliza 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 adicional de energía mediante 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. Para un cable de CA suficientemente largo, se necesitaría toda la capacidad del conductor para transportar corriente para suministrar únicamente 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. [27]
Sin embargo, si se utiliza corriente continua, la capacitancia del cable se carga sólo cuando el cable se energiza por primera vez o si cambia el nivel de voltaje; no se requiere corriente adicional. Los cables alimentados por CC están limitados únicamente por el aumento de temperatura y la ley de Ohm . Aunque parte de la corriente de fuga fluye a través del aislante dieléctrico , este efecto también está presente en los sistemas de CA y es pequeño en comparación con la corriente nominal del cable.
El efecto capacitivo de largos cables subterráneos o submarinos en aplicaciones de transmisión de CA también se aplica a las líneas aéreas de CA, aunque en mucha menor medida. Sin embargo, para una línea aérea de transmisión 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 útil de transporte de corriente 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 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. [28]
Finalmente, dependiendo de las condiciones ambientales y del rendimiento del aislamiento de la línea aérea que funciona con HVDC, es posible que una línea de transmisión determinada funcione con un voltaje HVDC constante que sea aproximadamente el mismo que el voltaje CA máximo para el cual está diseñada y aislado. La potencia entregada en un sistema de CA se define por la raíz cuadrática media (RMS) de un voltaje de CA, pero el RMS es solo alrededor del 71% del voltaje pico. Por lo tanto, si la línea HVDC puede funcionar 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 de CA), la La capacidad de transmisión de energía cuando se opera con HVDC es aproximadamente un 40% mayor que la capacidad cuando se opera con CA.
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 provocarían 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 dirección del flujo de energía a través de un enlace de CC se pueden controlar y cambiar directamente según sea necesario para soportar las redes de CA en cualquiera de los extremos del enlace de CC. [29]
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 aproximadamente el 98,5%, y aproximadamente un tercio del tiempo de inactividad no programado se debe 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 aproximadamente del 97% al 98%. [30]
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. [31] El costo de los convertidores no puede compensarse con reducciones en el costo de construcción de la línea y las pérdidas de la línea eléctrica.
Operar un esquema HVDC requiere conservar 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 realización de sistemas multiterminales es compleja (especialmente en el caso de convertidores conmutados de línea), al igual que la ampliación de los esquemas existentes a sistemas multiterminales. Controlar el flujo de energía en un sistema de CC de múltiples terminales 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. [32] Por lo tanto, los sistemas multiterminales son raros. En 2012, [actualizar]solo dos están en servicio: la transmisión Quebec - Nueva Inglaterra entre Radisson, Sandy Pond y Nicolet [33] y el enlace Cerdeña-Italia continental , que fue modificado en 1989 para proporcionar también energía a la isla de Córcega . [34]
Los disyuntores HVDC son difíciles de construir debido a la formación de arcos : en CA, el voltaje se invierte y, al hacerlo, cruza 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 haya diferencia de potencial. La CC nunca cruzará cero voltios y nunca se autoextinguirá, por lo que la distancia y la duración del arco son mucho mayores con CC que con el mismo voltaje CA. 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. [35] [36] 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 de semiconductores son lo suficientemente rápidos pero tienen una alta resistencia al conducir, desperdiciando energía y generando calor en 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 funcionamiento normal.
Generalmente, los proveedores de sistemas HVDC, como GE Vernova , Siemens y ABB , no especifican detalles de precios de proyectos particulares; dichos costos suelen ser información de propiedad exclusiva entre el proveedor y el cliente. Los costos varían ampliamente según los detalles específicos del proyecto (como potencia nominal, longitud del circuito, ruta aérea versus cableada, costos del terreno, sismología del sitio y mejoras de la red de CA requeridas en cualquiera de las terminales). Es posible que se requiera 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 proporcionado cierta información:
Para un enlace de 8 GW y 40 km (25 millas) tendido bajo el Canal de la Mancha , los siguientes son costos aproximados de equipo primario para un enlace HVDC bipolar convencional de 2000 MW y 500 kV (excluyendo el abandono del camino , los trabajos de refuerzo en tierra, el consentimiento, la ingeniería, seguro, etc).
