Transporte de energía eléctrica en corriente continua: HVDC

Estado actual y perspectivas

Transporte de energía eléctricaen corriente continua: HVDCLa electricidad empezó a utilizarse para transportar energía haceaproximadamente 120 años, y el primer enlace en HVDC se realizó hace50 (año 1954), por lo que podemos considerar a la HVDC como unatecnología consolidada, aunque en continua evolución tanto por laelectrónica de potencia como por las mejoras tecnológicas de los cablesextruidos. La mejor prueba de su madurez son los más de 70.000 MWinstalados hasta el año 2005 en más de 90 proyectos en todo el mundo,así como los numerosos proyectos HVDC en curso.

A la hora de elegir entre un sis-tema HVAC (High VoltageAlternating Current) o

HVDC en la transmisión de energíaeléctrica, se deben tener en cuentadiversos criterios. Uno de los princi-pales es la viabilidad técnica de rea-lizar el enlace con cada una de las tec-nologías.

La figura adjunta muestra cómo lapotencia del sistema HVDC se man-tiene prácticamente independientede la distancia, mientras con HVACla capacidad de transmisión dismi-nuye con la longitud de las líneas,debido a sus efectos inductivos. Otradificultad añadida es el desfase pro-ducido por esta misma inductanciaentre los dos extremos de la línea,puesto que puede conducir a la ines-tabilidad del sistema. Estos proble-mas no aparecen en los sistemas

HVDC por no estar afectados por lainductancia de la línea [6].

Otro factor técnico básico consis-te en la imposibilidad de conectar encorriente alterna dos sistemas quefuncionan a diferente frecuencia(asíncronos). En estos casos se haceimprescindible el uso de HVDC in-dependientemente de la distanciaque separe ambos sistemas. En oca-siones, la conexión de los sistemas serealiza en el interior de una subes-tación, haciendo innecesaria la ins-talación de líneas de transporte (sis-

temas back-to-back).Cuando es posible implementar

un sistema tanto en HVAC como enHVDC, es necesario tener en cuen-ta otros factores adicionales. Habi-tualmente, el más importante acos-tumbra a ser el económico. A la horade analizar el coste total de un sis-tema de transporte será necesariocontar con los costes directos de lainstalación (líneas y convertido-res/transformadores) y los indirectos(pérdidas capitalizadas). La figurainferior izquierda muestra la distri-bución de los costes de las instala-ciones HVDC y HVAC en función dela distancia. La figura inferior dere-cha muestra la relación coste/dis-tancia en dos sistemas de 3.500 y10.500 MW con líneas aéreas [7].

Al comparar ambas figuras se ob-serva cómo la distancia crítica entreun sistema y otro disminuye paramayores potencia y tensiones. Estoes debido al mayor coste fijo de lossistemas HVDC (coste estación deconversión > coste transformador),

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Automática e Instrumentación Abril 2005 / n.º 361ELECTRÓNICA DE POTENCIA

n Relación potencia / distancia de las líneasHVAC y HVDC.

n Comparación del coste de los sistemasHVAC y HVDC en función de la longitud dela línea de transporte.

n Comparación del coste de los sistemas HVAC y HVDC en función de la longitud de la lí-nea de transporte (distancias críticas).

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que se ve corregido por el menorcoste de las líneas HVDC (menor nú-mero de líneas), de los apoyos (me-nor resistencia mecánica necesaria),pérdidas (mayores pérdidas en la es-tación de conversión compensadaspor las menores pérdidas en las líneasHVDC).

Otro criterio a tener en cuenta enla solución finalmente adoptada es elimpacto medioambiental de las ins-talaciones.

En el caso de líneas aéreas, el ta-maño de los apoyos es menor enHVDC para el mismo nivel de trans-misión de potencia. Esto repercutetambién en el tamaño del corredor depaso necesario (inferior en HVDC).

Las principales consideracionesmedioambientales a tener en cuen-ta en las proximidades de instala-ciones eléctricas de alta tensión, ade-más del impacto visual, estánrelacionadas con los campos eléctri-co y magnético, que pueden ionizarel aire alrededor del cable, apare-ciendo el efecto corona. Este efectopuede producir interferencias de ra-diofrecuencia, ruido audible y gene-ración de ozono. Por todo ello, es im-portante conocer su orden demagnitud.

Desde un punto de vista medio-ambiental, las líneas HVDC se ca-racterizan por [8]:

• Necesidad de un pasillo (corre-dor de paso) menor para líneas aé-reas HVDC con la misma transmi-sión de potencia y con torres mássimples, por lo que el impacto visuales también inferior.

• Los campos eléctricos y magné-ticos generados por una línea HVDCson estáticos y del mismo orden demagnitud que los generados por laTierra de forma natural, por lo que a

priori no afectan negativamente aningún ser vivo. En el caso de losmagnéticos, estos campos se anulanal instalar retornos metálicos.

• La generación de ozono por efec-to corona es del mismo orden demagnitud que el generado en proce-sos naturales.

• En instalaciones monopolarescon retorno por tierra, el campo mag-nético puede modificar la lectura deuna brújula en las proximidades delcable. Esto puede solucionarse me-diante un retorno metálico que anu-le dicho campo magnético. Estas ins-talaciones también pueden inducircorriente en tuberías o conductosmetálicos cercanos a las estacionesde conversión. En estos casos, la ins-talación de un retorno metálico pue-de ser también necesaria.

• El efecto corona es superior enHVAC, por lo que las medidas paraatenuarlo deben ser mayores, con elcoste que esto acarrea.

• La altura geográfica de la insta-lación afecta más a las líneas HVDCque a las HVAC, debido a que las ten-siones tipo rayo y la densidad delaire (inferior a mayor altura) estánrelacionadas.

En 2002, el proyecto Murraylink,enlace de alta tensión HVDC VSC demayor longitud subterránea del mun-

do con 176 km, ganó el Case EARTHAward for Environmental Exce-llence por el cuidado con el medio-ambiente durante su diseño y cons-trucción. En 2003, recibió el premioEngineering South Australia Awarddel Instituto de Ingenieros (The Ins-titute of Engineers) por su diseño yreducido impacto medioambiental [9].

Existen casos donde los sistemasHVDC son necesarios [7]:

• La transmisión de energía utili-zando cables submarinos está limi-tada a cortas distancias en el casoHVAC (~130 km en la actualidad)debido a la alta capacidad dieléctri-ca de los cables, por lo que la tecno-logía HVDC permite la conexión desistemas aislados (estaciones petro-líferas, parques eólicos en alta mar,sistemas insulares, etc.) a los siste-mas continentales, independiente-mente de la distancia.

• Transporte de energía median-te líneas subterráneas HVDC a zonascongestionadas donde es imposiblela instalación de generación (zonasurbanas con gran crecimiento de-mográfico y energético).

