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27 mayo, 2018

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Conductores para Alta temperatura con Flecha reducida (HTLS conductors)

Conozca como los conductores HTLS(High-Temperature, Low-Sag) están cambiando el panorama futuro para las líneas de transmisión y distribución de alta temperatura.

 

Este texto sobre tecnologías para sistemas de transmisión está escrito por ENTSO-E, Europacable, Friends of the Supergrid, Orgalime y T&D Europe.

Los proyectos del TYNDP comprenden tecnologías de corriente alterna y continua, líneas aéreas y cables terrestres y marítimos. Por lo tanto, las tecnologías para el futuro desarrollo de redes pueden agruparse de la siguiente manera:

 

Tecnologías de potencia de corriente alterna de alta tensión (HVAC)
Tecnologías de energía de corriente continua de alta tensión (HVDC)
Tecnologías de energía híbridas HVAC/HVDC
Este informe pretende ofrecer una evaluación de las tecnologías de transmisión disponibles en la actualidad y proyectar sus disponibilidades más allá de los próximos diez años, hasta 2030. La principal referencia de este informe son varios resultados sobre las tecnologías del proyecto e-Highway2050, que se recomienda encarecidamente a los lectores que lean para obtener información detallada.

 

El informe se centra en ilustrar la disponibilidad de las tecnologías y el tiempo en que podrían estar en servicio. Proporciona una visión de alto nivel de un espectro de tecnologías para que los promotores de proyectos seleccionen e investiguen otras tecnologías que puedan adaptarse mejor a sus proyectos.

 
Tecnologías de energía HVAC
 
Líneas aéreas
 

Las líneas aéreas (OHL) han sido ampliamente utilizadas en las redes de transmisión durante más de cien años. Sin embargo, hay nuevos conductores disponibles que transportan corrientes más altas, mientras que permiten mayores grados de temperatura. Estos conductores, tales como el acero de aluminio de conductor soportado (ACSS), el núcleo compuesto de aluminio de conductor compuesto (ACCC), el compuesto compuesto de aluminio reforzado (ACCR) están hechos de materiales con una gama más amplia de posibilidades de disposición que el acero reforzado convencional de aluminio de conductor reforzado (ACSR)

 

Usando conductores de alta temperatura (HTC), se puede lograr un 30% más de capacidad y una caída más baja (Figura 1). HTC es capaz de soportar temperaturas de funcionamiento más altas, llevando así una mayor cantidad de potencia en comparación con los conductores convencionales. Una escoria más baja puede llevar a una mayor vana, lo que reduce el número de torres necesarias.

 

Los costos de HTC son generalmente más altos que los conductores convencionales. Sin embargo, HTC puede mejorar las reservas de seguridad (n-1) y la capacidad de transmisión sin afectar el derecho de paso negociado, idealmente con modificaciones menores de las torres de transmisión (principalmente abrazaderas y montajes). Aunque se utilizan las líneas existentes, en algunos países estos proyectos tienen que pasar de nuevo por el procedimiento de autorización o evaluación de impacto, especialmente cuando se incrementan los niveles de campo magnético, ya que las corrientes esperadas son mayores.

 
Figure1-sag
 

Para varios proyectos del TYNDP se han realizado ejemplos de la elección de HTC: la línea aérea de 400 kV de 260 km de longitud entre Francia e Italia, la línea de doble circuito de 400 kV de 80 km entre Bélgica y Francia, la modernización en curso de una línea de 220 kV en Polonia y, en Bélgica, las líneas Horta-Mercator y Gramme-Van Eyck.

 
Clasificación térmica en tiempo real (RTTR)
 

Recientemente, se han introducido en el mercado algunas soluciones de sensores inteligentes. Estos sistemas permiten evaluar la caída real del conductor mediante mediciones físicas directas en los conductores. Sin embargo, estos dispositivos necesitan un modelo eléctrico/mecánico/térmico del conductor y datos meteorológicos para evaluar lo que es realmente interesante para el operador de la red: el margen de corriente disponible en la línea y, por lo tanto, su capacidad de transferencia de carga en tiempo real. Los dispositivos también necesitan algunas facilidades de comunicación específicas para recopilar todos los datos necesarios.