- Estaciones convertidoras ~110 millones de libras esterlinas (~120 millones de euros o 173,7 millones de dólares)
- Cable submarino + instalación ~1 millón de libras/km (1,6 millones de libras/milla) (~1,2 millones de euros o ~1,6 millones de dólares/km; 2 millones de euros o 2,5 millones de dólares/milla)
Así, para una capacidad de 8 GW entre Gran Bretaña y Francia en cuatro enlaces, queda poco de los 750 millones de libras esterlinas para las obras instaladas. Agregue otros £ 200 a 300 millones para las otras obras, dependiendo de las obras terrestres adicionales necesarias. [37] [ ¿ fuente poco confiable? ]
Un anuncio de abril de 2010 para una línea de 2.000 MW y 64 km (40 millas) entre España y Francia se estima en 700 millones de euros. Esto incluye el coste de un túnel a través de los Pirineos. [38]
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 opera (en un momento dado) con un flujo de energía de CA a CC se denomina rectificador y la estación que opera con un flujo de energía de CC a CA se denomina rectificador. el 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 (estáticos). Los convertidores electrónicos para HVDC se dividen en dos categorías principales:
La mayoría de los sistemas HVDC actualmente en funcionamiento se basan en convertidores de línea conmutada.
La configuración básica de LCC utiliza un puente rectificador 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 sólo 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 . El aire acondicionado 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) y el otro un secundario en delta, 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 carriles 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 con convertidor de línea conmutada construidos desde la década de 1970.
Con los convertidores conmutados en línea, el convertidor tiene solo un grado de libertad: el ángulo de disparo , que representa el retardo de tiempo entre que el voltaje a través de una válvula se vuelve positivo (punto en el cual la válvula comenzaría a conducir si estuviera hecha de diodos) y el 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 por encima de 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 utilizaban 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 aparamenta 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 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, exceden 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. Es necesario conectar en paralelo componentes pasivos adicionales, como condensadores de clasificación y resistencias, 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 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 puede enviarse simplemente mediante una conexión por cable: debe aislarse. El método de aislamiento puede ser magnético pero suele ser 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 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 disparo óptico directo prescinde de la mayor parte de la electrónica de lado alto, y en su lugar utiliza pulsos de luz de la electrónica de control para cambiar los tiristores activados por luz (LTT), aunque aún puede ser necesaria una pequeña unidad electrónica de monitoreo para proteger la válvula.
En un convertidor de línea conmutada, la corriente CC (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, también se considera como inversor de fuente de corriente un convertidor de línea conmutada para HVDC .
Debido a que los tiristores sólo pueden activarse (no desactivarse) mediante una acción de control, el sistema de control tiene sólo un grado de libertad: cuándo activar 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 proporciona un segundo grado de libertad. Como resultado, se pueden utilizar para fabricar convertidores autoconmutados . En tales convertidores, la polaridad eléctrica de la tensión CC suele ser fija y la tensión CC, al estar suavizada por una gran capacitancia , puede considerarse constante. Por esta razón, un convertidor HVDC que utiliza IGBT suele denominarse convertidor de fuente de voltaje . La controlabilidad 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 del sistema de CA para su funcionamiento. Por lo tanto, un convertidor alimentado por voltaje puede alimentar energía a una red de CA que consta únicamente de cargas pasivas, algo que es imposible con LCC HVDC.
Los sistemas HVDC basados en convertidores alimentados por 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. mediante condensadores de suavizado 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 positivos y negativos. La modulación por ancho de pulso (PWM) se suele utilizar 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 varios submódulos convertidores independientes. , cada uno con su propio condensador de almacenamiento. Los IGBT de cada submódulo derivan 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 físicamente separados, aísla la estación del suministro de CA, para proporcionar una tierra local y garantizar el voltaje CC final correcto. La salida de estos transformadores luego se conecta 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 una tensión continua 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 los de sistemas LCC HVDC.
Un inconveniente importante de los sistemas HVDC que utilizan convertidores de línea conmutada es que los convertidores consumen inherentemente potencia reactiva . La corriente alterna que fluye hacia el convertidor desde el sistema de CA 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 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 extinción mayor que el habitual, o con una tensión CC 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 en los terminales de CA del convertidor. Los condensadores en derivación generalmente se conectan directamente a la tensión de la red, pero en algunos casos se pueden conectar a una tensión más baja 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 en derivación generalmente deben subdividirse en varios bancos conmutables (generalmente cuatro por convertidor) para evitar que se genere un exceso de potencia reactiva a baja potencia transmitida.
