Un `cortafuegos` contra las perturbaciones

HVDC
Un ‘cortafuegos’ contra las perturbaciones
Lennart Carlsson
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.
42
Revista ABB 3/2005
HVDC
L
os 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 Cuadro , ha estado
abogando por la división en sistemas
más pequeños1) 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.
1
Sistemas HVDC y HVDC Light®,
características fundamentales
George C. Loehr
En una transmisión HVDC 1 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. 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® 3 [2] a
veces se la denomina ‘transmisión invisible de energía’, ya que utiliza cables
subterráneos. Es una tecnología de
transmisión fundamentalmente nueva,
desarrollada por ABB en los años noventa. 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
Esquema básico de interconexión del sistema HVDC clásico
2
George C. Loehr es un reconocido
experto nacional en fiabilidad de
sistemas de energía eléctrica, con más
de 40 años de experiencia en el
sector. Con frecuencia ejerce como
testigo pericial, consultor, profesor,
escritor y conferenciante en temas de
energía eléctrica. Sus artículos han
aparecido frecuentemente en revistas
comerciales [6] y es coeditor y colaborador del libro del IEEE, The Evolution of Electric Power Transmission
Under Deregulation: Selected
Readings.
George C. Loehr es graduado por la
Universidad de Manhattan y licenciado en literatura inglesa por la Universidad de Nueva York. Ha sido director
ejecutivo del Consejo de Coordinación
de la energía del Nordeste (Northeast
Power Coordinating Council) y actualmente ejerce como vicepresidente del
consejo de administración del Instituto
Americano de Educación.
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 convertidora 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 poten-
Esquema básico de interconexión del sistema HVDC Light
flujo de potencia
reactiva
flujo de flujo de potencia
potencia
reactiva
flujo de
potencia
Red 1
Revista ABB 3/2005
Red 2
Red 1
Red 2
43
HVDC
cia 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.
combinación de tales sucesos. En la mayoría de los casos, estos sucesos provocan un desplome de la tensión. A menudo, la razón principal de que la condición del fallo se propague a un área extensa es que se sobrecargan los enlaces
de transmisión CA. Esto origina su desconexión, lo que a su vez sobrecarga
otras líneas, y así sucesivamente.
Un enlace de transmisión HVDC se puede proyectar fácilmente para que emprenda acciones correctoras específicas
en caso de perturbación. Además, estas
acciones suelen tener lugar de forma suave y continua, a diferencia de la conmutación brusca, propia de los enlaces CA.
Control normal de potencia
La característica más importante de
HVDC es que nunca se sobrecarga. La
potencia transmitida en HVDC está definida por su control; no se rige por las
diferencias de ángulos de fase entre sus
terminales. Hay circunstancias, por supuesto, que pueden causar el cese de la
3
Estación convertidora HVDC Light
4
Los seis enlaces HVDC escandinavos, con una potencia nominal conjunta de 4.000 MW,
disponen de control de potencia de emergencia.
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 convertidora
(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
44
FINLAND
Helsinki
SWEDEN
Fenno-Skan
NORWAY
Tallinn
Stockholm
Oslo
Riga
Konti-Skan
LITHUANIA
Skagerrak
SwePol
Copenhagen
Kaliningrad
DENMARK
Baltic Cable
Kontek
POLAND
Revista ABB 3/2005
HVDC
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.
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 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
5
La Interconexión NO – SE del Pacífico
HVDC line
The Dalles
HVAC line
John Day
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
Oregon
Malin
Round Mtn.
HVDC line
Nevada
Tracy-Telsa
San Francisco
Sylmar
Los Angeles
California
Lugo
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
La estación HVDC Sandy Pond de 2.000 MW, en las afueras de Boston,
recibe energía hidroeléctrica de Hydro Quebec.
Revista ABB 3/2005
(250 MW) de Noruega y Suecia respectivamente permanecieron en servicio 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.
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 5 . 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.
Central de Shoreham del enlace HVDC Light Cross Sound Cable de
330 MW, entre Connecticut y Long Island, en EE UU
45
HVDC
6
Potencia reactiva en el sistema HVDC clásico
y HVDC CCC en función de la potencia activ
Filter
Converter
versor no necesita la ayuda de generadores externos. Por consiguiente, puede
energizar una red ‘muerta’.
Imbalance
Potencia reactiva
a) Convencional
Q
0,5
0,13
P
Q
b) CCC
0,13
P
Otras diferencias entre la transmisión
HVDC clásica y HVDC Light®
Dependencia de la potencia de cortocircuito desde la red de CA conectada
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 6a .
El convertidor HVDC CCC consume menos potencia reactiva cuando incluye un
condensador en serie 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.
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.
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 cortocircuito3) (SSC) desde
Resumen
la red de CA conectada. La transmisión
Los planificadores de sistemas de redes
HVDC clásica no puede suministrar poeléctricas y los propietarios de redes de
tencia a una red sin generación o con
transmisión deben considerar el uso de
generación muy pequeña o remota.
Una medida de la idoneidad
a este respecto es el denomi7 Capacidad operativa de un convertidor HVDC Light®
nado coeficiente de cortocirU = 1.1 pu
U = 1 pu
U = 0.9 pu
cuito SCR (Short Circuit Ratio), que relaciona la potencia de cortocircuito (SSC) con
1.2
la potencia nominal (PDC) de
1.0
la transmisión HVDC:
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.
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.’
Para seguir leyendo sobre HDC y HVDC
Light: www.abb/hvdc
Lennart Carlsson
ABB Power Technologies AB
Power Systems
Ludvika, Suecia
lennart.k.carlsson@se.abb.com
Footnotes
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)
producto de una hipotética corriente
de cortocircuito y la tensión nominal.
P desired
46
gía y disminuye con la impedancia
Bibliografía:
[1] Asplund G., Carlsson L., Tollerz O.,
‘50 años de HVDC’, partes 1 y 2,
Revista ABB 4/2003.
0.6
[2] Asplund G, Eriksson K, Svensson, K,
‘Transmission based on Voltage
0.4
Q (pu)
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 in-
Aumenta con la generación de enerentre generador y cortocircuito.
0.8
S
SCR= SC
PDC
La potencia de cortocircuito es el
Source Converter’ CIGRE SC14
0.2
Colloquium in South Africa, 1997.
[3] Wyckmans, M., ‘HVDC Light, the
0.0
new technology’ Distribution 2003,
Adelaide, Australia, 2003.
-0.2
[4] Jonsson T., Björklund, P-E: ‘Capaci-
-0.4
tor Commutated Converters for
HVDC’, IEEE Power Tech Conferen-
-0.6
ce, Stockholm, 1995.
[5] Clark, Harrison K., ‘It's Time to Cha-
-0.8
llenge Conventional Wisdom’, Trans-
-1.0
-1.2
-0.8
-0.4
0.0
P (pu)
0.4
0.8
1.2
mission & Distribution, Oct. 2004.
[6] Loehr, George C., ‘Is it Time to Cut
the Ties that Bind?’, Transmission &
Distribution World, March 2004.
Revista ABB 3/2005