HVDC Transporte de energia electrica en corriente continua

Las interconexiones de redes son muy deseables, ya que no sólo permiten conseguir ahorros al compartir reservas de energía, sino que también hacen posible el comercio de electricidad entre redes. Existe la desventaja, sin embargo, de que las perturbaciones se propagan fácilmente de un área a otra. Importantes apagones producidos en los últimos años han demostrado que fallos relativamente pequeños pueden tener repercusiones en zonas más amplias. Cuando un enlace se sobrecarga, se desconecta, lo que aumenta la solicitación en los enlaces vecinos, que a su vez se desconectan, produciendo apagones en cascada en grandes zonas y causando enormes pérdidas de producción a la economía.
La solución es un ‘cortafuegos’ que permita el intercambio de energía pero impida la propagación de perturbaciones. Esto se puede conseguir utilizando conexiones de CC de alta tensión (HVDC). Un enlace HVDC puede controlar perfectamente la transmisión, pero no sobrecarga ni propaga corrientes de fallo.

Los graves apagones en cascada que se han visto en muchas partes del mundo ponen de relieve la vulnerabilidad de los grandes sistemas de CA. Las inversiones de los últimos 20–30 años en instalaciones de transmisión han sido poco importantes en Norteamérica y Europa a pesar del crecimiento de la demanda y de la generación. Esta reticencia se debió en gran medida a la oposición pública a las nuevas líneas de transmisión y a normativas poco claras sobre cómo remunerar por estos enlaces a los propietarios de redes o a los inversores en el mercado recién liberalizado.
Las interconexiones permiten a los consumidores de energía beneficiarse de la generación en el lugar con menor coste incremental. Al mismo tiempo permiten compartir reservas, energía disponible y otras ventajas. Sin embargo, las interconexiones abren puertas de entrada a la propagación de perturbaciones.
Cuanto más compleja es la malla de interconexiones del sistema, tanto más difícil es su control. Interrupciones del servicio eléctrico que parecen de poca importancia, pueden crecer en cascada y afectar a grandes áreas.
Los enlaces HVDC contribuyen de forma importante a controlar las transmisiones de energía, protegiendo la estabilidad y frenando las perturbaciones.
Desde 1999, George C. Loehr, experto en sistemas eléctricos, ha estado abogando por la división en sistemas más pequeños (1) de las dos gigantescas interconexiones o redes que cruzan Norteamérica. Estas minirredes se pueden interconectar con líneas HVDC en lugar de los actuales enlaces de CA.
Oler expone que ‘si se trabaja con corriente alterna, lo que ocurre en un punto de la red afecta a los demás puntos.
Una perturbación importante en Ontario se siente en sitios tan lejanos como Oklahoma, Florida y Maine. Esto no ocurre con la corriente continua, que aísla una red pequeña de las demás pero sigue permitiendo el intercambio de energía.’
Debido a esta inherente capacidad de control, los enlaces HVDC no se sobrecargan; actúan como un ‘cortafuegos’ frenando la perturbación.

Sistemas HVDC y HVDC Light, características fundamentales

En una transmisión HVDC (fig. 1 y 2), la energía eléctrica se toma desde una red alterna trifásica, se transforma en continua en una estación convertidora, se transmite al punto de recepción mediante un cable o línea aérea y finalmente se vuelve a transformar en alterna en otra estación convertidora y se inyecta en la red receptora de CA.

Fig.1 – Esquema básico de interconexión del sistema HVDC clásico

Fig.2 – Esquema básico de interconexión del sistema HVDC Light

Puesto que el proceso de conversión está totalmente controlado, la energía transmitida no está regida por impedancias o ángulos de desfase, como es el caso con la corriente alterna. En el sistema clásico HVDC, en el mercado desde hace 50 años [1], la conversión CA/CC se realiza con válvulas de tiristores. Por lo general, la potencia nominal de un sistema de transmisión HVDC es superior a 100 MW; muchos de estos sistemas están en el rango de 1.000–3.000 MW.
En un sistema HVDC, el flujo de energía se controla de forma rápida y precisa.
Tanto el nivel de potencia como la dirección son determinados por sistemas de control. Esto da más libertad de distribución y mejora el rendimiento y la eficiencia de las redes CA conectadas.
A la transmisión HVDC Light [2] a veces se la denomina ‘transmisión invisible de energía’ (fig. 3) , ya que utiliza cables subterráneos. Es una tecnología de transmisión fundamentalmente nueva, desarrollada por ABB en los años noventa.

