Transmisión de ultra alta tensión

Redes eficientes energéticamente
Transmisión de ultra
alta tensión
Escenarios alternativos para la transmisión masiva de energía eléctrica
de 800 kV HVDC y 1000 kV HVAC a largas distancias
Gunnar Asplund
El consumo global de energía crece continuamente pero, además, la energía se obtiene con mayor frecuencia de recursos
situados muy lejos del punto de consumo. Cada día es más
importante el transporte de energía a largas distancias.
El petróleo se transporta frecuentemente en superpetroleros y
el gas por gasoductos. El carbón empleado para producir
electricidad usa el transporte ferroviario, una solución que
puede exigir un costoso reforzamiento de los sistemas de
vías. Puede resultar más económico generar la electricidad
22
cerca de los yacimientos de carbón y transmitirla a los
consumidores. Dado que la producción de energías renovables como la hidroeléctrica, la eólica y la solar está condicionada por la localización, a menudo no hay alternativa a la
transmisión a largas distancias.
Por consiguiente, la transmisión de energía eléctrica está
llamada a desempeñar una función más y más importante.
En este artículo, Revista ABB estudia los últimos avances en
el campo de la transmisión masiva de energía eléctrica.
Revista ABB 2/2007
Transmisión de ultra alta tensión
Redes eficientes energéticamente
D
Potencia en MW
esde la llegada de la
años y las soluciones actuales
1 La capacidad de una línea de CA se degrada al aumentar la longitud:
transmisión de electricino tienen por qué ser las miseste gráfico corresponde a una línea de 1.000 kV con una compensación
dad, la corriente alterna CA
mas que en su momento adopmáxima del 70 % y un ángulo de fase de 30 grados entre terminales.
ha arraigado como principal
taron los países de la OCDE.
tecnología para las redes elécLa corriente alterna se utiliza
Capacidad de transmisión de CA de 1000 kV
tricas. Su ventaja radica en la
en los países en vías de desa6000
posibilidad de utilizar transrrollo para las nuevas redes,
5000
formadores para elevar la
como ya se hizo en otros paíenergía a niveles más altos de
ses, pero en cierta medida se
4000
tensión, facilitando así una
utiliza también para transmitir
3000
transmisión económica. Los
energía desde fuentes de genegeneradores, sean de corrienración remotas.
2000
te alterna o de corriente conti1000
Transmisión de corriente
nua, producen electricidad a
alterna a larga distancia
un nivel de tensión relativa0
200
700
1200
1700
2200
2700
3200
Una línea construida para
mente bajo. Si la transmisión
Longitud de la línea en km
transferir energía a largas disa larga distancia se hiciera a
tancias ha de cumplir condicioesa tensión, se originarían
nes previas de estabilidad y
grandes pérdidas y unos cosEn los países de la OCDE ha habido un
capacidad para resistir averías como las
tes prohibitivos.
crecimiento casi exponencial de la
causadas por los rayos. El criterio de
La tecnología de corriente alterna es,
energía eléctrica hasta la crisis del pediseño que se ha de satisfacer se define
además, muy flexible cuando se conectróleo de principios de los años setenta
como N-i, siendo i=11). Esto significa
tan diferentes puntos para formar una
que la máxima potencia que se puede
del pasado siglo. El impacto de la crisis
red eléctrica, lo que permite suministrar
perder sin peligro para la estabilidad
interrumpió los planes de alcanzar tenelectricidad a los consumidores de model sistema de CA es igual a la potencia
siones más altas, de 800, 1.000 e includo robusto y fiable. En los primeros mode la mayor unidad de generación o de
so 1.200 kV.
mentos el factor predominante era la
la línea con la máxima capacidad. Si
Hace treinta años, la capacidad de las
fiabilidad del suministro; puesto que la
toda la potencia de una planta generaredes y la demanda estaban generalgeneración tenía lugar relativamente
dora distante se transmite sobre una
mente en equilibrio, pero la situación
cerca del punto de consumo, la transmiúnica línea, el sistema de CA ha de socambió al aumentar el consumo. La gesión de grandes cantidades de energía a
portar la pérdida de toda esta potencia.
neración ha crecido en nuevos lugares.
largas distancias no resultaba prioritaria.