• Incremento de la capacidad detransporte utilizando corredores depaso existentes en HVAC.

• Cuando es necesario tener con-trol total del flujo de potencias acti-va y reactiva.

Estos factores han hecho que lainstalación de sistemas HVDC se hayaincrementado sustancialmente en laúltima década, como muestra la figurainferior.

Componentes de un sistemaHVDCAunque muchos de los consumosinstalados actualmente funcionancon corriente continua, todos ellos es-tán diseñados para realizar la con-versión desde el nivel de corriente al-terna al que están conectados al decontinua necesario para su funcio-namiento. Del mismo modo, la ge-neración de energía eléctrica se re-aliza en AC.

Esto significa que, para transpor-tar la energía utilizando HVDC, esnecesario convertirla de AC a DCpara posteriormente realizar la trans-formación inversa, de DC a AC. Los

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Abril 2005 / n.º 361 Automática e InstrumentaciónELECTRÓNICA DE POTENCIA

n Comparación de corredores de pasoHVAC (75 m por torre) y HVDC (50 m portorre) para 10.000 MW.

n Comparación de torres HVAC (800 kV,2000 MW) y HVDC (500 kV, 3000 MW).

n Potencia instalada en HVDC (>500 kV)y HVAC (750 kV) [7].


principales elementos en este dobleproceso son:

• Convertidores AC/DC (rectifi-cadores) y DC/AC (inversores).

• Transformadores de conversión.• Líneas de transporte.• Filtros AC y DC.

Estaciones de conversiónLos convertidores tienen como objetola transformación entre corriente al-terna y continua a ambos lados de latransmisión. En el paso de AC a DCinteresa conseguir una entrada conel mayor número de fases posible,puesto que esto permite entregar ala salida una señal continua prácti-camente plana (mínimo rizado), an-tes de conectar un filtro.

Tecnología clásica o LCC (LineCommutated Converter)La principal característica de los con-vertidores clásicos es la utilización detiristores o SCR (Silicon-ControlledRectifiers) (más modernamenteLASCR (Light-Activated Silicon-Controlled Rectifiers)). Esto resul-ta en un convertidor con dispositivossemicontrolados, dado que este cir-cuito permite seleccionar el momento(ángulo) de disparo o conexión du-rante la polarización directa del dis-positivo, pero no es posible contro-lar el corte, que no llegará hasta quesea polarizado inversamente.

Este tipo de control permite regu-lar a voluntad la potencia activa, perono la reactiva, que depende sola-mente de la potencia activa entregadasegún la siguiente ecuación:

donde [1]Q = Potencia ReactivaP = Potencia Activaα = Ángulo de disparodx = Caída de tensión inductiva re-

lativaque resulta, aproximadamente, en

un consumo de reactiva que debeaportarse al convertidor de:

[2]

Los tiristores utilizados actual-mente en HVDC se caracterizan por:

• Tensión de bloqueo hasta 8 kV.

• Intensidad máxima de 4 kA.• Señal de puerta óptica. Tecno-

logía LTT (Light Triggered Thyris-tor) o ETT (Electrical-TriggeredThyristor).

La primera característica hace ne-cesario el montaje en serie de variostiristores para alcanzar la tensión defuncionamiento de la red a la que se

encuentra conectado, lo que implicael montaje de torres, habitualmentemodulares, de cientos de tiristores porválvula. Estas grandes torres suelen es-tar suspendidas del techo del edificioque las alberga, principalmente enaquellas zonas que puedan sufrir mo-vimientos sísmicos importantes.

La utilización de la tecnología LTT

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Un poco de historia

Desde que Alejandro Volta inventase en 1799 la pila eléctrica, la gene-ración, transmisión y distribución de energía eléctrica ha evoluciona-

do sustancialmente. Aunque el primer generador de corriente alterna fueconstruido en 1832 por Hipólito Pixii, la utilidad de la energía eléctrica nose hizo evidente hasta el invento de la bombilla de cristal al vacío, en 1879,por Thomas Edison. En aquellos momentos, los principales avances se ha-bían realizado en acumuladores y generadores eléctricos en corriente con-tinua, por lo que se planteó la distribución de energía eléctrica con esta tec-nología. Así, se realizó, en 1882, el tendido de una línea de 2 kV DC (corrientecontinua) de 50 km entre Miesbach y Munich (Alemania). Las primeras re-des de distribución instaladas en Europa y USA funcionaron en DC y bajatensión, pero gran parte de la energía generada se perdía en los cables.

El cambio de corriente continua a alterna en la distribución de energíaeléctrica se debe, además de al perfeccionamiento del generador en AC(corriente alterna), que permitía generar energía de forma barata medianteturbinas hidroeléctricas, al invento del transformador en 1885. Gracias altransformador fue posible, a partir de ese momento, variar de forma sen-cilla, eficiente y con aislamiento galvánico el nivel de tensión, lo que per-mitió el transporte de energía eléctrica a largas distancias con menores pér-didas. Además, la introducción de la transmisión trifásica en 1893, losavances en la construcción de motores de inducción a principios del sigloXX y el estado embrionario en el que se encontraba este campo, propi-ciaron el uso de la corriente alterna como único medio de transmisión deenergía eléctrica. El primer sistema trifásico en AC se instaló en Sueciaen 1893. Un siglo más tarde (1997), el mismo corredor de paso de la líneaAC sería utilizado para instalar el primer enlace HVDC (High Voltage Di-rect Current - alta tensión en corriente continua), con tecnología VSC (Vol-tage Source Converter).

De todas formas, el desarrollo de la distribución en DC continuó en pa-ralelo. Utilizando la tecnología existente en la época (diodo en 1904, trio-do en 1906 y tubo de vacío en 1910), en 1929 se inició el desarrollo de lasválvulas de arco de mercurio en los procesos de transmisión y conversiónde energía eléctrica para altas tensiones y potencias. En 1930 se instala-ron plantas de investigación en USA y Suecia, donde el Dr. Uno Lamm, con-siderado como el padre de la HVDC, se convirtió en el máximo responsa-ble de la investigación y el desarrollo de esta tecnología. La corrientecontinua resultaba interesante en la transmisión de energía a largas dis-tancias, al no perder capacidad de transporte en largos recorridos.

En 1941 se firmó el primer contrato comercial para la construcción deun enlace de 60 MW HVDC en Alemania. Este cable debía transmitir has-ta 150 A utilizando ±200 kV. El enlace estuvo preparado para funcionaren 1945, pero fue desmantelado antes de llegar a ser conectado [1]. A par-tir de la Segunda Guerra Mundial, con el incremento de las necesidadesenergéticas, aumentó el interés en enlaces a larga distancia, principalmenteen Rusia y Suecia. Así, en 1950 se construyó un enlace experimental de


permite el disparo de un tiristor me-diante una señal óptica de aproxi-madamente 40 mW, lo que eliminaparte de la electrónica de control ymejora el aislamiento y el nivel deprotección. La tecnología ETT, con-trolada por una señal eléctrica, tie-ne un consumo del circuito de con-trol de unos 10 W [1].