 

Otras soluciones también se encuentran actualmente en fase de desarrollo, con buenas probabilidades de obtener resultados prometedores en los próximos años.

 

El principal beneficio de la clasificación térmica en tiempo real es la mejora de las reservas de seguridad (n-1), al proporcionar a los operadores del sistema la capacidad real disponible en la línea de transmisión, respetando los límites de despeje y diseño. Las posibles ganancias varían típicamente entre el 10 y el 30 %. Pero para ser plenamente operativo, el RTTR no sólo debe aportar una fotografía de las condiciones reales de funcionamiento de la línea, sino también, y lo que es más importante, aportar información fiable sobre la evolución de estas condiciones en los próximos minutos o decenas de minutos.

 

Esta mejora de la capacidad de transmisión puede evitar acciones de contingencia innecesarias como (n-1). Esto requiere necesariamente un modelado del conductor con respecto a las condiciones meteorológicas para un pronóstico adecuado en caso de una carga creciente.

 

La tecnología RTTR es bastante madura, pero necesita un mayor desarrollo para abordar los retos de la integración.

 
Cables HVAC
 

El cable se utiliza como alternativa cuando la línea aérea no es apropiada, por ejemplo en áreas densamente pobladas y reservadas, a través de un río o en alta mar. Otra alternativa son las líneas aisladas con gas, que se incluyen en esta categoría.

 

Estas tecnologías están en servicio y disponibles (nivel verde).

 
Tecnología de cable en tierra
 

Desde el punto de vista del cable subterráneo, los cables HVAC son ampliamente utilizados en niveles de tensión hasta una tensión máxima de 550 kV a escala global. En Europa, actualmente la tensión máxima es de 420 kV. Los cables con aislamiento XLPE extruido son los más comunes, hasta 275 kV durante más de 20 años y los cables a 400 kV han estado en uso durante los últimos 15 años.

 

Mirando a las décadas venideras, el concepto de soterramiento parcial de las líneas de transmisión de HVAC será una de las soluciones para superar la aceptación pública y obtener permisos de construcción. Esta evolución global se verá facilitada por la madurez de los cables y accesorios de HVAC subterráneos XLPE. Sin embargo, es necesario abordar algunos retos, por ejemplo, tiempos de interrupción prolongados después de daños o fallos, comportamiento transitorio y potencia reactiva producida por los cables. Los riesgos específicos para el funcionamiento de la red deben analizarse cuidadosamente caso por caso.

 

El foco de la evolución técnica se orientará hacia un mayor aumento de la fiabilidad y la racionalización de las aplicaciones futuras:

 

Es probable que la tensión de la red de transmisión europea se mantenga en un rango de tensión similar de 380 – 420 kV y, por lo tanto, no se espera ningún aumento de este nivel de tensión en el futuro;
Se espera que la clasificación de corriente para una solución de puesta a tierra parcial típica (400 kV, 2500 mm2 de cobre) aumente por encima de 1,8 kA;
Se espera que la potencia de transmisión de un sistema como el descrito anteriormente supere los 1250 MW por circuito.
Algunos ejemplos:

 

Proyecto TenneT 380 kV AC Randstadt, Países Bajos: longitud total 85 km, de los cuales 20 km bajo tierra (tramos de sierra, hasta 10 km); capacidad de transmisión 2×2635 MVA, cable XLPE
National Grid 400 kV AC Proyecto del túnel de Londres, Reino Unido: longitud total 32 km, capacidad de transmisión 1600/1700MVA verano/invierno, cable XLPE.
 
Tecnología de cable offshore
 
Los cables de aislamiento extruido HVAC también se utilizan comúnmente para las conexiones submarinas. Su configuración puede ser de un solo núcleo o tres núcleos. Hoy en día, los cables HVAC con aislamiento extruido cubren tensiones de transmisión de hasta 550 kV y la potencia máxima que se puede transmitir es del orden de magnitud de 1,5 GVA por circuito, con un conductor de cobre de 2500 mm².