Si se han de transmitir cantidades maLos parques eólicos, por ejemplo, norBuscando adecuar mejor la corriente alyores de energía se utilizarán varias límalmente se construyen en lugares
terna a este tipo de transmisión masiva,
neas paralelas interconectadas cada 300
donde la red es débil. La desregulación
se adoptaba típicamente la compensaa 400 km para aumentar la fiabilidad.
de la generación de energía eléctrica ha
ción en serie de las líneas. Esta medida
Si son cortas, las líneas de CA tienen
promovido también el comercio de
funciona bastante bien si se transmite
una capacidad de transporte bastante
energía eléctrica transmitida a largas
energía de un punto a otro, pero noralta, que depende de la tensión y de los
distancias. Esto implica que los requisimalmente no se utiliza dentro de una
límites térmicos de los conductores. Las
tos del sistema de transmisión son más
red mallada, en la que el flujo de enerlíneas más largas tienen mayor imperigurosos.
gía es más imprevisible. La compensadancia, lo que reduce su capacidad de
La situación de los países en vías de
ción en serie reduce la impedancia en
transmisión. La ecuación siguiente desdesarrollo es muy distinta; se parece
una sección de la red, lo que puede oricribe la transferencia de potencia activa:
más bien a la situación de los países de
ginar una sobrecarga de este segmento
la OCDE durante los años cincuenta y
particular de la línea.
U ·U ·sin(δ)
sesenta. Sin embargo, la velocidad de
El desarrollo de los sistemas de corrienP= 1 2
X
desarrollo es mucho mayor, especialte alterna ha ido acompañado de un
donde P es la potencia activa, U1 y U2
mente en China e India. La tecnología
continuo aumento de la tensión de
la tensión en cada extremo de la línea,
ha avanzado durante los últimos treinta
transmisión. Si el consumo de energía
es bajo, la tensión también
puede serlo. AproximadamenNota
2 Seis líneas paralelas de CA en seis secciones con compensación
1)
te (siempre dos al cuadrado
El criterio de diseño N-i determina el
en serie y en paralelo. La línea puede seguir funcionando a pesar del
número de elementos cuyo fallo puede
menos las pérdidas), al duplifallo de algunos componentes individuales.
ser tolerado si que el sistema total piercar la tensión se cuadruplica
da funcionalidad. Aplicado a redes elécla capacidad de transferencia
tricas, N representa el número de comde potencia. Por tanto, la evoponentes importantes de la red (es
lución de las redes en la madecir, generadores, subestaciones,
yoría de los países se caractelíneas, etc.), e i el número de comporiza por la adición de capas
nentes que pueden fallar al mismo tiempo sin provocar la inestabilidad de la
de red de tensiones cada vez
red.
más altas.
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δ el ángulo de fase entre los
dos extremos y X la impedancia de la línea.
tección. En caso de avería
por puesta a tierra de una
sola fase, el reto es eliminar
Un grupo de 12
Grupos en serie de 12
Grupos en paralelo de 12
la avería sin abrir los intepulsaciones por polo
pulsaciones por polo
pulsaciones por polo
Cuando aumenta la longitud
rruptores de las tres fases. El
de la línea, aumenta también
problema está en la alta cola impedancia de la misma. Parriente capacitiva, generada
ra mantener la transferencia de
por las fases operativas, que
potencia ha de aumentar el áncircula por la avería. Este
gulo δ. Esto es posible hasta
problema se puede resolver
un ángulo de unos 30 grados;
con la ayuda de reactancias
para ángulos superiores puesintonizadas que minimizan
den surgir problemas con la
la corriente inducida. El sisestabilidad dinámica. La mejor
tema AC de 800 kV está
3000-4500 MW
4500-6400 MW
6000-9000 MW
forma de solucionar este procomercialmente maduro y ya
blema es reducir la impedancia
se dispone de todos los
ra garantizar la transmisión de la máximediante compensación en serie, lo
equipos necesarios. El desarrollo de
ma potencia en todo momento.
que puede hacerse sin gran dificultad
equipos para 1.000 kV AC avanza
hasta una compensación del orden del
rápidamente.
Retos técnicos
70 %. Para niveles más altos de comLos sistemas de 1.000 y 1.200 kV de
Transmisión CC de 800 kV
pensación el sistema será menos robusCA han sido ensayados en varias insto 1 .