Funcionamiento del rectificadorde 6 pulsosLa tecnología HVDC clásica utilizaun puente rectificador trifásico. Conuna tensión trifásica equilibrada a suentrada (desfase entre fases de 120º),el puente rectificador es capaz de in-vertir el semiciclo negativo (o posi-tivo) de cada fase, dando a su salida

una señal continua variable total-mente positiva (o negativa). Supo-niendo la polaridad positiva (será lomismo en caso de polaridad negati-va) y una frecuencia de red de 50 Hz,la señal rectificada tiene una fre-cuencia de 300 Hz, ya que está for-mada por seis semiciclos positivos, lostres inicialmente positivos más los

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116 km entre Moscú y Kasira a una tensión de 200 kV. El primer sistema co-mercial se construyó en 1954 y unió, mediante un cable submarino de 98 km,la isla de Gotland con Suecia. Este sistema funcionaba a una tensión de 100kV y transportaba hasta 200 A (20 MW). Dos años antes, en 1952, y tambiénen Suecia, se ponía en marcha el que entonces fue el enlace en AC a mayortensión del mundo (400 kV) [2].

En 1967 se empezaron a utilizar válvulas de estado sólido (tiristores) en latransmisión en HVDC, siendo Gotland (una vez más) el primer enlace en uti-lizar esta tecnología. Se utilizaron 180 tiristores en serie. Un año más tarde,en la interconexión Cahora Bassa-Apollo se conectaron 280 tiristores en se-rie, batiendo 4 récords del mundo: mayor tensión (533 kV), mayor potencia(1920 MW), mayor longitud (1420 km) y el primero que instalaba las válvu-las en intemperie [1].

En el cincuenta aniversario del primer enlace HVDC (2004), la capacidadinstalada en el mundo utilizando esta tecnología ascendía a más de 70.000MW [3]. Los mayores proyectos realizados hasta la fecha son [4]:

• 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.En España no existe ningún enlace HVDC en servicio. Las interconexiones con Francia, Portugal y Marruecos

son en HVAC a 400 kV, incluyendo el enlace submarino España-Marruecos de 500 MW. Las distancias a las que serealizan las transmisiones anteriores son más económicas en corriente alterna.

No obstante, en pocos años están previstas en España dos interconexiones submarinas en HVDC, según la pla-nificación estatal del transporte de electricidad finalizada en 2003 [5].

En dicho documento se incorporan como proyectos vinculantes las interconexiones Mallorca-Ibiza de 100 MWen HVDC (año 2007) y el enlace Península-Mallorca de 300 MW en HVDC (año 2011). No obstante, en el caso delenlace Mallorca-Ibiza a 100 MW, la solución HVAC con un cable tripolar a 132 kV es viable técnicamente y puede

resultar competitivo económicamente respecto a la soluciónHVDC.

Desde un punto de vista de viabilidad técnica, el enlace en-tre Vandellós y Mallorca únicamente es abordable en co-rriente continua dada la longitud de la interconexión (210km). El mayor reto técnico que deberá resolverse en este casoes la profundidad máxima existente, aproximadamente 1.800m, que impone dificultades técnicas no resueltas hasta la fe-cha, tanto en el diseño del cable submarino (de 300 MW) comoen el caso de reparación a dicha profundidad. Cabe reseñarque el cable submarino más profundo a nivel mundial estáinstalado a casi la mitad de profundidad máxima que el pla-nificado entre la Península y Baleares.

Red AT e interconexiones existentes en elnoreste de Europa

Evolución de la tecnología de las válvulas utilizadas en es-taciones de conversión HVDC.


tres invertidos de las tres fases (360º/ 6 = 60º à 50 Hz x 6 = 300 Hz).

La forma de la señal a la salida delpuente dependerá del instante enque se disparen los tiristores (ceba-do). Es posible variar el ángulo de dis-paro desde 0º hasta 180º, lo que per-mite controlar la potencia a transmitircuando funciona como rectificador(de 0º a 90º) o la de salida cuando fun-ciona como inversor (de 90º a 180º)mediante el control de la tensión. In-dependientemente del ángulo de dis-paro, la señal será suavizada por unaserie de filtros con objeto de obteneruna tensión continua lo más establey “plana” posible.

Estos convertidores crean una se-rie de armónicos que deben ser ate-nuados mediante filtros tanto en ellado de AC como en el de DC. Los ar-mónicos creados en el lado de ACson de orden 6n ±1. En el lado de DC,los armónicos son de orden 6n. ElTHD (Total Harmonic Distortion)

en estos convertidores es del ordendel 25% al 40% [10].

Funcionamiento del rectificadorde 12 pulsosEl rectificador de 12 pulsos está for-mado por 2 convertidores de 6 pul-sos montados en tótem. La salida delrectificador se toma entre los extre-mos de los rectificadores de 6 pulsosno conectados entre sí.

Esta configuración permite co-nectar el secundario de dos trans-formadores, uno por puente. Con ob-jeto de conseguir una señal lo másplana posible, se utilizan dos tipos deconexión diferente en los transfor-madores de entrada: uno será estre-lla-estrella (desfase de 0º) y el otroestrella-triángulo (desfase de 30º). Lasalida de los puentes son dos seña-les con una frecuencia de 300 Hz(rectificador de 6 pulsos) desfasa-das 30º entre ellas. La combinaciónde ambas señales entrega a la salidadel convertidor de 12 pulsos una se-ñal de 600 Hz, más estable que la en-

tregada por el convertidor de 6 pul-sos.

Estos convertidores generan ar-mónicos de corriente, que se tradu-cen a armónicos de tensión, de orden12n ± 1 en el lado de AC y de orden12n en el de continua. Se eliminan,por lo tanto, los armónicos de co-rriente 5º y 7º en el lado de alterna yel 6º en el de continua generados porel convertidor de 6 pulsos. El THD deestos convertidores es del orden del9% al 11% [10].

A pesar de la significativa reducciónen el THD conseguida con el con-vertidor de 12 pulsos respecto delconvertidor de 6 pulsos (25-40% a 9-11%), la normativa obliga a un THDmáximo en las redes AT del 3%. Portal motivo, en las especificaciones deestaciones de conversión es habitualexigir una reducción del THD hastavalores del 2 o 3%, que obligan a ins-talar filtros AC adhoc [11].

