HVDC - Sistemas de Alta Tensión en Corriente Continua

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Transporte Electricidad

En Español

Agustí Egea Oriol Gomis

Centro de Innovación Tecnológica en Convertidores Estáticos y Accionamientos – Barcelona, España (CITCEA)

Noviembre 2008

Introducción a los sistemas de Alta Tensión en Corriente

Continua (HVDC)

Artículo – Transporte electricidad



INDICE

1 INTRODUCCIÓN A LOS SISTEMAS HVDC ....................... 3 1.1 APLICACIONES ............................................................................................................... 3 1.2 COSTES DE LAS LÍNEAS HVDC........................................................................................ 4 1.3 CONFIGURACIÓN DE UN CENTRO DE TRANSFORMACIÓN .................................................... 5

2 TOPOLOGÍA DE CONEXIONES Y REDES EN HVDC ....... 6 2.1 TIPOS DE CONEXIONES EN HVDC ................................................................................... 6

2.1.1 Monopolar................................................................................................................ 6 2.1.2 Bipolar...................................................................................................................... 6 2.1.3 Homopolar ............................................................................................................... 6

2.2 CONFIGURACIONES DEL SISTEMA ELÉCTRICO EN HVDC................................................... 7 2.2.1 Punto a punto .......................................................................................................... 7 2.2.2 Back-to-back............................................................................................................ 7 2.2.3 Multiterminal ............................................................................................................ 7

3 TECNOLOGÍAS DE CONVERTIDORES............................. 8 3.1 TECNOLOGÍA LCC (LINE COMMUTATED CONVERTER) ...................................................... 8 3.2 TECNOLOGÍA VSC (VOLTAGE SOURCE CONVERTER ) ...................................................... 9

4 PROYECTOS EMBLEMÁTICOS DE HVDC...................... 11

5 BIBLIOGRAFÍA ................................................................. 12



1 Introducción a los sistemas HVDC

Históricamente, los inicios de la electricidad se encuentran en los sistemas de corriente continua (CC), pero la facilidad de trasformación y transporte de la corriente alterna (CA) fomentó su uso e instalación a gran escala, restringiendo el uso de la corriente continua a entornos minoritarios.

No fue hasta la segunda mitad del siglo XX que la investigación con semiconductores permitió el desarrollo de la electrónica de potencia y con ello la posibilidad de convertir la corriente alterna en continua y viceversa con dispositivos sin partes móviles y altos rendimientos. El principal problema que tenían los primeros dispositivos era las bajas potencias que eran capaces de procesar, alrededor de 30MW, y el elevado coste que tenían. Por eso se empezó a utilizar esta tecnología en aquellos lugares en los que presentaba ventajas que no se podían conseguir con otras tecnologías como la transmisión de potencia a largas distancias o la interconexión de sistemas eléctricos vecinos que funcionan a distas frecuencias.

Esta tecnología se conoce como HVDC (High-Voltage Direct current), en Castellano, Alta Tensión en Corriente continua. Su evolución ha permitido augmentar las potencias a tratar, a día de hoy, hay operativas líneas de transmisión con potencias alrededor de 3000MW y 800kV en China e India.

Las principales ventajas de los sistemas HVDC incluyen [1]:

‐ Mínimas perdidas en líneas de transporte.

‐ Posibilidad del control total de potencia activa.

‐ Corredor de paso menor en líneas en corriente continua comparado con la

misma potencia en corriente alterna.

‐ Menor magnitud del efecto corona.

‐ Eliminación de las pérdidas por capacidad entre conductores.

Las principales desventajas son:

‐ Alto coste de los equipos de conversión.

‐ Imposibilidad del uso de transformadores para variar la tensión.

‐ Generación de armónicos en el lado de corriente alterna.

‐ Obligación de tener un generador de reactiva.

‐ Requerimiento de controles complejos.