Aspectos del sistema
talaciones de prueba y se han utilizaLa transmisión de corriente continua
Cuando la carga de una línea es infedo en aplicaciones comerciales duranse basa en convertir la corriente alterrior a la carga de impedancia caractetes breves periodos, pero actualmente
na en continua en una estación rectifirística SIL (Surge Impedance Loading),
no se utilizan comercialmente2). Hay
varios problemas relacionados con la
cadora, transmitir la energía en una
la línea producirá potencia reactiva; si
construcción de tales líneas y es necelínea bipolar de CC y convertirla de
no se añade compensación en paralelo,
sario desarrollar nuevos equipos como
nuevo en corriente alterna en una esla tensión podrá aumentar excesivatransformadores, interruptores, descartación inversora.
mente. Si la carga de la línea es supegadores de sobretensiones, reactancias
rior al valor SIL, la línea consumirá poen derivación, condensadores en seDesde el punto de vista del sistema, la
tencia reactiva y la tensión podrá desrie, transformadores de corriente y de
tecnología de corriente continua simcender demasiado. Desde el punto de
tensión, así como seccionadores e inplifica la transmisión a largas distanvista de la fiabilidad, es necesario consterruptores de puesta a tierra.
cias. Las estaciones rectificadora e intruir una transmisión de CA dividida en
versora pueden controlar rápidamente
secciones con compensación tanto en
Existen también requisitos especiales
la corriente y la tensión y, por tanto,
serie como en paralelo, además de una
en el campo del control y de la proson adecuadas para controlar el flujo
interconexión entre las secciones 2 pa3
Configuraciones alternativas de convertidores para una línea HVDC
Con el sistema HVDC de 800 kV es posible
transferir una potencia de hasta 18.000 MW
en un único derecho de paso.
4
5
a
Es necesario ensayar a fondo los equipos antes de comercializar el sistema HVDC de 800 kV.
Estas fotografías muestran el transformador a , el terminal del transformador b y el aislante pasamuros de entrada de válvulas (fotografía del título) que se están ensayando en Ludvika (Suecia).
b
Doble bipolo
6000-18000 MW
Bipolo
3000-9000 MW
Nota
2)
La transmisión de CA de 1.200 kV fue explotada comercialmente entre 1989 y 1996 en una línea que conectaba Rusia y Kazajstán. La línea dejó de operar tras la caída
de la Unión Soviética.
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de potencia. La diferencia de ángulo
de fase entre los extremos transmisor
y receptor no tiene importancia si la
única conexión es de CC. En realidad,
las redes conectadas pueden ser incluso asíncronas, ya que la corriente continua no tiene ángulos de fase y no
depende de la frecuencia.
Las averías en líneas de CC o en convertidores harán que aumente la frecuencia en el extremo generador y
que disminuya en el extremo receptor,
a no ser que haya suficiente capacidad de sobrecarga en el polo remanente y existan líneas de CC paralelas
que controlen la diferencia de potencia. Si la avería es permanente, se deberá implementar un sistema que dispare los generadores para asegurar la
estabilidad de la frecuencia en la red
en el lado del generador. Normalmente, esto es un problema sólo si existen
líneas de CA síncronas paralelas; especialmente si su potencia nominal es
mucho menor que la de las líneas de
CC, estas líneas pueden dispararse si
los ángulos de fase aumentan demasiado.
Configuraciones
Son posibles varias configuraciones de
convertidores para el sistema HVDC
de 800 kV 3 . En 4 se muestran posibles configuraciones de la línea.
Retos técnicos
La máxima tensión de HVDC hoy día
es 600 kV. El proyecto Itaipu, que entró en funcionamiento hace más de 20
6
años, opera sobre dos bipolos de
±600 kV y transmite 6.300 MW a una
distancia de 800 km. El sistema HVDC
de 800 kV requiere el desarrollo de
transformadores, terminales de transformadores, aislantes pasamuros de
entrada de válvulas, válvulas de tiristor, descargadores de sobretensiones,
divisores de tensión, condensadores
de filtro de CC y aisladores de soporte.
Aislantes pasamuros
El aislante pasamuros se basa en un
acreditado diseño que se emplea en
instalaciones nuevas de 500 kV. Su
longitud de 18 m (véase la fotografía
de página 22) ha sido un reto mecánico, más allá del cumplimiento de los
requisitos eléctricos. El sistema, sin
embargo, ha superado todas las pruebas eléctricas, mecánicas y de rutina.
También se ha verificado la resistencia
sísmica mediante cálculos. Ya ha concluido el diseño y fabricación del aislante pasamuros de 800 kV, que está
instalado en el circuito de prueba de
800 kV, y que incluye:
la tensión de CC soportada 1.250 kV
la tensión de CA soportada 910 kV
Logros técnicos
ABB ha avanzado en este desarrollo
durante varios años y ha diseñado,
fabricado y puesto a prueba todos los
equipos que han de estar expuestos a
800 kV. A continuación presentamos
algunos ejemplos:
Circuito de prueba de larga duración
Prototipo de transformador
Se ha fabricado un prototipo de transformador simplificado que incluye todos los detalles de aislamiento para
un transformador convertidor de 800
kV 5a . Las pruebas iniciales del prototipo de transformador comprendieron:
la tensión de CC soportada 1.250 kV
la tensión de CA soportada 900 kV
Las pruebas fueron superadas con éxito.