Tecnología VSCEsta tecnología se caracteriza por sucapacidad de controlar tanto el en-cendido como el apagado de los dis-positivos del convertidor, permitien-do el control independiente de lapotencia activa y reactiva entregadaal sistema según las siguientes ex-presiones:

donde [3]P = Potencia activaQ = Potencia ReactivaUL = Tensión en lado generador –

bobinaUV = Tensión en lado válvulasα = ángulo de disparoTeniendo en cuenta que es posible

controlar de forma independiente tan-to el ángulo de disparo α como la am-plitud de la tensión en el lado bobina-generador UL, es posible el controlindependiente de los valores de P y Qen cada momento. Por lo tanto:

[4]

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n Formas de onda de entrada y salida deun rectificador de 6 pulsos con un ángulode disparo α= 0º (izquierda) y circuito rec-tificador (arriba) posible.

n Esquema de estación de conversión con rectificador de 12 pulsos (monopolo).


Esto le permite operar en sistemascon baja potencia de cortocircuito eincluso iniciar un sistema desde cero(blackout), lo que es de gran ayudaal energizar cargas aisladas pasivaso recuperar un sistema débil.

Esta gran capacidad de control delconvertidor es debido a la utilizaciónde IGBT’s (Insulated Gate BipolarTransistor) en lugar de tiristores.Estos dispositivos se empezaron autilizar en HVDC en 1997 (Hellsjön,Suecia) y permiten controlar la in-tensidad entre dos de sus terminalesmediante la tensión en un tercer ter-minal, de forma semejante a un tran-sistor.

Una de las ventajas del IGBT res-pecto al tiristor consiste en la bajapotencia de control necesaria graciasal aislamiento de la puerta tipo MOS-FET (Metal Oxide SemiconductorField Effect Transistor), lo que pro-duce unas pérdidas inferiores a lasobtenidas mediante un transistor depotencia equivalente. En compara-ción con los tiristores (semicontrola-dos), el IGBT proporciona control to-tal de la señal de potencia, lo que setraduce en mayor control de poten-cia activa y reactiva, mayor velocidady menor nivel de armónicos [12].

Este control de la señal se obtiene

gracias a la técnica de modulación deancho de pulso PWM (Pulse WidthModulation), que consiste en la ge-neración y posterior filtrado de unaseñal de alta frecuencia, de tal formaque produzca, a la salida del filtro, unaseñal a la frecuencia deseada (50 Hzen Europa).

La señal a la salida del convertidortiene siempre la misma amplitud (má-xima), pero los pulsos que la com-ponen varían su duración, lo que su-pone la entrega de una señal con unatensión media que varía en funcióndel ancho de pulso. Si esta señal seconecta a la entrada de un filtro pa-sabajos, la forma de onda a la salidatendrá en cada momento el valor dela tensión media de cada pulso. Asíes posible controlar tanto la fre-cuencia como la amplitud de la señal.

El estado del arte de la tecnologíaVSC ofrece una máxima potencia no-minal de 330 MW a 150 kV con equi-pos modulares ensayados en fábrica,que permiten reducir significativa-mente el tiempo de pruebas in situ,respecto de la tecnología conven-cional a tiristores (LCC).

Tecnología IGCT (IntegratedGate-Commutated Thyristor)Esta tecnología representa una evo-lución de los GTO (Gate Turn-OffThyristor). En los años 90, el GTOera el único interruptor controlado depotencia (hasta 15 MW), pero erarelativamente lento, lo que compli-caba su conexión en serie (necesa-ria en equipos superiores a 15 MW).

El primer intento para mejorar estedispositivo fue la integración del mis-mo en unidades de puerta adaptadas(gate-units), lo que redujo los tiem-pos de conmutación. Posteriormen-te, el diseño se modificó hasta mejo-rar las pérdidas en un 40% en lo quese conoce como GCT (Gate-Com-mutated Thyristor). Finalmente secreó el IGCT, que integra el anterior

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n Forma de onda de corriente en el lado AC de un convertidor de12 pulsos.

n Armónicos de corriente presentes en el lado AC de convertido-res de 6, 12 y 24 pulsos.

n Esquema unifilar básico de un sistema HVDC VSC.

n Principio de funcionamiento de PWM ge-nerado con IGBT y onda fundamental obte-nida a la salida de un filtro pasabajos ideal.

n Esquema y tensiones de un inversorVSC.


dispositivo con un circuito exteriorque se encarga de la conmutación,parte de la refrigeración y conexiónde control al exterior mediante fibraóptica. Las pérdidas alcanzadas en elIGCT son similares a un tiristor (ca-ída de tensión en conducción de 2 Vcon 4 kA), y el control es compara-ble al del IGBT. La frecuencia de con-mutación típica varía de los 500 a los1000 Hz, similar al resto de tecnolo-gías.

Es posible utilizar este dispositivoen potencias de 0,3 a 300 MW conconsumos del circuito de control de10 a 100 W, pero aún no es competi-tiva ni comparable al nivel comercialalcanzado por la tecnología VSC.

Transformadores de conversiónLa función de los transformadoreses convertir la tensión alterna de laslíneas de entrada en la tensión al-terna de entrada a los convertidoresHVAC/HVDC. Además, proporcionanel aislamiento necesario entre la redy el convertidor. Habitualmente seinstalan dos grupos de transforma-dores (convertidor de 12 pulsos) des-fasados 30 o 150 grados eléctricos(esquemas Yy0 e Yd5).

La relación de transformación deestos transformadores viene dadapor las siguientes expresiones:

[5]

dondeSRectifiicador = Potencia aparente del

transformador funcionando comorectificador.

SInversor = Potencia aparente deltransformador funcionando como in-versor.

USec Rectifiicador = Tensión en el ladode las válvulas (Rectificador).

USec Inversor = Tensión en el lado delas válvulas (Inversor).

TR = Relación de transformacióndel transformador.

TRN = Relación de transformaciónnominal del transformador.

Ud = Tensión deseada.UdN = Tensión nominal.UL = Tensión en el primario del

transformador.Id = Intensidad deseada.IdN = Intensidad nominal.XC = Reactancia de conmutación.ϕ = siendo el ángulo de disparo en

un rectificador (α) o el de extinciónen un inversor (γ).

La principal característica de estetipo de transformador es su adapta-

ción al alto contenido de armónicosgenerados por los convertidores. Losmontajes suelen realizarse con trans-formadores monofásicos con núcle-os diseñados especialmente para so-portar el calentamiento debido a losarmónicos, la premagnetización decontinua del núcleo, el ruido y otrascaracterísticas de este tipo de mon-tajes.