1.1 Aplicaciones

Las aplicaciones más usuales de los sistemas de corriente continua se basan en aplicaciones donde el uso de corriente alterna no es técnicamente o económicamente viable. Las aplicaciones principales son:



‐ Líneas de transporte de potencia a largas distancias. A partir de una cierta distancia, situada entre 400 y 700km, las pérdidas por corrientes parásitas y el coste de una línea de corriente alterna superan a los de una línea de corriente continua, por eso se utilizan instalaciones HVDC. Un ejemplo podrían ser las líneas de corriente continúa que conectan la presa de las tres gargantas con distintas ciudades en China, las líneas están alrededor de 3000MW y longitudes alrededor de 900km.

‐ Transmisión de potencia en entornos marinos o subterráneos. En

corriente alterna las perdidas de las líneas subterráneas o marinas son considerables debido a la capacitancia de los conductores. Para eliminar este tipo de pérdidas se utilizan sistemas que trabajen en corriente continua. Un ejemplo de esta aplicación es la línea que cruza el canal de la Manga que une el Reino Unido y Francia con una longitud de 70km y una potencia de 2000MW.

‐ Conexión de sistemas eléctricos asíncronos. En distintas zonas del mundo,

las redes eléctricas colindantes trabajan a distinta frecuencia, para poder unirlas se utilizan estaciones convertidoras, que mediante convertidores modulan la tensión y la corriente a la frecuencia óptima. Esta configuración es conocida como bact-to-back. Un ejemplo podría ser la conexión entre Paraguay y Brasil con una potencia de 55MW.

‐ Estabilización del sistema eléctrico. En grandes sistemas eléctricos, el flujo

puede verse inestable bajo ciertas condiciones transitorias, para facilitar el control de estas situaciones se instalan enlaces en corriente continua que permiten un rápido control de la potencia.

1.2 Costes de las líneas HVDC Uno de los casos en los que más se ha estudiado el coste de las instalaciones en corriente continua son las líneas de transmisión de potencia. En este caso, debido al alto coste inicial de las instalaciones, solo es viable en proyectos donde la distancia sea larga o las perdidas sean considerables.

En la figura 1 se puede observar que, a partir de un punto situado entre 400 y 700 km (dependiendo de las condiciones), en las instalaciones aéreas el coste de las líneas de CC es menor que las líneas de CA. En gran parte se debe a la eliminación de las perdidas por reactancias que existen a lo largo del trazado. También colabora el hecho de la eliminación de cómo mínimo un conductor y la reducción del tamaño de la torre, que hace el coste incremental por unidad de longitud de las líneas en CC menor que en las líneas de CA.



Figura 1. Comparativa de los costes de las líneas de CA y CC

1.3 Configuración de un centro de transformación

Como la corriente alterna y la corriente continua son de distinta naturaleza se requiere del uso de unos dispositivos que permita pasar de un tipo de corriente al otro, estos dispositivos son conocidos como convertidores. Los convertidores que permiten el paso CA/CC son conocido como rectificadores, los que permiten el paso CC/CA son conocidos como inversores. Las instalaciones donde se encuentran estos dispositivos se denominan centros de conversión. A parte, de los convertidores encontramos otros elementos necesarios para un correcto funcionamiento como los filtros o el transformador de conversión [2].

Los convertidores no pueden ser conectados directamente entre las dos redes ya que su uso genera una gran cantidad de armónicos. Por esta razón se tienen que instalar filtros en las redes de AC y DC.

También se requiere de un transformador para adecuar la tensión de red a los niveles requeridos para el buen funcionamiento del convertidor. Asimismo, proporciona aislamiento galvánico entre la red y el convertidor.

Figura 2. Esquema simplificado de una estación de conversión



2 Topología de conexiones y redes en HVDC

2.1 Tipos de conexiones en HVDC

De forma análoga a los sistemas trifásicos de corriente alterna, en corriente continua se pueden distinguir diferentes tipos de conexiones entre dispositivos de una red. Estos pueden ser a un o dos hilos.

