INDICE

1. Introducción a los sistemas HVDC

1.1 Historia de la transmisión en DC

2. conceptos generales de los sistemas HVDC

2.1 Tipos de líneas de Transmisión en HVDC

2.2 Tipos de conexiones en HVDC

2.3 Configuraciones del sistema eléctrico en HVDC

3. Ventajas y desventajas de sistemas HVDC vs HVAC

3.1 Componentes de un sistema HVDC

3.2 Costes de las líneas HVDC

4. Conclusiones

5. Bibliografía

Objetivos Generales

El objetivo de este trabajo escrito es presentar los principales conceptos relacionados a la

transmisión de HVDC, el funcionamiento de sus distintos componentes, sus ventajas y

desventajas con respecto a la transmisión de corriente alterna, desde el punto de vista

económico, técnico y ambiental, también se dará a conocer sus orígenes y su historia de

evolución a través de los años.

1. Introducción a los sistemas HVDC

Desde los inicios de la transmisión de energía eléctrica se ha implementado la transmisión

de corriente continua, no obstante, ésta presenta considerables desventajas, como la

dificultad de utilizar transformadores para variar niveles de tensión, las complicaciones

para rectificar voltajes generados por fuentes de corriente alterna, etc. Sin embargo la

investigación y el desarrollo en esta área nunca ha sido abandonada, buscándose

siempre nuevas y más eficientes formas de transmisión de corriente continúa. Si bien es

cierto que los avances en la electrónica de potencia permitieron el progreso de esta

tecnología y la posibilidad de convertir la corriente alterna en continua y recíprocamente,

con dispositivos sin partes móviles y altos rendimientos.

La transmisión de corriente continua de alto voltaje HVDC (High Voltage Direct Current)

requiere ciertos componentes, entre ellos, sistemas de rectificado e inversión que

permitan conectar éstas redes con redes AC, lo que además permite la conexión de

sistemas AC de distintas frecuencias o que estén desfasados, etc. Las aplicaciones más

habituales de los sistemas HVDC se basan en aplicaciones donde el uso de AC no es

técnicamente o económicamente viable. Algunas de las aplicaciones:

Líneas de transporte de potencia a largas distancias.

Transmisión de potencia en entornos marinos o subterráneos.

conexión de sistemas eléctricos asíncronos.

Estabilización del sistema eléctrico.

La transmisión se puede hacer de muchas formas ya sea subterránea, submarina y aérea,

y en todas causando menos daño a la naturaleza y logrando llegar a lugares mucho más

alejados. Más adelante se entrara en detalles sobre todos los temas comentados

anteriormente.

1.1 Historia de la transmisión en DC

Históricamente, al principio de la revolución eléctrica el sistema predominante era el sistema de Thomas Edison, que utilizaba la corriente continua (CC). En los cuales era poco adecuado para grades demandas. El problema del transporte en las ciudades era aún más difícil, ya que la distribución de grandes cantidades de Corriente Continua en 110 voltios era muy costosa y además de las enormes pérdidas por disipación en forma de calor.

Entonces la comodidad o facilidad de trasformación y transmisión de la corriente alterna (CA) promovieron su uso e instalación a gran escala, limitando el uso de la corriente continua a ambientes minoritarios.

De cierto modo la humanidad no dejo de hacer investigaciones sobre esta tecnología y medida que iba pasando el tiempo científicos de todo el mundo hacían sus aportes a la transmisión en corriente continua. La primera transmisión a larga distancia de energía eléctrica se demostró que utilizaba corriente directa en 1882 en Miesbach-Munich, aunque sólo se transmitían 2,5 kW. Uno de los primeros métodos de transmisión de alta tensión en corriente directa fue desarrollado por el ingeniero suizo René Thury y su método se puso en práctica en 1889 en Italia por la empresa Acquedotto De Ferrari-Galliera.

Este sistema utiliza conjuntos motor-generador conectados en serie para aumentar la tensión. Cada juego fue aislado del suelo y conducido por pozos aislados de un motor primario. La línea fue operada en modo de corriente constante, con un máximo de 5.000 voltios en cada máquina, algunas máquinas con conmutadores doble para reducir el voltaje en cada colector. Muchos dispositivos electromecánicos fueron probados durante la primera mitad del siglo 20 con poco éxito comercial debido al auge de la transmisión en AC.

No fue hasta la segunda mitad del siglo XX que la investigación con semiconductores permitió el progreso 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. La primera transmisión comercial fue construida por ASEA (ABB) en 1954 (100 kV, 20 MW) que Interconectaba la isla de Gotland con Suecia mediante un cable submarino de 98KM. El problema más importante que tenían los primeros dispositivos eran las bajas potencias que podían procesar, alrededor de 30MW, y el elevado coste que tenían.