Tienen un aspecto distinto al delos HVAC debido a la elevada alturay longitud de los contactos, necesa-rios para conectarse a las torres deválvulas que suelen estar suspendi-das del techo. Por estos motivos, eldepósito de aceite se encuentra tam-bién a una altura considerable. Otradiferencia es el montaje del radia-dor y la ventilación, que suelen estaren el lado opuesto a los contactospara facilitar el cambio del transfor-mador.

FiltrosDebido al alto contenido de armóni-cos generados en el convertidor, esnecesaria la instalación de filtros tan-to en el lado de AC como en el de DC.

Existen valores límite tipo en fun-ción de la clase de interferencia aatenuar. Algunos de estos valoresson [11]:

• En frecuencias entre 150 kHz y500 kHz deberá generarse un ruidoinferior a –30 dBm (0 dBm = 0,775V, 1 µW sobre 600 Ω y un ancho debanda de 4 kHz).

• En el rango de radiofrecuenciade 500 kHz a 30 MHz deberá cum-plirse la norma ENV50121-5 (1996).

• El ruido por efecto corona cer-ca de la estación de conversión y lí-

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n Transformador de conversión instalado enTian Guang (Sn=354 MVA, UAC=220 kV,monofásico).

n Efecto de un filtro activo sobre la intensidad generada por un rectificador LCC de 6 pulsos en el lado AC.


neas aéreas no debe exce-der los 100 µV/m entre los500 kHz y los 30 MHz.

Filtros ACLos filtros en el lado AC dela estación de conversiónse encargan de absorberlos armónicos generadospor el convertidor y de pro-porcionar una parte de lapotencia reactiva que ne-cesita el convertidor (de-pende de la potencia acti-va, la reactancia deltransformador y el ángulode control de las válvulas).

El orden de los armónicos depen-de del tipo de convertidor. Por ejem-plo, un convertidor de 6 pulsos ge-nera armónicos de orden 6n ±1,siendo n el orden del armónico. Enuno de 12 pulsos, en cambio, los ar-mónicos son de orden 12n ±1. Estasserían las condiciones de funciona-miento ideal, pero en condiciones deexplotación normal, asimetrías yotros defectos de la señal, se produ-cen armónicos no característicos delos convertidores, como los de 3º or-den, que también han de filtrarse.

Estos filtros pueden ser de primer,segundo o tercer orden, con fre-cuencias de resonancia entre 3 y 24Hz. Estos filtros pasivos pueden sercomplementados con filtros activoscontrolados electrónicamente, quellegan a eliminar hasta armónicos deorden 50 si es necesario [13].

Estos filtros deben cumplir una se-rie de requisitos [11]:

• Distorsión armónica individual:

• Distorsión armónica total:

• Factor de influencia telefónica:

dondeUh = Tensión fase-tierra del h ar-

mónico.U1 = Tensión nominal fase-tierra a

la frecuencia fundamental.TIFh = Factor ponderante de cada

armónico según documento EEI 60-68 (1960).

Condensadores serieLos condensadores serie en el ladoAC siguen el concepto utilizado en losCCC (Capacitor Commutated Con-verters). El objetivo es mejorar elcomportamiento dinámico, princi-palmente en sistemas con baja po-tencia de cortocircuito o líneas HVDClargas. Este sistema, unido a peque-ños filtros, mejora la calidad de la se-ñal reduciendo el rizado y la deman-da de energía reactiva.

Estos condensadores se sitúan en-tre el transformador y el puente deválvulas para reducir la corrientecausada por la capacidad de los ca-bles en caso de desconexión y el fa-llo del inversor. Esto se debe a que,en este punto, la corriente está con-trolada y, por lo tanto, determinadapor el convertidor.

Filtros DCEstos filtros se instalan en el ladoDC para reducir el componente ACde la señal continua que se deseaobtener (reducción del rizado). Bá-sicamente son filtros pasa-bajos que,al igual que los instalados en el ladoAC, pueden ser de varios órdenes.

Durante el diseño de estos filtrosse deben tener en cuenta las inter-ferencias sobre líneas telefónicas cer-

canas. Este defecto secuantifica mediante la si-guiente expresión [11]:

donde[11]

Ieq = intensidad pertur-badora equivalente a lafrecuencia f ponderadocon el peso psofométrico.

If = vector suma de co-rrientes armónicas en el

par de cables y pantallas a la fre-cuencia f.

f = frecuencia (≤ 2.500 Hz).Pf = peso psofométrico a la fre-

cuencia f.

Bobina de choqueEs una bobina en serie (de choque osuavizado) a la salida del circuito deDC que se encarga de atenuar el ri-zado a la salida del convertidor, li-mitar la corriente de cortocircuito, eli-minar resonancia en el lado de DC,reducir interferencias con líneas te-lefónicas, etc.

Suelen fabricarse secas (aisla-miento de aire) o en aceite, y sonbobinas de elevada potencia, dadoque toda la corriente del conversorpasa a través de las mismas. En TianGuang, por ejemplo, se ha instaladouna de 150 mH, 500 kV y 1800 A.

Líneas de transporteDe los 70.000 MW de capacidad detransmisión HVDC instalados, un 12% aproximadamente corresponden acables subterráneos/submarinos(~8.000 MW) y un 88% correspondena líneas aéreas (~62.000 MW) [14].

Líneas aéreasLas líneas aéreas de un sistema HVDCpresentan una serie de ventajas im-portantes respecto a las aéreas HVAC.Una de ellas es el tamaño de las to-rres. Si bien la distancia entre líneasdebida a la tensión es superior enHVDC (en un factor √3 ), el núme-ro de líneas es inferior (2 líneas HVDCfrente a 3 HVAC). Esta diferencia enla distancia entre líneas es debida a

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n Perspectiva general de una estación de conversión y parques aso-ciados.


que en AC depende de la tensión en-tre fases, mientras que en DC de-pende de la existente entre fase y tie-rra. El resultado son unas torres demenor tamaño y menor necesidad decorredor de paso (servidumbre) [13].

En contra, se podría decir que losaisladores de los circuitos HVDC hande ser de mayor calidad, ya que acu-mulan mayor cantidad de residuos ensu superficie (ceteris paribus) de-bido al sentido unidireccional de lacorriente [13].

Líneas subterráneas ysubmarinasLos últimos cables HVDC desarro-llados tienen capacidades entorno alos 800 MW y una tensión de 500 kVutilizando aislamientos tanto extrui-do como de papel impregnado. Exis-ten diferentes tecnologías disponi-bles en cables para DC, algunas deellas comunes a las existentes en AC.

Cable de papel impregnado(MI Mass Impregnated)Está formado por un conductor cen-tral de cobre laminado cubierto porcapas de papel impregnado en acei-te y resinas. A continuación, el cable

es cubierto por unas capas de polie-tileno extruido y acero galvanizadoque lo protege contra la corrosión ycontra las deformaciones mecánicasdurante su funcionamiento. Tambiénsuele reforzarse con una capa de ace-ro y/o plomo.