Los condensadores en derivación casi siempre están provistos de reactores de sintonización y, cuando sea necesario, resistencias de amortiguación para que puedan desempeñar una doble función como filtros de armónicos .
Los VSC, por otro lado, pueden producir o consumir energía reactiva según demanda, con el resultado de que normalmente no se necesitan condensadores en derivación separados (aparte de los necesarios exclusivamente para filtrado).
Todos los convertidores de electrónica 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 modular multinivel (MMC) recientemente desarrollado, los niveles de distorsión armónica pueden ser prácticamente insignificantes, pero con convertidores de conmutación de línea y tipos más simples de VSC, 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 de armónicos en los terminales de CA de dichos convertidores y, en esquemas de transmisión HVDC que utilizan líneas aéreas, también pueden ser necesarios en el lado de CC.
El componente básico de un convertidor HVDC con conmutación de 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 tensiones armónicas de orden 6n superpuestas a la tensión de CC.
Es muy costoso proporcionar filtros de 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 cambio de fase de 30° entre ellos). Con la disposición de doce pulsos, todavía se producen armónicos, pero sólo en los órdenes 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 cuentan con combinaciones de filtros de armónicos diseñados para lidiar con los armónicos 11.º y 13.º en el lado de CA y el 12.º armónico en el lado de CC. A veces, se pueden proporcionar filtros de paso alto para tratar con los números 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 quinto armónico.
La tarea de diseñar filtros de armónicos de CA para estaciones convertidoras HVDC es compleja y requiere mucho cálculo, ya que además de asegurar 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 resuenan. con algún componente en otra parte del sistema de CA. Para diseñar los filtros de CA se necesita un conocimiento detallado de la impedancia armónica del sistema de CA, en un amplio rango de frecuencias. [39]
Los filtros de CC solo se requieren 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 principal criterio de diseño para los filtros de CC es garantizar que las corrientes armónicas que fluyen en las líneas de CC no induzcan interferencias. en líneas telefónicas cercanas de hilo abierto . [40] Con el aumento 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.
Algunos tipos de convertidores alimentados por 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 , utilizado con modulación de ancho de pulso (PWM), todavía requieren algo de filtrado, aunque menos que en los sistemas convertidores con conmutación de línea.
En este tipo de convertidores, el espectro armónico se desplaza generalmente a frecuencias más altas que en los convertidores de conmutación de 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 alto voltaje con respecto a tierra, está conectado a una línea de transmisión. El terminal puesto a tierra podrá 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 en la tierra (o en el agua) entre dos electrodos. Esta disposición es un tipo de sistema de retorno a tierra de un solo cable .
Los electrodos se encuentran normalmente a decenas de kilómetros de las estaciones y están conectados a las estaciones a través de una línea de electrodos de media tensión . El diseño de los electrodos 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 ánodo es bastante complejo.
Para transmisiones de 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:
Estos efectos pueden eliminarse 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 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. [41]
Los sistemas monopolares modernos para líneas aéreas puras generan normalmente 1,5 GW. [42] 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 utiliza, se utiliza como línea de electrodos o se conecta en paralelo con el otro (como en el caso del Cable Báltico ).
Una alternativa es utilizar dos conductores de alto voltaje, que funcionen 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 únicamente mediante una alta impedancia y no hay corriente de tierra. La disposición monopolar simétrica es poco común en los convertidores con conmutación de línea (el interconector NorNed es un ejemplo raro), pero es muy común en los convertidores alimentados por voltaje cuando se utilizan cables.
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 todo el voltaje, el costo de la línea de transmisión es mayor que el de un monopolo con un conductor de retorno. Sin embargo, la transmisión bipolar tiene una serie de ventajas que pueden convertirla en una opción atractiva.
También se puede instalar un sistema bipolar con un conductor metálico de retorno a tierra.
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 eran (a partir de 2010) los convertidores HVDC más potentes jamás construidos. [43] 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 1.600 MW.