Fig.3 – Estación convertidora HVDC Light

Resulta particularmente adecuada para aplicaciones de transmisión de energía eléctrica a pequeña escala (actualmente hasta 550 MW) y amplía el rango de la transmisión HVDC económica hasta varias decenas de MW. En HVDC Light , las válvulas IGBT no sólo llevan a cabo la conversión CA/CC, sino que también proporcionan ventajas adicionales y más flexibilidad.

Algunas aplicaciones HVDC

El sistema HVDC clásico se usa frecuentemente para interconectar sistemas eléctricos separados donde no es posible utilizar conexiones tradicionales de corriente alterna: por ejemplo, en interfaces de sistemas de 50/60 Hz o cuando se requiere un control de frecuencia independiente de las redes separadas.
Tales conexiones se realizan a veces como sistemas ‘adosados’, es decir, el rectificador (estación convertidora de CA a CC) y el inversor (estación convertidota de CC a CA) están situados en la misma instalación.
Muchas transmisiones HVDC de larga distancia (> 600 km) conectan instalaciones generadoras (grandes centrales hidroeléctricas y térmicas) con puntos óptimos de inyección en la red.
Las transmisiones HVDC por cable son principalmente de tipo submarino (> 50 km) y con frecuencia enlazan sistemas eléctricos asíncronos.
Actualmente están en explotación comercial unidades HVDC Light de hasta 350 MW, aunque se han desarrollado unidades de hasta 550 MW. El enlace entre las estaciones convertidoras se hace actualmente con cables extruidos sin aceite (terrestres y/o submarinos), de hasta 180 km de longitud [3]. HVDC Light se puede implementar también como sistema adosado.

Control de potencia

La transmisión HVDC clásica basada en tiristores puede variar el nivel de potencia desde carga mínima (normalmente entre el 5 y el 10 por ciento) hasta carga máxima (100 por ciento más sobrecarga).
Por debajo de la carga mínima, la transmisión se puede situar en modo de reserva activa. Los cambios iniciados por el operador se realizan de acuerdo con una velocidad de rampa predefinida.
Los cambios en la dirección de transmisión de la energía pueden efectuarse en modo de reserva y pueden tener efecto en una fracción de segundo.
HVDC Light no tiene un nivel mínimo de potencia. Puede variar progresivamente la potencia desde +100 por ciento a –100 por ciento, sin interrupción y sin conmutar baterías de filtros o condensadores en derivación.

Funcionamiento en caso de fallo del sistema CA

Cuando ocurre un fallo temporal en el sistema CA conectado al rectificador, la transmisión HVDC puede perder potencia.
Incluso en el caso de fallos monofásicos cercanos, el enlace puede transmitir hasta el 30 por ciento de la potencia anterior al fallo. En cuanto se corrige el fallo, la potencia recupera el nivel anterior.
Si falla el sistema de CA conectado al inversor, se puede producir un fallo de conmutación interrumpiendo el flujo de energía. La potencia se restablece tan pronto como se corrige el fallo. Una avería distante con poco efecto sobre la tensión de la estación convertidota (menos de » 10 por ciento) no origina normalmente un fallo de conmutación.
Un convertidor HVDC CCC (Capacitor Commutated Converter) [4] puede tolerar aproximadamente el doble de esta caída de tensión antes de que haya peligro de fallo de conmutación.
HVDC Light es aún más tolerante a los fallos. Puesto que el convertidor puede controlar la potencia reactiva y los filtros son pequeños, la pérdida de potencia activa no afecta a la tensión alterna.
Otra ventaja de las transmisiones HVDC y HVDC Light es que no contribuyen a la corriente de fallo: el efecto sobre el lado sin fallo de la transmisión de CC es menor, y en el lado del fallo la corriente de pérdida es menor que la que existiría con un enlace CA. En la red sin fallo se interrumpe el flujo de energía en la transmisión CC, pero no aparecen corrientes de pérdida.

Ventajas de HVDC durante las contingencias

Los apagones en cascada fueron iniciados todos ellos por sucesos locales relativamente poco importantes o por una transmisión de energía en un enlace CC, como la falta de energía en el extremo emisor, una fuerte caída de tensión en una de las redes o una avería súbita en el sistema mismo de transmisión CC.
Pero para la mayoría de las perturbaciones que se producen en el sistema CA se puede confiar en la energía transmitida desde el enlace CC.