 

En el caso de los cables submarinos XLPE HVAC extruidos, puede esperarse una evolución técnica similar en el horizonte 2050 a la de los cables subterráneos XLPE HVAC. Además, se espera que la posible profundidad de las instalaciones de climatización submarina aumente de varios cientos de metros en la actualidad a profundidades superiores a 2.500 metros en las próximas décadas.

 

Algunos ejemplos:

 

Cable submarino que conecta la planta procesadora de gas Ormen Lange, 400 kV AC submarino, Noruega: Longitud total 2,4 km, capacidad de transmisión 1000 MVA, profundidad máxima del agua 210 m, cable XLPE.
Cable submarino que atraviesa el Dardannelles Straight, submarino de 400 kV AC, Turquía: dos circuitos con una longitud total de 4,5 km cada uno. Potencia transmisible de cada circuito 1000 MW, Profundidad máxima del agua 90 m, cable XLPE

 
Líneas aisladas con gas
 

Las líneas aisladas por gas (GIL) son otra alternativa para la transferencia de alta capacidad y en áreas donde las regulaciones gubernamentales o los requisitos tecnológicos limitan el campo electromagnético máximo y por lo tanto donde los cables de alimentación o líneas aéreas no son posibles.

 

Desde los años 70, se han instalado más de 150 proyectos GIL en todo el mundo, demostrando un rendimiento de operación excepcional con una vida útil esperada de más de 60 años, lo que viene dado en gran parte por el aislamiento gaseoso. Debido a la ausencia de material inflamable, el GIL se aplica con frecuencia en instalaciones de túneles, por ejemplo, en centrales hidroeléctricas o en aplicaciones de túneles situadas debajo de las ciudades. Las primeras instalaciones realizadas con esta tecnología (p. ej. la planta de bombeo de 420 kV GIL para la planta de Schluchsee Hydro Power Pumping Storage en Alemania, instalada en 1975) siguen funcionando con gran fiabilidad.

 

En aplicaciones GIL posteriores, el gas aislante pasó de 100% SF6 a una mezcla de gas de 80% N2 y 20% SF6. Además de otros aspectos positivos, esta mezcla mejora aún más la resistencia a largo plazo de los tubos GIL contra los arcos internos. La contención segura de fallos está garantizada con una duración de fallos de hasta 500 ms o más, lo que se suma a los elevados estándares de seguridad de esta tecnología. Por otra parte, se han desarrollado nuevos gases dieléctricos y se están probando con mejores prestaciones medioambientales que SF6. Esto podría representar una nueva solución para GIL en los próximos años.

 

Con el aumento de las restricciones relativas a los derechos de paso en zonas densamente pobladas, aumentará el uso de GIL para las soluciones de climatización. Una de las aplicaciones GIL más largas en servicio hoy en día es de aproximadamente 3,3 km (Japón). GIL puede ser instalado sobre tierra, en zanjas o túneles, así como directamente enterrado (Figura 2).

 
2gil
 
buriedgil

Figura 2: primera imagen: vista de un túnel con dos sistemas GIL y plegado elástico, Paulaner Munich; segunda imagen: directamente enterrado GIL en Kelsterbach, cerca del aeropuerto de Frankfurt.
 
Subestaciones HVAC
 

En el caso de las subestaciones de climatización, la mayoría de las tecnologías actuales seguirán utilizándose en los próximos años, incluso en ausencia de nuevas tecnologías importantes, como interruptores, barras colectoras, seccionadores y transformadores de potencia.

 

Las empresas eléctricas tienen que hacer frente a cuestiones cada vez más complejas en un entorno empresarial en continua evolución. Para aumentar la capacidad de control y la recopilación de datos, se integrarán cada vez más tecnologías adicionales disponibles en las subestaciones existentes y futuras. Se agrupan de la siguiente manera:

 

Dispositivos de control de potencia: FACTS, transformadores de cambio de fase
Dispositivos y sistemas de monitorización: PMU, WAMS, Synchrophasors
Compensador: SVC, STATCOM
Algunas de estas tecnologías se describen a continuación.