En 1967 se comenzó a utilizar válvulas de estado sólido (tiristores) en la transmisión en HVDC, siendo Gotland una vez más el primer enlace en manejar esta tecnología.

Se utilizaron 180 tiristores en serie. Un año después, en la interconexión Cahora Bassa-Apollo se acoplaron 280 tiristores en serie, batiendo 4 récords del mundo: mayor tensión (533 kV), mayor potencia (1920 MW), mayor longitud (1420 km) y el primero que instalaba las válvulas en intemperie.

En el cincuenta aniversario del primer enlace HVDC (2004), la capacidad instalada en el mundo utilizando esta tecnología ascendía a más de 70.000 MW . Los mayores proyectos realizados hasta la fecha son:

Mayor enlace construido (Itaipu, Brasil): 6.300 MW, ±600 kV. Año 1985. El mayor convertidor (Gorges-Changzhou, China): 1.500 MW, 500 kV. Año 2002. El cable subterráneo de mayor longitud con tecnología VSC (Murraylink, Australia):

180 km, 200 MW. Año 2002. El mayor sistema VSC (Cross Sound, USA): 330 MW. Año 2002. Primera carga en alta mar (plataforma petrolífera Troll, Noruega): 2 x 42 MW.

(Proyecto en año 2002). Primer sistema multiterminal (Québec-Nueva Inglaterra, Canada): 2000 MW. Año

1992. El cable submarino tendido a mayor profundidad (Italia-Grecia): 1000 m. Año 2001. Tres gargantas Shanghái (China). Tecnología de conmutación con tiristores de

segunda generación, línea de 900km, 3000MW, 150KV. Año 2007. Instalación de línea eléctrica aérea de deshielo. Levis De-Icer Canadá – Levis. 250

MW, 242Km, 17Kv. Año 2008 Proyecto Ballia-Bhiwadi, ( India). Línea de 700Km. 2500MW a 500Kv año 2009

2. Conceptos generales de los sistemas HVDC

2.1 Tipos de líneas de Transmisión en HVDC

La transmisión masiva de energía eléctrica está cubriendo mayores distancias debido a

que la generación con fuentes renovables como la producida en centrales hidroeléctricas,

la eólica y la solar está limitada por la localización y no deja otra alternativa. Por tal motivo

los desarrollos tecnológicos en las líneas de transmisión en HVDC enfocan sus avances

en esta problemática. Creando así líneas de transmisión que puedan ser instaladas en

ambientes especiales. La transmisión en HVDC se puede hacer por líneas aéreas,

subterráneas o submarinas.

Transmisión submarina: La transmisión en corriente alterna por cable submarino está

limitada a ~130 kilómetros por la reactancia propia del cable. La transmisión

HVDC es la más eficiente y es el único medio para largas distancias. Los sistemas HVDC

con cables submarinos interconectan sistemas en distancias mayores a 600 kilómetros

con potencias hasta 1.000 MW, establecidos a profundidades no mayores a 80 m.

Transmisión subterránea: La transferencia de energía por medio de líneas subterráneas

HVDC a zonas aglomeradas donde es imposible la instalación de generación (zonas

urbanas con gran crecimiento demográfico y energético). Este tipo de líneas permiten la

transmisión de energía eléctrica de una manera más fácil y prácticas en aquellas

regiones en donde el espacio aéreo es limitado.

Transmisión aérea: Las líneas aéreas de un sistema HVDC presenta muchas ventajas

importantes con relación a las aéreas HVAC en todos los sentidos. Una ventaja es el

tamaño de las torres. Si bien la distancia entre líneas debido a la tensión es mayor en

HVDC (en un factor √3), el número de líneas es menor (dos líneas en HVDC frente a tres

en HVAC). Esta diferencia en la distancia entre líneas es debida a que en AC depende de

la tensión entre fases, mientras que en DC depende de la existencia entre fase y tierra. El

resultado son unas torres de menor tamaño y menor necesidad de corredor de paso.

2.2 Tipos de conexiones en HVDC

De forma similar a los sistemas trifásicos AC, en corriente continua se pueden diferenciar

varios tipos de conexiones entre dispositivos de una red. Estos pueden ser a uno o dos

hilos.

Monopolar

Este tipo de conexión consiste en la utilización de un único conductor para transmitir

potencia entre una estación de conversión y otra, haciendo el retorno por medio de los

electrodos de las subestaciones conectados a tierra. Esta conexión permite un ahorro en

el cable conductor aunque se tiene que tener en cuenta que no siempre es aconsejable su

uso, principalmente cuando las pérdidas por la tierra son muy significativas o no se puede

instalar por razones medioambientales.