Control de energía de emergencia

Cuando un enlace de transmisión CC conecta dos redes asíncronas y se produce, por ejemplo, una brusca interrupción de generación en una de ellas que conduce a una frecuencia y/o tensión anormales, el enlace puede adaptar automáticamente su flujo de energía para ayudar a la red afectada. El flujo de energía se reduce para no poner en peligro la integridad de la red emisora.
Cuando un enlace de transmisión de CC se conecta dentro de una red de CA con líneas de CA, en paralelo con el enlace, se hace posible supervisar la potencia en estas líneas y adaptar automáticamente la potencia para proteger contra las sobrecargas las líneas de CA.

Control de tensión

En una red sometida a perturbaciones se producen frecuentes caídas u oscilaciones de la tensión. En muchos casos, la capacidad de la potencia reactiva de una estación HVDC clásica puede ayudar a reducir estos fenómenos conectando condensadores y/o modulando el consumo de potencia reactiva de la estación mediante el control del ángulo de disparo. Un convertidor HVDC Light tiene una capacidad aún mayor para generar o consumir potencia reactiva dentro de un amplio rango mediante una acción muy rápida de control.

Ejemplos de aplicación

Hay muchos ejemplos de cómo las transmisiones de CC han ayudado a evitar interrupciones del servicio eléctrico o a limitar las consecuencias de perturbaciones importantes. En este artículo se exponen tres casos acaecidos en Europa y EE UU. En los tres enlaces HVDC se aumentó la potencia nominal tras estos sucesos.

-El 10 de abril de 1979, la Red ELSAM de Dinamarca Occidental fue aislada junto con otras partes de la red alemana.
La carga en la isla era 5.000 MW y la producción 3.850 MW. En menos de 3 segundos, la frecuencia cayó a 48,1 Hz. Parte de la carga fue desconectada por la protección contra baja frecuencia. Los enlaces HVDC de Skagerrak (500 MW) y Konti-Skan (250 MW) de Noruega y Suecia respectivamente permanecieron en servicio (fig.4). Skagerrak aumentó automáticamente la potencia de 50 a 320 MW y Konti-Skan de 0 a 125 MW en menos de 3 segundos. La frecuencia recuperó rápidamente su valor normal y se evitó un apagón.

Fig.4 – Los seis enlaces HVDC escandinavos, con una potencia nominal conjunta de 4.000 MW, disponen de control de potencia de emergencia.

-En otra ocasión, la red escandinava sufrió una bajada de frecuencia hasta 48,5 Hz cuando se desconectaron dos centrales nucleares de 1.000 MW en Suecia. En este suceso intervinieron los dos mismos enlaces HVDC de antes. El enlace de Skagerrak estaba en ese momento exportando su potencia nominal (500 MW) desde Noruega a Dinamarca.
Cuando se produjo la caída de frecuencia, se invirtió el sentido del flujo de potencia y se inyectaron 500 MW en la red de Noruega/Suecia (con una aportación neta de 1.000 MW).

-La Interconexión HVDC de la Región del Pacífico, que se extiende entre Oregón y Los Angeles en el oeste de EE UU, es paralela a varias líneas de CA de 500 kV (fig. 5).

Fig.5 – La Interconexión NO – SE del Pacífico

El 22 de diciembre de 1982 se perdieron dos líneas de CA al norte de la subestación de Tesla debido al fuerte viento. Esto originó una sobrecarga de otras líneas de CA y finalmente la división del sistema WSCC2) en cuatro islas principales.
Más de 12.000 MW de carga fueron inutilizados y 5,2 millones de clientes se quedaron de pronto sin servicio.
La Interconexión HVDC del Pacífico fue el único enlace de transmisión en la isla del Sur de California que permaneció en servicio durante esta perturbación. Este enlace redujo la extensión de las interrupciones del sistema eléctrico y proporcionó una valiosa ayuda en la generación de energía para las zonas del Sur de California y del Sur de Nevada.