 
Transformador de cambio de fase
 

El transformador de cambio de fase (PST) es una tecnología madura, implementada por los TSOs en Europa para controlar la potencia activa a través de estrategias preventivas o curativas. El sistema PST proporciona un medio para controlar el flujo de energía entre dos redes. Los PST no aumentan la capacidad de las líneas en sí, pero si algunas líneas se sobrecargan mientras que la capacidad sigue estando disponible en paralelo con otras líneas, la optimización de los flujos de energía con los PST puede aumentar la capacidad global de la red.

 

En el futuro, la atención se centrará en las cuestiones de habilitación: el desarrollo de modelos de TSP compartidos por los GRT y las normas debería facilitar la integración de los TSP en los sistemas de transmisión. Paralelamente, el desarrollo del comercio transfronterizo de electricidad y la integración de la generación renovable incrementarán la necesidad de que esta tecnología funcione.

 
Compensadores VAR estáticos
 

Un compensador estático VAR (SVC) es un dispositivo electrónico de potencia de acción rápida utilizado para controlar dinámicamente la tensión en un área local o en un punto de interfaz. Es un miembro de la familia de equipos conocidos como Sistemas de Transmisión de CA Flexible (FACTS). Esencialmente, los SVCs y STATCOMs ofrecen una función similar utilizando diferentes tecnologías y métodos electrónicos de potencia.

 

El SVC proporciona potencia reactiva inductiva y capacitiva variable utilizando una combinación de reactores controlados por tiristores (TCR), reactores conmutados por tiristores (TSR) y condensadores conmutados por tiristores (TSC). Éstos se conectan a la red de CA mediante un transformador compensador o mediante un devanado terciario de transformador.

 
STATCOM

Un compensador síncrono estático (STATCOM) es un dispositivo de acción rápida que puede producir o consumir energía reactiva, más rápidamente que con bancos de condensadores de CA, reactores o SVCs. Se trata de una tecnología FACTS, que se puede utilizar, por ejemplo, en un punto de interfaz en tierra para lograr el cumplimiento dinámico del Código de Operador del Sistema/Código del Propietario de Transmisión (STC) entre un retardo de factor de potencia de 0,95 y un plomo de factor de potencia de 0,95. El diseño y la respuesta más rápida permiten utilizarlo para filtrar activamente los armónicos y el parpadeo para mejorar la calidad de la energía. STATCOMs son convertidores de fuente de voltaje (VSC) que utilizan IGBTs (Insulated Gate Bipolar Transistor) o IGCTs (Integrated Gate Commutated Thyristors). También pueden incorporar condensadores estáticos y reactores en su diseño, pero estos son típicamente más pequeños en comparación con los requeridos por los compensadores VAR estáticos (SVC), y por lo tanto tienen una huella física más pequeña en general.

 
WAMS, Synchrophasors y PMU
 

Se espera que las redes eléctricas funcionen más cerca de su capacidad máxima y, por otra parte, existe una mayor necesidad de un control preciso y mejor de la red. El uso de sincrophasors es un método novedoso para medir y determinar la relación de fase absoluta entre las magnitudes de fase en diferentes ubicaciones en sistemas de potencia. Las mediciones de fáseres que ocurren al mismo tiempo se denominan “sincronizadores”.

 

Una Unidad de Medición de Fáser (PMU) mide las ondas eléctricas en una red eléctrica para determinar la salud del sistema. Una PMU puede ser un dispositivo dedicado, o la función PMU puede incorporarse a un relé de protección u otro dispositivo.

 

La principal aplicación de los sincrophasors es en el campo de la monitorización de sistemas con sistemas de monitorización de área amplia (WAMS). El interés es utilizar sincrophasors para obtener una visión precisa del sistema y sus límites. Una aplicación más avanzada es el uso de sincrophasors como base de nuevos sistemas de protección automática, que pueden ser locales o de sistemas de protección de área ancha (WAPS). Los principales beneficios de los sincrofasores son la monitorización en línea, los sistemas de protección y el análisis off-line.

 

Los PMU son utilizados en WAMS por un gran número de gestores de redes de transporte que han empezado a explorar esta tecnología y a familiarizarse con su uso y sus funciones.