Bipolar

En la conexión bipolar se utilizan dos conductores, uno actuando con polaridad positiva y

otro con polaridad negativa transfiriendo la misma potencia paralelamente. El manejo de

esta conexión permite que en circunstancias normales de operación la corriente de

retorno sea cero, porque al aplicar la primera ley de Kirchhoff las corrientes, procedentes

de la línea con polaridad positiva y de la línea con polaridad negativa se cancelan. En la

situación en que una línea presente una falla o tenga programadas operaciones de

mantenimiento, la otra línea puede operar como una línea monopolar .

Homopolar

Este tipo de conexión consiste en el manejo de dos cables conductores con la misma

polaridad utilizando la tierra o un conductor metálico como retorno. En este conductor

tendrá dos veces la corriente nominal de una línea.

2.3 Configuraciones del sistema eléctrico en HVDC

Estas configuraciones se constituyen por el uso y aplicaciones que hasta hoy han tenido

las redes en corriente continua.

Punto a punto

La configuración punto a punto, es la tipología más utilizada para interconectar dos puntos

a grandes distancias por medio de una línea en DC. Este tipo de arreglo consiste en dos

estaciones convertidoras conectadas por medio de una línea de transmisión, usualmente

líneas submarinas. Permite la transmisión a cargas aisladas. Es la configuración más

extendida hasta el momento.

Back-to-back

La configuración back-to-back, es usada para conectar dos sistemas asíncronos (a

distinta frecuencia) o también como acoplamiento de dos redes de la misma frecuencia

nominal pero ninguna relación de fase fija. Esta configuración consiste en la interconexión

de dos convertidores ubicados en la misma estación convertidora, uno para cada sistema

eléctrico. La interconexión se efectúa por medio de una conexión en DC, sin la necesidad

de una línea de transmisión.

Multiterminal

Cuando es necesaria la conexión de tres o más subestaciones conversoras separadas

geográficamente se utiliza la configuración multiterminal. Este tipo de configuración

muestra 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.

3. Ventajas y desventajas de sistemas HVDC vs HVAC

Las principales ventajas de los sistemas HVDC incluyen:

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.

La figura anterior muestra cómo la potencia del sistema HVDC no se ve afectada casi por

la distancia, mientras que con HVAC la capacidad de transmisión se reduce con la

longitud de las líneas, debido a sus efectos inductivos. Otro problema que se suma es el

desfase generado por esta misma inductancia entre los dos extremos de la línea, debido a

que puede conducir a la inestabilidad del sistema. Estos problemas no aparecen en los

sistemas HVDC por no estar afectados por la inductancia de la línea

3.1 Costes de las líneas HVDC

Una de las preocupaciones que más se ha estudiado en el costo de las instalaciones en

DC son las líneas de transmisión de potencia. Debido al alto coste inicial de las

instalaciones, solo es viable en proyectos donde la distancia sea larga o las perdidas sean

considerables.

Como podemos observar en la figura siguiente, a partir de un punto situado entre 400 y

700 km dependiendo de las condiciones, en las instalaciones aéreas el costo de las líneas

de Corriente Continua es menor que las líneas de CA. Esto se debe a la eliminación de

las perdidas por reactancias que existen a lo largo del trazado. También se suma el hecho

de la eliminación de cómo mínimo un conductor y la reducción del tamaño de la torre, que

hace el costo incremental por unidad de longitud de las líneas en CC menor que en las

líneas de CA.

3.2 Componentes de un sistema HVDC

Aunque varios de los consumos instalados actualmente trabajan con corriente continua,

todos ellos están diseñados para realizar la conversión desde el nivel de corriente alterna

al que están conectados al de continua necesario para su funcionamiento. Del mismo

modo, la generación de energía eléctrica se realiza en AC.

Esto significa que, para transmitir la energía implementando HVDC, es necesario

convertirla de AC a DC para posteriormente realizar la transformación inversa, de DC a

AC. Los principales elementos en este doble proceso son:

• Convertidores AC/DC (rectificadores) y DC/AC (inversores).

• Transformadores de conversión.

• Líneas de transporte.

• Filtros AC y DC.

Estaciones de conversión

Como la corriente alterna y la corriente continua son de diferente naturaleza se necesita

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.

Tecnología clásica o LCC (Line Commutated Converter) La principal característica de

los convertidores clásicos es la utilización de tiristores o SCR (Silicon-Controlled

Rectifiers) (más modernamente LASCR (Light-Activated Silicon- Controlled Rectifiers)).