Las instalaciones de cables submarinos inicialmente puestas en servicio como monopolo pueden actualizarse con cables adicionales y funcionar como bipolo.
Se puede implementar un esquema bipolar para que se pueda cambiar la polaridad de uno o ambos polos. Esto permite el funcionamiento como dos monopolos paralelos. Si falla un conductor, la transmisión aún puede continuar a capacidad reducida. Las pérdidas pueden aumentar si los electrodos y 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 .
Una estación consecutiva (o B2B para abreviar) es una planta en la que ambos convertidores se encuentran en la misma zona, normalmente en el mismo edificio. La longitud de la línea de corriente continua se mantiene lo más corta posible. Las estaciones HVDC consecutivas se utilizan para
La tensión continua en el circuito intermedio se puede seleccionar libremente en las estaciones HVDC consecutivas debido a la corta longitud del conductor. El voltaje de CC generalmente se selecciona para que sea lo más bajo posible, con el fin de construir una pequeña sala de válvulas y reducir la cantidad de tiristores conectados en serie en cada válvula. Por esta razón, en las estaciones HVDC consecutivas, se utilizan válvulas con la clasificación de corriente más alta disponible (en algunos casos, hasta 4500 A).
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 multiterminales 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). Se tiende a utilizar la configuración en paralelo para estaciones de gran capacidad y en serie para estaciones de menor capacidad. Un ejemplo es el sistema de transmisión Quebec-Nueva Inglaterra de 2.000 MW inaugurado en 1992, que actualmente es el sistema HVDC multiterminal más grande del mundo. [44]
Los sistemas multiterminales son difíciles de realizar utilizando convertidores de línea conmutada porque las inversiones de potencia se efectúan invirtiendo la polaridad del voltaje CC, lo que afecta a todos los convertidores conectados al sistema. Con los convertidores de voltaje, la inversión de potencia se logra invirtiendo la dirección de la corriente, lo que hace que los sistemas de múltiples terminales conectados en paralelo sean mucho más fáciles de controlar. Por este motivo, se espera que los sistemas multiterminales sean mucho más comunes en un futuro próximo.
China está ampliando su red para hacer frente al aumento de la demanda de energía, al tiempo que aborda objetivos medioambientales. China Southern Power Grid inició un proyecto piloto VSC HVDC de tres terminales en 2011. El proyecto ha diseñado potencias 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 energía continental de Guangdong. red a través de 32 km (20 millas) de combinación de cables terrestres HVDC, cables marítimos y líneas aéreas. Este proyecto se puso en funcionamiento el 19 de diciembre de 2013. [45]
En la India, está previsto que el proyecto multiterminal del noreste de Agra entre en funcionamiento en 2015-2017. Tiene una potencia de 6.000 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 1.728 km (1.074 millas). [46]
Cross-Skagerrak constaba desde 1993 de 3 polos, de los cuales 2 estaban conectados en paralelo y el tercero utilizaba una polaridad opuesta con un voltaje de transmisión más alto. Esta configuración finalizó en 2014 cuando los polos 1 y 2 nuevamente fueron reconstruidos para funcionar en bipolo y el polo 3 (LCC) funciona en bipolo con un nuevo polo 4 (VSC). Esta es la primera transmisión HVDC en la que los polos LCC y VSC cooperan en un bipolo.
Un acuerdo similar fue el HVDC Inter-Island en Nueva Zelanda después de una mejora de capacidad en 1992, en el que los dos convertidores originales (que usaban válvulas de arco de mercurio) se conmutaron en paralelo alimentando el mismo polo y se instaló un nuevo tercer convertidor (tiristor) con polaridad opuesta y voltaje de operación más alto. Esta configuración terminó en 2012 cuando los dos convertidores antiguos fueron reemplazados por un único convertidor de tiristor nuevo.
Un plan patentado en 2004 [47] está destinado a la conversión de líneas de transmisión de CA existentes a HVDC. Dos de los tres conductores del circuito funcionan como bipolares. El tercer conductor se utiliza como 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 [actualizar], no hay conversiones tripolares en funcionamiento, aunque una línea de transmisión en India se ha convertido a HVDC bipolar ( HVDC Sileru-Barsoor ).