 
Transmisión de potencia HVDC
 
Introducción
 

Europa ha sido y sigue siendo pionera e innovadora en el campo del HVDC desde su reinvención moderna en la segunda mitad del siglo XX. Se han diseñado e instalado múltiples esquemas de HVDC, principalmente esquemas punto a punto utilizando cables submarinos para explotar los cruces marítimos en Escandinavia, las Islas Británicas, el Mar Báltico, el Mar del Norte y el Mar Mediterráneo. Se ha construido un número limitado de sistemas consecutivos, el más reciente de los cuales es el enlace de 2 x 500 MW entre Lituania y Polonia. Sólo hay un sistema de multi-terminales en funcionamiento en Europa, el de Cerdeña – Córcega – Italia (SACOI), aunque otros están en construcción (Sur-Oeste, en Suecia y Caithness – Moray – Shetland, en el Reino Unido).

 

La tecnología de cables HVDC se ha implementado durante más de 60 años:

 

Inicialmente, los cables impregnados en masa (MI) se consideraban la solución preferida. Se utilizaron convertidores conmutados en línea (LCC), lo que implicó una inversión de polaridad. Casi todos los esquemas construidos en este período han utilizado la tecnología LCC.
En los años 90, el desarrollo de la tecnología del convertidor de fuente de voltaje (VSC) fue considerada como una oportunidad para introducir cables de aislamiento extruido XLPE para aplicaciones HVDC además de los cables MI. VSC ha ganado rápidamente aceptación, por lo que ahora es la opción predominante para los esquemas de HVDC en toda Europa.
Las diferencias entre estas dos tecnologías y, por lo tanto, una explicación para el rápido cambio de los esquemas LCC a VSC se discuten en las siguientes secciones.

 
Cables HVDC impregnados en masa
 

Los cables de HVDC impregnados en masa (MI) son actualmente los cables más utilizados para aplicaciones de HVDC. Beneficiándose de más de 40 años de experiencia en el servicio, con una alta fiabilidad comprobada, pueden ser suministrados por los fabricantes europeos a voltajes de hasta ±600 kV y 1800 A, lo que hace 2200 MW por bipole. Actualmente, esta tecnología se utiliza principalmente para aplicaciones subacuáticas de HVDC.

 

Siguiendo la evolución de los cables MI HVDC incluye:

 

Aumento de potencia (de 1560 a 2340 MW por bipole) y tensión (de 500 a 600 kV);
Gracias al progreso, y en particular a la mejora de la tensión de servicio, será posible transmitir una potencia de 1000 MW con una reducción de alrededor del 30% de las pérdidas por bipolar;
 
Aumento de la profundidad del agua para instalaciones submarinas de unos 1.600 m a más de 2.500 m para 2050.

 
Cables XLPE HVDC extrusionados
 

Los cables HVDC poliméricos se utilizan principalmente con convertidores VSC que permiten invertir el flujo de potencia sin inversión de polaridad. Hasta ahora, esta tecnología ha sido implementada hasta ±320 kV con una capacidad de 1000 MW para un monopolo simétrico. Las bases para los cables submarinos HVDC son las mismas que las de los cables subterráneos HVDC excepto por sus características mecánicas.

 

Cabe esperar la siguiente evolución de los cables XLPE HVDC submarinos y subterráneos:
 
Aumento de tensiones hasta 550 kV;
Aumento del tamaño del conductor de 2500 a 3000 mm2, lo que se espera resulte en una capacidad superior a 2 GW;
Debido al aumento de la tensión, se espera que las pérdidas típicas por circuito (2500 mm2 de conductor con una potencia nominal de 1 GW por bipole) disminuyan de 42 W/m (hoy) a 14 W/m (en 2050);
Reducción de las pérdidas por circuito (bipolo) de aproximadamente un 40% cuando el cable XLPE HVDC funcionará a máxima potencia;
Para los cables submarinos, la profundidad de tendido debe alcanzar más de 2.500 m para 2050.
 
Ejemplos de HVDC subterráneos y submarinos incluyen:
 
Interconector Francia-España RTE / RED INELFE HVDC+/- 320kV Interconector Francia-España: Longitud total 65 km de cable subterráneo, de los cuales 8,5 km se encuentran a través de un túnel bajo los Pirineos, capacidad de transmisión 2 GW, cable XLPE.
 