Es el único cable instalado a unaprofundidad de 1000 m (enlace Ita-lia-Grecia, 500 MW a 400 kV). Estetipo de cable está disponible paratensiones de hasta 500 kV y poten-cias de 800 MW. Su capacidad está li-mitada por la temperatura que pue-de alcanzar el conductor, pero notiene limitada su longitud.

Cable de aceite (OF Oil Filled)Este tipo de cable es similar al MI,pero utiliza un papel impregnado demenor densidad y un conducto lon-gitudinal en el eje del conductor, parael aceite refrigerante. Este conduc-tor alcanza también grandes profun-didades, pero su longitud está limi-tada a unos 100 km debido a la

necesidad de hacer circular el líqui-do refrigerante a lo largo del cable(estaciones de bombeo). Además, elriesgo de fugas hace que sea cues-tionado medioambientalmente.

Cable XLPE (Cross-LinkedPoliethylene)Este cable utiliza como aislante unpolímero extruido, resultando un ca-ble con aislamiento seco. Este ma-terial permite una temperatura detrabajo de 90 ºC y una de cortocir-cuito de hasta 250 ºC.

Actualmente se utiliza en cone-xiones HVDC con generación o con-sumos en alta mar, como aerogene-radores o estaciones petrolíferas,entre otras aplicaciones (además delas habituales de transporte y distri-bución en AC).

Cable PPLP (PolypropyleneLaminated Paper)Utiliza un aislamiento formado por ca-pas de papel y polipropileno lamina-

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n A la izquierda, cable XLPE trifásico y monofásico. En el centro, cable PPLP. A la dere-cha, cable extruido VSC.

n Sistema bipolar en configuración monopolar con retorno por tierra (izquierda) y metálico (derecha).

n Cable MI. n Cable OF.


do con objeto de reducir las pérdidasdieléctricas. Se utiliza en HVDC de-bido a su comportamiento térmico ysu aislamiento, superiores a los delpapel impregnado, que resultan enuna mayor capacidad de transporte.

Actualmente se encuentra en fasede pruebas y, como peor cualidad, seencuentra su debilidad ante cambiosde polaridad en la tensión.

Extruido para VSCEsta tecnología aparece con el objeti-vo de superar las limitaciones de los ca-bles extruidos existentes en HVDCconvencional. Estos nuevos cables plás-ticos combinan gran capacidad paratrabajar a altas tensiones en DC (100kV) con un bajo peso (1 kg / m) y po-tencias elevadas (mayor de 30 MW).

Otros elementosPararrayosEstas protecciones se instalan entrelas diferentes etapas del sistema detransmisión y conversión. Se carac-terizan por ofrecer una alta resis-tencia en condiciones normales defuncionamiento y baja resistencia encaso de contingencia (pararrayos deóxidos metálicos, con el mismo prin-cipio de funcionamiento que en AC).

Esto se utiliza para conectar a tie-rra las diferentes zonas de la insta-lación en caso de rayo o sobreco-rrientes elevadas, pero también hayque tener en cuenta las diferenciasde tensión entre componentes quepueden aparecer en caso de conec-tar los diferentes pararrayos a dis-tintas tomas de tierra o la posibilidadde corrientes reflejadas en la red.

Interruptores rápidos DCLos interruptores permiten que laestación de conversión opere en sus

diferentes modos posibles con obje-to de mantener el sistema en fun-cionamiento. Se fabrican en atmós-fera SF6 y se conectan en paralelocon filtros encargados de absorber lostransitorios creados en la apertura ycierre de los interruptores. La figu-ra inferior de la página anterior mues-tra algunas configuraciones de losconvertidores y sistemas HVDC.

Existen diferentes tipos de inte-rruptor en función del trabajo a rea-lizar:

• HSNBS (High-Speed NeutralBus Switch): conduce cierta co-rriente continua por la puesta a tie-rra en caso de falta a tierra del neu-tro de la estación de conversión.

• HSGS (High-Speed GroundSwitch): conecta el neutro de la es-tación de conversión a la red de tie-rra si el camino a la puesta a tierraes interrumpido.

• MRTB (Metallic Return Trans-fer Breaker): en caso de fallo en unode los convertidores en una cone-xión bipolar, permite utilizar el cableconectado a ese convertidor comoretorno sin interrupción de suminis-tro. El paso de funcionamiento bi-polar a monopolar con retorno me-tálico se realiza pasando pormonopolar con retorno por tierra.

• GRTS (Ground Return Trans-fer Switch): permite volver de una

conexión monopolar con retorno me-tálico a una bipolar pasando por unamonopolar con retorno por tierra. Elpaso se realiza sin interrupción de su-ministro.

En el montaje de los dos últimos in-terruptores, se debe tener en cuen-ta la elevada energía generada en laapertura y cierre. Esto es debido,principalmente, a la baja resistenciadel retorno por tierra, que produce unarco en los contactos del interrup-tor. Para evitar daños en los contac-tos de los interruptores, éstos se pro-tegen mediante un montajeconsistente en un circuito resonanteLC y un absorbedor de energía, am-bos en paralelo con el interruptor DC,como puede apreciarse en la figura su-perior (parte izquierda), que no esmás que un interruptor estándar SF6AC. La misma figura (derecha) mues-tra las intensidades y tensiones du-rante la apertura, siendo la tensiónUabs, la presente en el absorbedor deenergía.

Puesta a tierraLa puesta a tierra de las estacionesde conversión es especialmente im-portante en el caso de sistemas mo-nopolares, puesto que realizan lasfunciones de retorno de la corrien-te DC. En sistemas bipolares hacenfunciones similares al neutro en un

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n Interruptor rápido DC y formas de tensión y corriente durante la apertura del circuito.

n Dos posibles configuraciones de un sistema HVDC. n Configuración Back-to-back.

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Comparación entre tecnologías HVDC: VSC versus LCC

E n la actualidad,la tecnología

VSC presenta un cos-te es-pecífico (€/kW) in-ferior a la tecnologíaLCC ofreciendo, encambio, unas presta-ciones técnicas su-periores (hasta 250-300 MW) [15].Anteriormente sehan presentado loscriterios más impor-tantes a la hora dedecidir entre un sis-tema HVDC y unoHVAC. Si finalmentese decide utilizar latecnología HVDC, al-gunos factores a te-ner en cuenta paradeterminar el tipo detecnología con la quese implementará elsistema son [15] [16]:

• La tecnologíaVSC, actualmente, alcanza potencias máximas de 350 MW y tensiones de ±150 kV.

• La modularidad de un sistema VSC hace que esta tecnología sea más fácil y rápida de implementar, dado quela mayor parte del equipo se monta en fábrica.