La descarga corona es la creación de iones en un fluido (como el aire ) por la presencia de un fuerte campo eléctrico . Los electrones se arrancan 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 energía, 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 y en el segundo como viento constante. Debido a la carga espacial formada alrededor de los conductores, un sistema HVDC puede tener aproximadamente la mitad de pérdida por unidad de longitud que 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 en 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 favor del viento de la línea eléctrica, lo que genera posibles efectos sobre la salud. El uso de un voltaje positivo reducirá los impactos sobre el ozono de las líneas eléctricas monopolo HVDC.
La controlabilidad del 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 fronteras nacionales o regionales para el intercambio de energía (en América del Norte, HVDC Las conexiones dividen gran parte de Canadá y 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 central hidroeléctrica en un sitio remoto a un área urbana, pueden usarse apropiadamente sistemas de transmisión HVDC; 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 . Otras aplicaciones se indican a lo largo de este artículo.
Las líneas de transmisión de CA solo pueden interconectar 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 la 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 momento, está dividida en regiones que no están sincronizadas: Este , Oeste , Texas , Quebec y Alaska . Brasil y Paraguay , que comparten la enorme central hidroeléctrica de la Represa de Itaipú , operan en 60 Hz y 50 Hz respectivamente. Sin embargo, los sistemas HVDC permiten interconectar redes AC no sincronizadas, y también añaden la posibilidad de controlar la tensión AC 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. [48]
Sin embargo, en general, una línea eléctrica 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; 31 millas para cables submarinos, y quizás 600 a 800 km; 370 a 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 dirección del flujo de energía. Por lo tanto, una ventaja adicional de la existencia de enlaces HVDC es la posible mayor estabilidad en la red de transmisión.
Varios estudios han puesto de relieve 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 la producción de un gran número de parques eólicos o solares geográficamente dispersos. [49] El estudio de Czisch concluye que una red que cubra la periferia de Europa podría proporcionar energía 100% renovable (70% eólica, 30% biomasa) a precios cercanos a los actuales. Ha habido un debate sobre la viabilidad técnica de esta propuesta [50] y los riesgos políticos involucrados en la transmisión de energía a través de un gran número de fronteras internacionales. [51]
La construcción de tales superautopistas de energía verde se defiende en un documento técnico publicado por la Asociación Estadounidense de Energía Eólica y la Asociación de Industrias de Energía Solar en 2009. [52] Clean Line Energy Partners está desarrollando cuatro líneas HVDC en los EE. UU. para rutas de larga distancia. transmisión de energía eléctrica. [53]
En enero de 2009, la Comisión Europea propuso 300 millones de euros para subsidiar 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 con parques eólicos marinos y conexiones cruzadas. -Interconectores fronterizos en toda Europa. Mientras tanto, la recién 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. [54] En 2020 se propuso el interconector HVDC Japón-Taiwán-Filipinas. El propósito de este interconector es facilitar el comercio transfronterizo de energía renovable con Indonesia y Australia, en preparación para la futura Súper Red del Pacífico Asiático. [55]
UHVDC (corriente continua de voltaje ultraalto) se perfila como el último frente tecnológico en tecnología de transmisión de CC de alto voltaje. UHVDC se define como transmisión de voltaje CC superior a 800 kV (HVDC generalmente es de solo 100 a 800 kV).
Uno de los problemas con las superredes UHVDC actuales es que, aunque son menos que la transmisión de CA o la transmisión de CC a voltajes más bajos, todavía sufren pérdidas de energía a medida que se extiende la longitud. Una pérdida típica para líneas de 800 kV es del 2,6% en 800 km (500 millas). [56] 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 costosos. Sin embargo, con los avances en la fabricación, cada vez es más factible construir líneas UHVDC.
En 2010, el Grupo ABB 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 del despliegue reciente de tecnología UHVDC se ha realizado en China, también se ha implementado en América del Sur y en otras partes de Asia. En India, se espera que en 2019 se complete una línea de 1.830 km (1.140 millas), 800 kV y 6 GW entre Raigarh y Pugalur. [57] En Brasil, la línea Xingu-Estreito de más de 2.076 km (1.290 millas) con 800 kV y 4 GW se completaron en 2017, y la línea Xingu-Rio de 2.543 km (1.580 millas) 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.