TenneT Nordlink, HVDC +/- 500 kV Interconector Noruega – Alemania: Longitud total 623 km, de los cuales 516 km son de cable submarino en alta mar, 53 km de línea aérea HVDC (Noruega) y 54 km de cable subterráneo HVDC (Alemania), capacidad de transmisión 1,4 GW, cable MI.
 
TenneT Borwin 2, HVDC +/- 300 kV Conector, Alemania: 75 km cable terrestre, 125 km cable submarino, capacidad de transmisión: 800 MW, cable XLPE

 
Tecnología de convertidor conmutado por línea (LCC)
 

Las estaciones HVDC que utilizan la tecnología LCC han sido ampliamente implementadas en toda Europa y el mundo desde los años 60, tanto para aplicaciones OHL como de cable. La tecnología se basa en el uso de tiristores de alta potencia, que proporcionan la conmutación entre los sistemas HVAC y HVDC. La tecnología es ampliamente utilizada para enlaces punto a punto o back to back entre redes asincrónicas. También puede ser implementado como enlace embebido dentro de una red síncrona.

 

Después de muchos años de desarrollo, los dispositivos de tiristores pueden funcionar a voltajes de hasta 8,5kV y conmutar corrientes de corriente continua de hasta 5000A. Esto ha permitido que los esquemas LCC se instalen hasta 7200MW y ±800kV, aunque hasta la fecha sólo se requieren dichas clasificaciones en China, India y Brasil. En Europa, el sistema LCC más grande, actualmente en construcción, tiene una potencia nominal de 2200MW a ±600kV (Western Link en el Reino Unido). Una característica clave de esta tecnología basada en tiristores es su capacidad de sobrecarga de corto tiempo, lo que permite a los esquemas tener niveles significativos (1.3 – 1.5pu) de tiempo útil (1-3s) para soportar la red de CA más amplia.

 

La tecnología LCC es altamente eficiente, con una pérdida total de potencia operativa en una estación convertidora de entre 0,7 y 0,8% de la potencia nominal del esquema.

 
Tecnología del convertidor de fuente de voltaje (VSC)
 

Las estaciones HVDC que utilizan la tecnología VSC han estado en servicio desde 1999. La tecnología se basa en el uso de transistores bipolares de puerta aislada (IGBT), que proporcionan la conmutación entre los sistemas HVAC y HVDC. Hasta la fecha todas las aplicaciones, con una excepción, utilizan cables submarinos o subterráneos. Además de enlaces punto a punto y back to back link, la tecnología también es adecuada para el desarrollo de sistemas multi-terminales. El primero de ellos está en funcionamiento (en China) y otros en construcción (en Europa).

 

En comparación con la tecnología LCC, el VSC es una tecnología relativamente menos madura, que utiliza dispositivos IGBT de hasta 4,5kV y 2000A. El mayor esquema en servicio es el proyecto INELFE de 2 x 1000MW ±320kV (Francia – España) y la tensión más alta se encuentra en el proyecto Skagerrak Pole 4 de 700MW en 500kV (Noruega – Dinamarca). El proyecto de la Red de Mares del Norte (NSN) que se está construyendo entre el Reino Unido y Noruega funcionará como bipolar a 1400MW y ±525kV. Aunque las capacidades de potencia y voltaje han aumentado drásticamente en los últimos años, la capacidad de sobrecarga de la tecnología VSC sigue siendo baja, limitada por la capacidad de los dispositivos IGBT.

 

Las pérdidas operativas de la tecnología VSC han disminuido drásticamente en los últimos años para alcanzar alrededor del 1% por estación convertidora. Aunque aún superior a la tecnología LCC, los servicios auxiliares disponibles en las estaciones convertidoras VSC, como el control de potencia reactiva, control de voltaje, control de frecuencia y arranque en negro, han hecho del VSC la opción preferida para todas las nuevas estaciones HVDC en Europa.