2.1.1 Monopolar La configuración monopolar consiste en la utilización de un único conductor para transmitir potencia entre una estación de conversión y otra, realizando el retorno mediante los electrodos de las subestaciones conectados a tierra.

Este tipo de conexión supone un ahorro en el cable conductor pero se tiene que tener presente que no siempre es recomendable su uso, especialmente cuando las pérdidas por la tierra son muy grandes o no se puede instalar por razones medioambientales. En estos casos se puede instalar un retorno metálico.

2.1.2 Bipolar La conexión bipolar consiste en el uso de dos conductores, uno trabajando con polaridad positiva y otro con polaridad negativa transmitiendo la misma potencia simultáneamente. El uso de esta conexión permite que en condiciones normales de operación la corriente de retorno sea cero, ya que al aplicar la primera ley de Kirchhoff las intensidades, provenientes de la línea con polaridad positiva y de la línea con polaridad negativa se anulan.

En el caso en que una línea entre en fallada o tenga programadas operaciones de mantenimiento, la otra se puede operar como una línea monopolar con retorno por la tierra.

2.1.3 Homopolar Este tipo de enlace consiste en la operación de dos cables conductores con la misma polaridad utilizando la tierra o un conductor metálico como retorno. En este conductor habrá dos veces la corriente nominal de una línea.



Figura 3. Esquema de las distintas topologías de conexión

2.2 Configuraciones del sistema eléctrico en HVDC

De forma análoga a los sistemas de corriente alterna en HVDC existen unas estructuras de red básicas. Estas configuraciones vienen fijadas por el uso y aplicaciones que hasta hoy han tenido las redes en corriente continua.

2.2.1 Punto a punto La configuración punto a punto, es la tipología más utilizada para conectar dos puntos lejanos mediante una línea de corriente continua. Esta instalación consiste en dos estaciones convertidoras conectadas mediante una línea de transmisión. Debido a las aplicaciones de la tecnología hasta día de hoy, es la configuración más extendida hasta el momento.

2.2.2 Back-to-back La configuración back-to-back, es la conexión utilizada para conectar dos sistemas asíncronos (a distinta frecuencia). La instalación consiste en la interconexión de dos convertidores situados en la misma estación convertidora, uno para cada sistema eléctrico. La interconexión se realiza mediante un enlace en corriente continua, sin la necesidad de una línea de transmisión.

2.2.3 Multiterminal

La tipología multiterminal consiste en la conexión de tres o más conversores separados geográficamente. Este tipo de configuración presenta las bases para crear el concepto de bus de transmisión en corriente continua. Existen dos tipos de conexiones multiterminales, una conocida como paralelo, que consistente en la interconexión de los convertidores en paralelo, así cada uno vería la misma tensión y otra de serie donde se conectarían los convertidores en serie. También pueden existir conexiones hibridas combinado serie y paralelo.



Figura 4. Estructuras de conexión en sistemas HVDC

3 Tecnologías de convertidores

Desde los inicios de la tecnología HVDC el diseño de los convertidores se ha basado en el uso de los tiristores, dando lugar a la tecnología LCC (Line cummuted Converter), que solo permite el control de la energía activa. Pero gracias al desarrollo de equipos de potencia con transistores de capacidad de conmutación forzada, se ha desarrollado la tecnología VSC que permite el control de la energía activa y reactiva. Actualmente, la potencia de un convertidor LCC se encuentra alrededor de 3000MW y 300MW para la tecnología VSC.

3.1 Tecnología LCC (Line Commutated Converter)

La tecnología de convertidores LCC (Line Commutated Converter) se basa en el uso de la conmutación natural. Originalmente se usaban válvulas de mercurio pero durante los años 70, la evolución y aumento de las potencias y tensiones de los dispositivos semiconductores permitió sustituir las válvulas por tiristores. El empleo de tiristores permite el control del momento del disparo del tiristor pero no del apagado. Como consecuencia de esto, los rectificadores LCC permiten controlar la potencia activa pero no la reactiva.