• La tecnología VSC necesita instalar siempre dos cables debido a su naturaleza bipolar. La LCC permite confi-guraciones monopolares.

• La tecnología VSC permite un control independiente y casi total de la potencia activa y la reactiva. La LCC tansólo permite controlar la potencia activa, siendo la reactiva una función de la activa transmitida.

• Las estaciones de conversión LCC necesitan grandes filtros debido al alto consumo de potencia reactiva delos convertidores. La VSC necesita filtros más pequeños, sin necesidad de compensación del convertidor.

• La tecnología LCC necesita comunicación entre las dos estaciones de conversión a ambos lados del enlace.Esto no es necesario en caso de utilizar VSC.

• La tecnología VSC permite un control de la frecuencia y la tensión independientes de la red AC. La corrientede cortocircuito y la presencia de potencia reactiva no son factores tan decisivos para el correcto funcionamiento

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Aspecto externo de estación de conversión VSC (izquierda) en Suecia (Gotland, 2003, 50 MW) e interiorde uno de los convertidores (derecha), donde se aprecia el montaje horizontal de los IGBT.

Aspecto externo de estación de conversión LCC (izquierda)en Dinamarca (Konti Skan, 2001, 300 MW) e interior de unode los convertidores (derecha), donde se aprecia el montajevertical de los tiristores.

sistema trifásico; en el caso de unsistema equilibrado no realiza nin-guna función, pero en el caso habi-tual de asimetrías lleva a tierra la di-ferencia entre ambos polos.

Las puestas a tierra suelen conec-tarse a cierta distancia de la esta-ción de conversión (entre 10 y 50km) para evitar interferencias conlos equipos instalados en la estación(principalmente con los transforma-dores de conversión) por corrientesde tierra. En función de las necesi-dades, pueden instalarse horizontal

o verticalmente, en tierra, en zonacostera o a mayor profundidad, pue-den ser anódicos y catódicos, ha-ciendo la función de electrodos en co-nexiones submarinas.

Sistema de controlSe encarga de controlar todas las va-riables del sistema (potencia acti-va y reactiva entregada), protec-ciones (interruptores), fal los(redundancia), simulación dinámi-ca, rendimiento de la instalación(filtros, pérdidas), parámetros de

funcionamiento, ruido, compatibili-dad electromagnética, comunicacio-nes, diagnóstico del sistema, etc. Estáformado por la electrónica de medi-da e informática de la estación deconversión.

En cualquier caso, la función prin-cipal de este sistema es controlar latensión e intensidad de la línea, ajus-tando los ángulos de disparo y extin-ción de las válvulas rectificadoras /inversoras. Habitualmente, el nivel detensión lo controla la etapa inverso-ra, bien manteniendo un ángulo de


extinción fijo y dejando variar la ten-sión entre ciertos valores, bien va-riando el ángulo de extinción y man-teniendo el valor de la tensión fijo.

La primera opción será viable, prin-cipalmente, en sistemas eléctrica-mente fuertes, puesto que la varia-ción de tensión a la salida será menorpara un ángulo dado y un rango decargas. En este caso, el rectificadordebe controlar la intensidad. La ac-ción conjunta de ambos permite con-trolar la potencia a la salida y, por lotanto, el punto de funcionamiento.

Configuraciones de un sistemaHVDCLa tecnología HVDC permite la im-plementación de una u otra configu-ración del sistema en función del ob-jetivo.

Tipos de conexiónMonopolarUtiliza solamente un conductor paratransmitir la energía eléctrica. El re-torno se realiza mediante electrodosconectados a las estaciones de con-versión, que hacen las funciones deánodo y cátodo.

Este tipo de conexión se utilizacuando los sistemas a conectar estánseparados por grandes distancias ydonde la no instalación del cable deretorno puede suponer un ahorroconsiderable. También se utiliza ensistemas submarinos, donde el marrealiza las funciones de retorno, ofre-ciendo menores pérdidas que un con-ductor metálico, o cuando no es po-sible utilizar una de las fases de unaconexión bipolar.

Algunos sistemas monopolares in-cluyen un retorno metálico cuandono es posible realizarlo medianteelectrodos conectados a tierra (nor-malmente por cuestiones medioam-bientales) o cuando las pérdidas sondemasiado importantes.

BipolarSe utiliza cuando se supera la capa-cidad de un enlace monopolar. Ade-más, proporciona mayor fiabilidad alsistema, ya que puede utilizarse comomonopolar en caso de que uno delos polos quede fuera de servicio pu-diendo transmitir, en función de loscriterios de explotación, más de un50% de la potencia total.

Los enlaces bipolares pueden estarconectados a tierra mediante elec-trodos o conectados entre ellos me-diante un cable de retorno. Sea cualsea el sistema, este electrodo tansólo lleva la diferencia entre ambospolos. Su función es similar a la delneutro en un sistema trifásico.

Configuración de sistemasBack-to-backSe utiliza para conectar dos sistemasasíncronos o de diferente frecuencia

muy cercanos (la conexión se reali-za en la misma subestación). Estaconfiguración no necesita línea detransmisión entre los equipos recti-ficadores e inversores, ya que se en-cuentran en la misma instalación.Las conexiones pueden ser mono-polares o bipolares.

Punto a puntoÉsta es la configuración más habi-tual en HVDC. Se utiliza para co-nectar dos subestaciones cuando laconexión HVDC es más rentable quela HVAC o cuando la solución HVDCes la única viable técnicamente (porejemplo, Vandellós-Mallorca, año2011, 210 km). En este caso, una delas estaciones funcionará como rec-tificador y la otra como inversor enfunción de las necesidades del siste-ma.

Se utiliza también en conexionessubmarinas, permitiendo la transmi-sión a cargas aisladas (estaciones pe-trolíferas) o de sistemas de genera-ción aislados (parques eólicos en altamar), o para apoyar sistemas insula-res (eléctricamente débiles) desdesistemas continentales (por ejemplo,Gotland, Córcega, Cerdeña, Cheju),entre otras aplicaciones.

MultiterminalSe da cuando se conectan tres o mássubestaciones a un sistema HVDC. Laconexión puede ser:

• Paralela: todas las subestacio-nes están conectadas a la misma ten-sión. Se utiliza cuando todas las su-bestaciones superan el 10% de lapotencia total de las estaciones rec-tificadoras.

• Serie: las subestaciones se co-nectan en serie, y a cada una llega unatensión diferente. Una subestaciónconectada en serie no puede consu-mir más del 10% de la potencia totalde las estaciones rectificadoras parano afectar al nivel de tensión que lle-ga a las otras.

• Mixta: es una combinación delos sistemas anteriores.