Terminal de transformador
Se ha fabricado un prototipo de terminal de transformador para el máximo
grupo de 6 impulsos 5b . El terminal ha
superado todas las pruebas habituales,
inclusive:
la tensión de CC soportada 1.450 kV
la tensión de CA soportada 1.050 kV
Prueba de larga duración de la tensión soportada en el circuito de
prueba de 800 kV de STRI en Ludvika
Cuadro 1
Como demostración final de la viabilidad del sistema, se ha construido y
puesto en funcionamiento una estación de ensayos de larga duración. En
ella, todo el equipo se prueba a 855
kV durante al menos medio año 6 .
Diseño de la estación
Al diseñar un sistema HVDC de 800
kV con una potencia de 6.000 MW es
importante concebir la estación de
modo que la avería de un componente crítico individual sólo produzca la
pérdida de una pequeña parte de la
potencia. Las figuras 7 y 8 muestran
una estación con cuatro bloques de
alimentación, que se puede configurar
de una de las formas siguientes:
Capacidad de la transmisión combinada de CA y CC para
mantener la estabilidad a pesar de la pérdida de enlaces de
CC: escenario 1 11a con fuerte enlace de CA
Condensador RI
Interruptor de derivación
Divisor de tensión
Cifra de líneas 500 kV en paralelo
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
si
si
si
si
si
si
si
si
si
si
2
si
si
si
si
si
si
si
si
si
si
3
no
si
si
si
si
si
si
si
si
si
4
no
no
no
no
si
si
si
si
si
si
5
no
no
no
no
no
no
no
si
si
si
6
no
no
no
no
no
no
no
no
no
no
7
no
no
no
no
no
no
no
no
no
no
8
no
no
no
no
no
no
no
no
no
no
1
Cifra de
grupos CC
perdidos
Desconectador
Aisladores de soporte compuesto
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25
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Redes eficientes energéticamente
Dos polos, cada uno de ellos compuesto por dos grupos conectados
en serie
Dos polos, cada uno de ellos compuesto por dos grupos conectados
en paralelo
Pruebas satisfactorias
Una vez realizados todos los trabajos
de desarrollo, el resultado es que la
tensión de 800 kV está ya disponible
para transmisiones comerciales.
Comparación entre AC y DC
Coste
A continuación 10 se comparan los
costes de transmitir 12.000 MW de CA
y CC a una distancia de 2.000 km. El
sistema HVDC de 800 kV proporciona
el menor coste total y el punto óptimo
está en la zona de menores pérdidas
de la línea.
7
26
Ventajas e inconvenientes de la
corriente alterna
Ventajas e inconvenientes de la
corriente continua
La principal ventaja de la corriente alterna es la flexibilidad con que se
pueden conectar cargas y estaciones
de generación a lo largo de la ruta.
Esto es especialmente importante si la
ruta de transmisión pasa por un área
muy poblada y si hay instalaciones de
generación emplazadas en muchos
puntos a lo largo de la ruta.
Un inconveniente de la corriente alterna es su coste. El sistema arriba
descrito es bastante caro puesto que,
de hecho, se ha de construir una infraestructura eléctrica completa a lo
largo de la ruta.
Otro inconveniente es la necesidad de
terrenos y derechos de paso. Dado
que la transmisión de CA no puede
utilizar por completo la capacidad térmica de cada línea cuando ésta es
muy larga, habrá que instalar una
línea en paralelo.
Una importante ventaja de la corriente
continua de alta tensión (HVDC) es el
bajo coste de transmitir potencias muy
altas a distancias muy grandes.
Una segunda gran ventaja es que las
pérdidas son bastante bajas. Las pérdidas totales en la transmisión de energía a una distancia de 2.000 km son
del orden del 5%. La tercera gran ventaja es que se necesitan menos líneas,
con menores requisitos de derecho de
paso. Según se ha mencionado antes,
la transmisión de 12.000 MW se puede
conseguir con dos líneas utilizando
HVDC de 800 kV. Transmitir la misma
potencia con 800 kV de CA requeriría
ocho líneas.