Otras diferencias entre la transmisión HVDC clásica y HVDC Light

Dependencia de la potencia de cortocircuito desde la red de CA conectada

La transmisión HVDC clásica, basada en tiristores, depende del correcto funcionamiento del sistema de CA. La estación convertidora CA/CC requiere una potencia mínima de cortocircuito (3) (SSC) desde la red de CA conectada. La transmisión HVDC clásica no puede suministrar potencia a una red sin generación o con generación muy pequeña o remota.
Una medida de la idoneidad a este respecto es el denominado coeficiente de cortocircuito SCR (Short Circuit Ratio), que relaciona la potencia de cortocircuito (SSC) con la potencia nominal (PDC) de la transmisión HVDC:

Para un funcionamiento correcto, este coeficiente debe tener un valor mínimo de 2,5 – 3,0. Es posible reducir este umbral con una eficaz medida de ABB, el convertidor CCC (Capacitor Commutated Converter) [4], que permite reducir el valor SCR a 1,0 o menos.
HVDC Light no se basa en la potencia de cortocircuito para funcionar, ya que el inversor no necesita la ayuda de generadores externos. Por consiguiente, puede energizar una red ‘muerta’.

Potencia reactiva

Una gran ventaja del sistema HVDC es que no transmite potencia reactiva.
El convertidor HVDC clásico consume potencia reactiva; por tanto, es práctica común incluir suministro de potencia reactiva en la estación convertidora, normalmente mediante baterías de filtros armónicos y condensadores en derivación.
Estos recursos son conmutados por etapas en función de la potencia transmitida y de las necesidades de la red de CA. (fig. 6a)

Fig.6a – Potencia reactiva en el sistema HVDC clásico y HVDC CCC en función de la potencia activa. CONVENCIONAL

El convertidor HVDC CCC consume menos potencia reactiva cuando incluye un condensador en serie (fig. 6b). Una estación clásica HVDC basada en tiristores puede contribuir a estabilizar la tensión alterna modulando su consumo de potencia reactiva mediante el control del ángulo de disparo y conmutando baterías de filtros y derivaciones.

Fig.6b – Potencia reactiva en el sistema HVDC clásico y HVDC CCC en función de la potencia activa. CCC

Un convertidor HVDC Light sólo necesita un filtro pequeño y tiene capacidad para generar o consumir potencia reactiva en un amplio rango de válvulas IGBT mediante un control rápido sin conmutar baterías de filtros o derivaciones.
HVDC Light puede desempeñar, por tanto, un papel aún más destacado en la estabilización de la tensión alterna.

Resumen

Los planificadores de sistemas de redes eléctricas y los propietarios de redes de transmisión deben considerar el uso de sistemas HVDC cuando prevén invertir en el envejecido sistema de transmisión actual. Los sistemas HVDC no sólo son adecuados para líneas y cables submarinos de gran longitud; además ofrecen ventajas adicionales por su capacidad para controlar el flujo de energía.
Limitar el tamaño de las redes síncronas de CA e interconectarlas con HVDC proporcionará lo mejor de ambas opciones: las ventajas económicas de la interconexión y la función cortafuegos de HVDC para evitar o limitar la cadena de perturbaciones. Descargar corredores de CA fuertemente cargados es otra contribución del sistema HVDC a la seguridad.

Fig.7 – 7 Capacidad operativa de un convertidor HVDC Light

Según Harrison K. Clark [5]: ‘La segmentación con HVDC puede mejorar la fiabilidad y aumentar al mismo tiempo la capacidad de transferencia, ya que limita la propagación de perturbaciones.
Para comprender las ventajas de la segmentación es necesario pensar más allá de los simples problemas de caja.’

Notas

(1) Entrevista del 14 de agosto de 2003, tras el apgón sucedido en el nordeste de Estados Unidos y Canadá
(2) Western System Coordinating Council, un sistema de líneas que interconectan la región occidental de Estados Unidos, Canadá y Méjico
(3) La potencia de cortocircuito es el producto de una hipotética corrientede cortocircuito y la tensión nominal. Aumenta con la generación de energía y disminuye con la impedancia entre generador y cortocircuito.

Bibliografía

[1] Asplund G., Carlsson L., Tollerz O., ‘50 años de HVDC’, partes 1 y 2, Revista ABB 4/2003.
[2] Asplund G, Eriksson K, Svensson, K, ‘Transmission based on Voltage Source Converter’ CIGRE SC14 Colloquium in South Africa, 1997.
[3] Wyckmans, M., ‘HVDC Light, the new technology’ Distribution 2003, Adelaide, Australia, 2003.
[4] Jonsson T., Björklund, P-E: ‘Capacitor Commutated Converters for HVDC’, IEEE Power Tech Conference, Stockholm, 1995.
[5] Clark, Harrison K., ‘It’s Time to Challenge Conventional Wisdom’, Transmission & Distribution, Oct. 2004.
[6] Loehr, George C., ‘Is it Time to Cut the Ties that Bind?’, Transmission & Distribution World, March 2004.