Esto resulta en un convertidor con dispositivos semicontrolados, dado que este circuito

permite seleccionar el momento (ángulo) de disparo o conexión durante la polarización

directa del dispositivo, pero no es posible controlar el corte, que no llegará hasta que sea

polarizado inversamente. Este tipo de control permite regular a voluntad la potencia

activa, pero no la reactiva, que depende solamente de la potencia activa entregada según

la siguiente ecuación:

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 sí, 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.

Tecnología VSC (Voltage Source Converter )  

Este tipo de convertidor se caracteriza por la posibilidad de controlar tanto el encendido

como el apagado de los componentes del convertidor, permitiendo controlar de manera

independiente la potencia activa y la reactiva entregada al sistema. Esta gran capacidad

de control del convertidor con esta tecnología se debe a la utilización de IGBT´s (Insulated

Gate Bipolar Transistor) en lugar de tiristores. Estos dispositivos consisten en controlar la

intensidad entre 2 de sus terminales mediante el voltaje en un tercer terminal, la ventaja

de éste dispositivo frente a los tiristores reside en que con esta tecnología se obtiene un

control total de la señal de potencia, lo cual conlleva a y un menor nivel de armónicos, otro

aspecto importante es la baja potencia de control, la cual se logra gracias al aislamiento

de la puerta del tipo MOSFET.

Transformador de conversión:

La función primordial de de estos transformadores es convertir la tensión alterna de los

sistemas AC en la tensión alterna de entrada de los convertidores HVDC. Por otra parte,

también se utilizan como una aislación entre la red y el convertidor. En prácticamente

todos los casos se instalan dos grupos de transformadores desfasados en 30 o 150

grados. Estos transformadores se caracterizan por estar diseñados para soportar el alto

contenido de armónicos generado por las estaciones conversoras sin sobrecalentarse.

Filtros:

En el convertidor se producen un gran número de armónicas, las cuales son inyectadas al

lado AC y DC, es por este motivo que se hace necesaria la implementación de filtros a

ambos lados del convertidor (para atenuar dichas armónicas), es por este motivo que se

habla de filtros AC y DC.

Filtro AC: Los filtros AC poseen normalmente una doble función ya que por una parte se

encargan de absorber los armónicos generados por las conversoras y por otro

proporcionan una parte de la potencia reactiva necesaria en el proceso de conversión. El

tipo de diseño del filtro depende de la tecnología que implementa al convertidor, más

concretamente a las armónicas características que genera el conversor.

Filtro DC: Estos filtros se encargan de reducir el componente AC de la señal continua que

se desea obtener. Básicamente, son filtros pasa bajos diseñados para filtrar armónicas de

varios órdenes. Se conectan en paralelo con la línea DC.

Finalmente hay que mencionar, que en todos los componentes de estas estaciones existe

lo que se llama. El reactor de alisamiento, el cual protege al sistema de eventuales

problemas que se pudieran Suscitar, las principales funciones de este dispositivo son:

Prevención de corriente intermitente. Limitación de la corriente de falla DC. Prevención de resonancia en el circuito DC.

4.Conclusiones

Se puede concluir que la transmisión de energía eléctrica en HVDC es muy útil y

ventajosa para solucionar problemas como las distancia, inestabilidad, conectar sistemas

asíncronos, etc.

Cuando se requiere una línea a una distancia mayor que 800 Km es muy favorable

construirla en HVDC ya que el costo es menor que la transmisión en HVAC, pero en una

distancia menor ya no es conveniente debido a que el costo de rectificación e inversión es

demasiado alto y no se compensa con el ahorro en la transmisión.

La transmisión se puede hacer de distintas formas ya sea subterránea, submarina y

aérea, y en todas generando menos daño a la naturaleza y pudiendo llegar a lugares

mucho más alejados. La transmisión en HVDC es mucho más estable y más controlable

que en HVAC, logrando transmitir mucha más energía eléctrica manteniendo una potencia

que se podría decir independiente de la distancia que tenga la línea de transmisión. Las

perturbaciones en la línea son menores y es mucho más fácil la inyección de energía

eléctrica proveniente de fuentes renovables como la energía eólica, solar, etc.

5.Bibliografía

AREVA T&D - HVDC Transmission

World Bank briefing document about HVDC systems

HVDC PLUS from Siemens

UHVDC challenges explained from Siemens

http://hvdcusersconference.com/wiki/

Estado actual y perspectiva: Transporte de energía eléctrica en corriente continúa: HVDC. Abril 2005 / n.º 361 revista de electrónica de potencia.