UnitarioEn esta configuración, el rectifica-dor se conecta directamente al ge-nerador. A efectos prácticos, la

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de un sistema con tecnología VSCcomo lo son para un LCC. La LCC,en cambio, necesita energía reac-tiva para funcionar, lo que hace im-prescindible la presencia de tensióna ambos lados de un enlace paraque las estaciones funcionen. Estacaracterística permite a un sistemaVSC arrancar desde un cero (blac-kout) en cualquier situación, al re-alizar una función equivalente a lamáquina síncrona. Por este motivo,la tecnología VSC puede alimentarredes pasivas (plataformas petro-líferas, islas pequeñas, etc.). Encambio, los convertidores LCC re-quieren redes activas en ambos ex-tremos (en redes pasivas sería ne-cesario instalar compensadoressíncronos). La tecnología LCC tam-bién implica un consumo de ener-gía reactiva en la estación de con-versión y una potencia decortocircuito elevada para arrancardesde un ‘cero’ (blackout).

• El impacto visual de las insta-laciones de conversión es inferioren el caso de la tecnología VSC,debido al montaje horizontal de losconvertidores. Las torres de tiris-tores utilizadas en la tecnologíaLCC necesitan instalaciones de ma-yor altura, puesto que estos con-vertidores se montan en vertical.

• Aunque ambas tecnologías per-miten la inversión del sentido detransferencia de la potencia, conVSC es posible realizarlo sin cam-bio en la polaridad. Esto afecta po-sitivamente al aislamiento de losconductores en cables VSC, quepueden ser de menor grosor.


energía es generada directamenteen DC. Este sistema se utiliza congeneradores hidráulicos y eólicosasíncronos. Tras esta transforma-ción, el sistema vuelve a convertirla energía a AC a la frecuencia delsistema, lo que permite conectar elgenerador.

Esta configuración permite aprove-char la velocidad de las turbinas paragenerar la energía necesaria en cadamomento independientemente de lafrecuencia del sistema. Realiza, por lotanto, una función similar al Back-to-

back, con un lado de frecuencia fija(sistema) y otro de frecuencia varia-ble (generador).

ConclusionesLa electricidad empezó a utilizarsepara transportar energía hace apro-ximadamente 120 años, y el primer en-lace en HVDC se realizó hace 50 (año1954), por lo que podemos conside-rar a la HVDC como una tecnologíaconsolidada, aunque en continua evo-lución tanto por la electrónica de po-tencia como por las mejoras tecnoló-

gicas de los cables extruidos. La me-jor prueba de su madurez son los másde 70.000 MW instalados hasta el año2005 en más de 90 proyectos en todoel mundo, así como los numerososproyectos HVDC en curso [17].

El interés en seguir utilizando estatecnología es evidente ante la evo-lución de los materiales y dispositi-vos electrónicos de control de po-tencia (válvulas de mercurio,tiristores, GTO, IGBT, etc.).

Las potencias máximas actualesde convertidores HVDC dependen dela tecnología. La tecnología LCC, me-nos flexible, ha alcanzado hasta la fe-cha la potencia de 1500 MW a 500 kV(Three Gorges - China). La potenciamáxima transmitida mediante tecno-logía VSC es de 330 MW (CrossSound, USA), pero están previstos acorto plazo nuevos convertidores de500 MW aproximadamente.

La tecnología HVDC ha permitidotambién la conexión de sistemas eléc-tricamente débiles y cargas / gene-radores aislados, a sistemas más ro-bustos mediante enlaces submarinosde mayor longitud que los realiza-dos con HVAC. En Europa se utilizaesta tecnología para unir las redes devarios países (Francia-Inglaterra,Grecia-Italia, Alemania-Suecia-Di-namarca, etc.) con un récord de pro-fundidad de enlace submarino has-ta la fecha de 1000 m (Italia-Grecia).España tiene previsto interconectarla Península con Mallorca antes delaño 2012 en HVDC.

El futuro del HVDC está en estemomento enfocado en:

• La fabricación de nuevos mate-riales y tecnologías que permitan cons-truir cables que soporten mayoresprofundidades (~1.800 m), tensiones(> 500 kV) y potencias (~1.000 MW).

• El aumento del rango de poten-cias en VSC de 330 MW a 500 MW,dado que ofrece prestaciones supe-riores a la tecnología LCC.

• La reducción de pérdidas en lasestaciones de conversión VSC (has-ta un 1-2%) y la mejora de la fiabili-dad en el caso de VSC por disparosimprevistos (1 a 2 disparos anuales).Joan Ignasi FrauJordi GutiérrezEndesa Distribución

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Referencias

[1] Technology Trends for HVDC Thyristors Valves. Lips, H.P. Sie-mens. www.ev.siemens.de

[2] The early HVDC Development. ABB Power Technologies AB, Sue-cia. 2004. www.abb.com

[3] 50 years of HVDC. ABB Power Technologies AB, Suecia. 2004.www.abb.com

[4] Chronological list of HVDC developments. ABB Power Techno-logies AB, Suecia. 2002. www.abb.com

[5] Addenda a la Planificación de los Sectores de la Electricidady Gas. Ministerio de Economía. Diciembre, 2003. www6.mityc.es

[6] High Voltage Direct Current [HVDC] Transmission SystemsTechnology Review Paper. Charpentier, J.P. y otros. World Bank, Es-tados Unidos. www.worldbank.org

[7] Bulk power transmission at extra high voltages, a compari-son between transmission lines for HVDC at voltages above 600 kVand 800 kV. ABB Power Technologies AB, Suecia. 2005. www.abb.com

[8] HVDC Transmission. Woodford, Dennis A. Manitoba HVDC Re-search Centre, Canada. Marzo, 2005

[9] Gotland HVDC Light Project. ABB Power Technologies AB, Sue-cia. www.abb.com

[10] Harmonic Distortion from Variable Frequency Drives. EatonElectrical. www.eatonelectrical.com

[11] Typical Technical Specification for an HVDC Light LinkTransmission Project. ABB Power Technologies AB, Suecia.www.abb.com

[12] Electrical Transmission: an alternative way to transportenergy in a deregulated world. ABB Power Systems AB, Suecia. 2005.www.worldenergy.org

[13] High Voltage Direct Current Transmission-Proven Technologyfor Power Exchange. Siemens. www.siemens.com

[14] HVDC Cable Transmissions. ABB High Voltage Cables AB.www.abb.com

[15] Differences between HVDC Light and classical HVDC. ABB Po-wer Technologies AB, Suecia. www.abb.com

[16] Benefits During Power Grid Restoration. ABB Power Techno-logies AB, Suecia. www.abb.com

[17] What is HVDC? ABB Power Technologies AB, Suecia. 2005.www.abb.com


Transporte de energía eléctrica en corriente continua: HVDC

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