Estación convertidora HVDC con cuatro bloques de alimentación: la configuración se elige para
minimizar los efectos de las averías de componentes individuales.
El principal inconveniente del sistema
HVDC es que la energía se transmite
de un punto al otro y que es bastante
caro construir estaciones de derivación (aunque esta solución es posible
y ya se ha aplicado).
Transmisión combinada de CA y CC
Como se ha dicho más arriba, el principal inconveniente de HVDC es el
elevado coste de la derivación de potencia a lo largo de la línea. Sin embargo, una combinación de transmisión masiva de energía HVDC, de bajo
coste, en paralelo con una red de CA
de menor tensión, podría resultar en
muchos casos la solución óptima al
proporcionar tanto bajo coste y alta
flexibilidad como capacidad para
abastecer a los clientes a lo largo de
la ruta.
No obstante, existen algunos problemas técnicos con la solución combinada de CC y CA. Las perturbaciones en
la transmisión de CC dispararán en
muchos casos la conexión de CA, ya
8
Estación convertidora HVDC con dos
polos, cada uno de ellos compuesto por
dos grupos conectados en serie
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Transmisión de ultra alta tensión
Redes eficientes energéticamente
9
Representación artística de la estación de
10
Coste de las estaciones, líneas y pérdidas
en función de las pérdidas de la línea
Potencia 12.000 MW
Longitud de la línea 2.000 km
8 líneas CA de 800 kV
5 líneas CA de 1.000 kV
8
4 líneas CC
de 500 kV
2 líneas CC
de 800 kV
Alternativa 1
8000
millones de $
7000
6000
5000
4000
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Pérdidas en la línea (%)
11
Tres alternativas para combinar CA y CC para
conectar dos redes. En a , un fuerte enlace de
CA soporta la CC, en b las dos redes de CA
están separadas y en c la distancia se salva
mediante un enlace recíproco HVDC.
a
b
c
Red emisora
HVDC
recíproca
que los ángulos de fase se hacen demasiado grandes. Este problema se
puede resolver de varias formas,
según se muestra en 11 .
La opción 11a utiliza una conexión de
CA suficientemente fuerte para resistir
la mayoría de las perturbaciones producidas en la conexión de CC sin
necesidad de desconectarla.
A modo de ejemplo se supone que el
sistema HVDC transmite 12.000 MW a
2.000 km de distancia en dos bipolos,
con cuatro grupos convertidores cada
uno. Se supone también que la línea
HVDC puede soportar una sobrecarga
temporal del 50% en caso de que se
disparen uno o más grupos. Además,
se supone que existe una red paralela
de líneas de 500 kV de CA que tendrá
que captar la potencia que la línea
HVDC no pueda transmitir. Los resultados se muestran en el Cuadro 1 .
Esta tabla muestra que el sistema permanecerá dinámicamente estable después de la pérdida de varios grupos
de CC. Cada grupo tiene una potencia
de 1.500 MW. El resultado depende de
la carga previa de las líneas CA. Aquí
se ha supuesto que están cargadas
hasta un 34% antes del fallo.
Alternativa 3
La opción 11c es la misma que 11b pero
usa una conexión recíproca HVDC
para aumentar la flexibilidad del suministro de energía sin necesidad de
sincronizar los dos sistemas. Preferentemente, este dispositivo con conexión recíproca es un convertidor de
fuente de tensión (HVDC Light), que
estabilizará las tensiones y aumentará
la transferencia de potencia de las
líneas de CA.
Conclusiones
Para transmitir gran cantidad de energía a largas distancias (más de 500–
1.000 km), el sistema HVDC de 800 kV
es normalmente la opción más rentable. El mayor inconveniente de HVDC
es el alto coste de derivar potencia a
lo largo de la ruta. Un método combinado, que suministra potencia masiva
mediante HVDC y la potencia necesaria a lo largo de la ruta por medio de
CA parece ser la solución más rentable y flexible. El sistema de 1.000 kV
de CA resulta más adecuado como red
superpuesta a redes existentes de 400
ó 500 kV de CA en áreas con gran
densidad de población.
Alternativa 2
Red receptora
Revista ABB 2/2007
La opción 11b permite que las dos redes operen de forma asíncrona, cada
una alimentando a la mitad de los
clientes a lo largo de la ruta. En este
caso no hay problemas de estabilidad,
ya que los sistemas son asíncronos.
Gunnar Asplund
ABB Power Technologies, Power Systems DC
Ludvika, Suecia
gunnar.asplund@se.abb.com
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