 
Líneas aisladas con gas DC
 

La tecnología aislante de gas DC se estableció por primera vez en la década de 1970 con varios proyectos de desarrollo en EE. UU., Suecia y Alemania. El objetivo de estos desarrollos fue reducir el espacio para las estaciones convertidoras de CC de alta tensión y proporcionar potentes sistemas de transmisión subterránea. En paralelo DC GIL para 500kV se renuevan y están disponibles a partir de 2017. Los sistemas son reducidos en diámetro ~ por la mitad, en comparación con las primeras aplicaciones. Los diseños son adecuados para la transmisión de alta potencia (5000A DC / 5GW) a grandes distancias. Los modernos sistemas DC GIL están diseñados para armonizar junto al medio puente VSC y LCC también con el moderno inversor de puente completo VSC. DC-CTL puede interconectarse directamente con DC GIS así como con OHLs a través de bujes de aire.

 
Sistema híbrido HVAC / HVDC
 
Interacción del sistema HVAC / HVDC
 

Las tecnologías de HVDC se han ido integrando gradualmente al sistema de climatización paneuropeo existente. Con la estimación del TYNDP, se construirán y operarán más de 25.000 km de líneas de transmisión HVDC en paralelo con más de 300.000 km de líneas de transmisión HVAC. La interacción HVAC / HVDC será una característica clave en los próximos años para la operación, desarrollo y mantenimiento del sistema. La red HVAC, que necesita ser capaz de suministrar o evacuar la energía del enlace HVDC, puede requerir un refuerzo del sistema. Bajo ciertas condiciones de contingencia en la red HVAC, puede ser necesario reducir automáticamente la potencia del enlace HVDC debido a razones térmicas o para mantener la estabilidad del sistema. Las cuestiones relacionadas con el control activo del intercambio de potencia reactiva han hecho de la tecnología VSC la preferida y, a veces, la única opción para muchos sistemas. En redes con altos niveles de distorsión armónica de fondo, los bajos niveles de distorsión alcanzados por los convertidores VSC pueden hacerlos una solución atractiva.

 
Líneas aéreas híbridas HVAC / HVDC
 

Una mejora de las líneas de transmisión existentes de baja tensión (110kV, 150 kV o 220 kV) a 400 kV puede aliviar un cierto nivel de congestión, pero no totalmente, ya que esta red alcanzará sus límites de capacidad y, debido a la gran carga, no pueden excluirse problemas de estabilidad. Por lo tanto, se está considerando una rejilla de HVDC superpuesta.

 

Debido a la falta de nuevos corredores en las líneas de transmisión y a la preocupación del público por la construcción de nuevas líneas de transmisión, es de interés aumentar la capacidad de transmisión mediante la conversión de una de las líneas HVAC existentes en circuitos HVDC de 400 o 500 kV.

 

En las figuras 3 y 4 se presentan algunos ejemplos de líneas híbridas HVAC / HVDC. En la Figura 3 se muestran las líneas de doble circuito en las que un circuito HVAC se convierte a HVDC. La figura 4 representa una línea de cuatro circuitos con dos circuitos a cada lado de la torre. En un lado de la torre se convierte un circuito HVAC a HVDC.

 
ac-dc conductor
 
doble circuito

Figura 3: LÍNEA DE DOBLE CIRCUITO, SISTEMA DE CA Y CC A) TRIANGULAR; B) SEMI-VERTICAL
 
4 circuitos
 
Figura 4: LÍNEA DE CUATROCIRCUITOS, UN CIRCUITO DE CA CONVERTIDO A C. C. C.
 

Un problema importante de las líneas híbridas HVAC/HVDC es el acoplamiento entre los circuitos HVAC y HVDC. Para ello hay que considerar el acoplamiento capacitivo, inductivo y resistivo.

 

Como se desprende de las investigaciones realizadas sobre los dispositivos de ensayo del modelo y en una línea de ensayo, los valores límite de las cantidades mencionadas en la recomendación CIGRE TB 388 están cubiertos para HVDC de 400 kV, si no se excede el gradiente de tensión superficial del conductor de 28,8 kV/cm y la distancia mínima a tierra del conductor HVDC es de 15 m como mínimo.