Para el rectificado en las estaciones de conversión equipados con la tecnología LCC, suelen usarse dos rectificadores de seis tiristores conectados a dos transformadores cuyos devanados están desfasados 30º entre si, denominando a esta configuración rectificador de doce pulsos. Esta configuración de 12 pulsos, se destaca por reducir la distorsión armónica frente al rectificador convencional de seis pulsos.

También se requieren filtros en el lado de continua como en el de alterna para minimizar el efecto de los armónicos en la red. Al mismo tiempo, se requiere una fuente de reactiva en el lado de alterna para asegurar un buen funcionamiento de la estación convertidora.



Figura 5. Esquema de un centro de conversión LCC. Figura 6. Imagen de un tiristor.

Imagen gentileza de ABB

3.2 Tecnología VSC (Voltage Source Converter )

La tecnología VSC (Voltage Source Converter) se basa en el uso de dispositivos semiconductores de conmutación forzada. Estos semiconductores (habitualmente IGBT1) pueden conmutar sin necesidad de la red, permitiendo el control simultáneo e independiente de potencia activa y reactiva.

A nivel comercial, existen distintas configuraciones de convertidores aplicadas a la tecnología VSC. Siendo las más importantes la tecnología HVDC Plus® diseñada por Siemens y la tecnología HVDC Light® desarrollada por ABB [3].

Figura 7. Esquema de una estación convertidora VSC con tecnología HVDC Light®.

Imagen gentileza de ABB.

1 IGBT Isolated Gate Bipolar Transistor



Tanto la tecnología HVDC Plus® como la tecnología HVDC Light® utilizan una estructura de subestación muy similar. Su principal diferencia es el uso de una estructura de convertidor a tres niveles (tres niveles de IGBT) por parte de la tecnología desarrollada por Siemens y el uso de un convertidor a dos niveles (dos niveles de IGBT) por parte de la tecnología desarrollada por ABB.

Igual que en la tecnología LCC, las estaciones equipadas con VSC requieren filtros en el lado de continua como en el de alterna para minimizar el efecto de los armónicos. A diferencia que la tecnología anterior, la VSC no requiere ninguna fuente de reactiva ya que el propio convertidor es capaz de controlarla.



4 Proyectos emblemáticos de HVDC En este apartado se mencionan algunos de los proyectos mas emblemáticos realizados con las tecnologías LCC y VSC que marcaron una referencia en el momento de su puesta en servicio [4].

La tecnología LCC se empezó a utilizar en líneas transmisión de potencia en una conexión en Suecia con la isla de Gotland, este enlace utilizaba válvulas de mercurio y tenia una potencia de 20MW. El primer ejemplo de aplicación de tiristores lo encontramos en Canadá, con una instalación también pionera por ser la primera conexión back-to-back del mundo, esta tenia una potencia de 320MW. Actualmente hay múltiples proyectos de contracción de líneas eléctricas en CC, con potencias alrededor de 3000MW.

Figura 8. Cronograma con algunas de las instalaciones singulares con tecnología LCC

Hace relativamente poco que se empieza a utilizar la tecnología VSC, el primer caso de utilización fue una línea de 70km entre la península escandinava y la isla de Gotland, con una potencia de 50 MW. En 10 años se ha mejorado su capacidad de potencia y uno de los últimos proyectos ya contaba con una potencia de 350MW.



Figura 9. Cronograma con algunas de las instalaciones singulares con tecnología VSC

5 Bibliografía

[1] Vijay K. Sood. HVDC and FACTS Controllers. Kluwer Academic Publishers. 2004.

[2] J. Frau. Transporte de energía eléctrica en corriente continua: HVDC. Automática e Instrumentación. Abril 2006.

[3] Technical description of HVDC Light® technology. ABB.

[4] HVDC PROJECTS LISTING. IEEE Transmission and Distribution Committee.

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