 

No hay estándares explícitos disponibles para estas líneas híbridas HVAC/HVDC. Sin embargo, teniendo en cuenta la estabilidad mecánica de las torres híbridas, se puede aplicar la norma EN 50341 para las líneas HVAC que corresponde a IEC 60826. Para las nuevas líneas híbridas se aplica el estándar para la construcción de líneas de climatización, ya que el circuito HVDC estará equipado con el mismo tipo de torres y los mismos componentes que el circuito HVAC. Para la conversión de los circuitos HVAC existentes en circuitos HVDC también se puede aplicar el estándar HVAC, siempre que las cargas mecánicas sean las correspondientes. En realidad, los conductores permanecen inalterados cuando se planifica una conversión de un circuito de HVAC a un circuito de HVDC. En principio, el peso de los aisladores, incluyendo los accesorios, será menor o igual al máximo en comparación con los aisladores de porcelana o vidrio previamente instalados, debido a la aplicación de aisladores compuestos. De este modo, la tensión en el punto de suspensión es la misma.

 

La probabilidad de fallos en las líneas HVDC, p. ej. por golpes de rayo o aisladores contaminados, requerirá soluciones que puedan eliminar la falla y auto-revestirse de manera similar a los sistemas HVAC. Esto puede requerir el uso de soluciones de convertidores VSC más costosas, o el uso de disyuntores de CC grandes y caros. La capacidad de sobrecarga de los convertidores HVDC en condiciones de funcionamiento N-1 también requerirá una cuidadosa consideración. La capacidad de sobrecarga a corto plazo de la tecnología LCC puede ser adecuada para estas condiciones, pero la tecnología VSC tiene una capacidad de sobrecarga muy limitada. Para mantener cierto margen para la operación N-1 puede ser necesario sobrevalorar los convertidores VSC, lo que permitiría que las líneas funcionaran por encima de su capacidad térmica.

 

Tabla resumen de disponibilidad tecnológica
 
En el cuadro 1 se indica la disponibilidad de las distintas tecnologías, teniendo en cuenta la opinión de los expertos y el desarrollo del mercado. El juicio se hace con un intervalo de tiempo de cinco años (2020,2025 y 2030). El informe utiliza la Declaración de Diez Años 2015 de la Red Eléctrica Nacional como una orientación para indicar el nivel de disponibilidad:

 
Tabla 1: Cuadro sinóptico de la disponibilidad de las diferentes tecnologías
 
Cuadro sinóptico de la disponibilidad de las diferentes tecnologías
 
Abreviaturas
 
ACCC Núcleo compuesto de conductor de aluminio

ACCR reforzado con compuesto conductor de aluminio reforzado

ACSR Conductor de aluminio reforzado con acero inoxidable

ACSS Conductor de Aluminio Acero Soportado

CIGRE Consejo Internacional de Grandes Sistemas Eléctricos

GIL Línea aislante de gas

HTC Conductor de alta temperatura

HVAC Corriente alterna de alta tensión

HVDC Corriente continua de alto voltaje

CEI Comisión Internacional de Electricidad

IGBT Transistores bipolares de puerta aislada

LCC Convertidores conmutados de línea

MI Impregnado en masa

MVA Mega Volt Amperio – Unidad de potencia aparente

MVAR Mega Var – Unidad de potencia reactiva

MW Mega Watt – unidad de potencia activa

OHL Líneas aéreas

VSC Convertidores de fuente de voltaje

FACTS Sistemas de Transmisión de Corriente Alterna Flexible

PST Transformador de desplazamiento de fase

RTTR Calificación térmica en tiempo real

PMU Unidad de Medición de Fáser

SVC Compensador estático VAR

STATCOM STATCOM STATHONUS COMpensador sincrónico

XLPE Aislamiento de polietileno reticulado

WAM Monitoreo de área ancha
 
Fuente: tyndp.entsoe.eu

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3 Comentarios Publica un comentario
  1. avatar
    Rodrigo Cortés
    May 28 2018

    Buen artículo, pero podrían poner un enlace al texto original pues la traducción tiene serios problemas.

    Responder
    • avatar
      sectorelectricidad
      May 31 2018

      Estimado Rodrigo, todos nuestros artículos tienen un enlace al texto original incluido al final del artículo. Saludos.

      Responder
  2. avatar
    Arnsldo
    May 28 2018

    Buen artículo

    Responder

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