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TÍTULO. TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN CORRIENTE CONTINUA. ESTUDIO TÉCNICOECONÓMICO DE LA TECNOLOGÍA HVDC. RESUMEN. El siguiente proyecto final de carrera, realiza una revisión del transporte de energía eléctrica de alta tensión en corriente continua (HVDC). De esta forma se han estudiado las instalaciones y sus componentes. Tras un estudio y descripción de los componentes he analizado el proceso de cálculo de las pérdidas que afectan tanto a los sistemas de corriente continua, como a los sistemas de corriente alterna, para una posterior comparación entre ambos sistemas. Por otra parte, también se realiza una comparación de los costes de inversión entre el transporte en corriente continua y el transporte en corriente alterna. Por último se incluye el estado del arte y un compendio de las instalaciones construidas hasta la fecha. AGRADECIMIENTOS. Quiero agradecer en primer lugar a mi director de proyecto Antonio Montañés Espinosa por concederme la oportunidad de llevar a cabo este proyecto y por su ofrecimiento y ayuda durante el desarrollo del mismo. Por otra parte quiero agradecer a mi familia y amigos así como a mi pareja Ainara, por todo el apoyo que me han dado y la paciencia impagable que han aportado durante mis años de estudiante y que me ha ayudado a no rendirme. 1 ÍNDICE. TÍTULO. ............................................................................................................. 0 RESUMEN. ........................................................................................................ 0 AGRADECIMIENTOS. ....................................................................................... 0 1 INTRODUCCIÓN ....................................................................................... 12 1.1 RAZONES DE USO DE LAS LÍNEAS HVDC ................................................. 12 1.2 BREVE RESEÑA HISTÓRICA DE LA TÉCNOLOGIA HVDC. ....................... 13 2 CONSIDERACIONES TÉCNICAS. ........................................................... 16 2.1 LA RED ELÉCTRICA CONVENCIONAL. ...................................................... 16 2.2 BUSCANDO UNA FORMA DE TRANSFERIR ENERGÍA MÁS FLEXIBLE. .. 18 2.2.1 LA TRANSMISIÓN HVDC Y EL CONTROL POR MEDIO DE LA ELECTRÓNICA DE POTENCIA .......................................................................................................... 18 2.3 CONFIGURACIONES DE LOS SISTEMAS HVDC. ....................................... 19 2.3.1 ENLACE MONOPOLAR. ........................................................................................... 19 2.3.2 ENLACES BIPOLARES ............................................................................................ 20 2.3.2.1 Enlace bipolar con retorno por tierra. ....................................................................... 20 2.3.2.2 Enlace bipolar con retorno metálico. ........................................................................ 21 2.3.2.3 Enlace bipolar sin retorno. ....................................................................................... 21 2.3.3 ENLACE HOMOPOLAR. ........................................................................................... 22 2.3.4 CONEXIÓN PUNTO A PUNTO (POINT TO POINT TRANSMISSION) ................... 22 2.3.5 CONEXIÓN MEDIANTE BACK TO BACK TRANSMISSION. .................................. 23 2.3.6 CONEXIONES MULTITERMINAL. ........................................................................... 24 2.4 PRINCIPALES COMPONENTES DE UNA SUBESTACIÓN DE HVDC ......... 26 2.5 CONVERSORES ............................................................................................ 27 2.5.1 CLASIFICACIÓN Y TIPOS DE CONVERSORES. ................................................... 27 2.5.2 DISPOSITIVOS SEMICONDUCTORES ................................................................... 28 2.5.2.1 Principios básicos sobre materiales semiconductores. ........................................... 28 2.5.2.2 Unión pn; el diodo. ................................................................................................... 30 2.5.2.3 El transistor BJT ....................................................................................................... 32 2.5.2.4 MOSFET .................................................................................................................. 33 2.5.2.5 Tiristores. .................................................................................................................. 34 2.5.2.5.1 SCR silicon controler rectifier. ............................................................................... 34 2.5.2.5.2 GTO Gate Turn-off Thyristor ................................................................................. 37 2.5.2.5.3 IGCT Insulated Gate-Conmutated Thyristor. ........................................................ 38 2 2.5.2.5.5 MTO: Mos Turn-off Thyristor. ................................................................................ 39 2.5.2.5.6 MCT MOS controlled Thyristor. ............................................................................. 39 2.5.2.5.7 ETO Emitter turn-off Thyristor. .............................................................................. 40 2.5.2.6 Transistores: IGBT Insulated gate bipolar transistor. ............................................... 41 2.5.2.8 Características comunes en los dispositivos de conmutación. ................................ 42 2.5.2.8.1 Características dinámicas. .................................................................................... 42 2.5.2.8.2 Frecuencia de conmutación. ................................................................................. 42 2.5.2.8.3 Pérdidas en la conmutación. ................................................................................. 42 2.5.2.8.4 Snubbers o supresores. ........................................................................................ 42 2.5.3 CONVERSORES EN FUNCIÓN DE SU CONFIGURACIÓN. .................................. 45 2.5.4 CURRENT SOURCE CONVERTERS. ..................................................................... 46 2.5.4.1 Análisis sin reactancia del generador. ..................................................................... 46 2.5.4.2 Análisis teniendo en cuenta el periodo de superposición. ....................................... 50 2.5.4.3 El conversor de doce pulsos. ................................................................................... 53 2.5.5 VOLTAGE SOURCE CONVERTERS. ...................................................................... 55 2.5.5.1 Aplicaciones del sistema VSC. ................................................................................ 57 2.5.6 TIPOS DE CONMUTACIÓN EN LOS CONVERSORES. ......................................... 58 2.5.6.1 Conmutación natural o de línea. .............................................................................. 58 2.5.6.2 Conmutación forzada ............................................................................................... 59 2.6 ARMÓNICOS ................................................................................................. 61 2.6.1 ARMÓNICOS EN CORRIENTE ALTERNA. ............................................................. 61 2.6.1.1 Efecto del ángulo de disparo y el ángulo de superposición sobre los armónicos del lado de AC. ................................................................................................................... 63 2.6.3 ARMÓNICOS EN CORRIENTE CONTINUA. ........................................................... 64 2.6.3.1 Armónicos no característicos. .................................................................................. 65 2.7 TRANSFORMADORES.................................................................................. 66 2.7.1 CARACTERÍSTICAS DE UN TRANSFORMADOR CONVERSOR EN FUNCIÓN DE LOS PARÁMETROS DE CORRIENTE CONTINUA. .......................................... 67 2.7.2 SELECCIÓN DE LA TENSIÓN DE COTOCIRCUITO DEL TRANSFORMADOR. ... 68 2.8 SMOOTHING REACTOR. .............................................................................. 69 2.8.1 FUNCIONES DEL SMOOTHING REACTOR. .......................................................... 69 2.8.2 DIMENSIONAR UN SMOOTHING REACTOR. ........................................................ 69 2.8.3 CONEXIÓNES DEL SMOOTHING REACTOR. ....................................................... 70 2.9 FILTROS Y COMPENSACIÓN DE REACTIVA. ............................................. 71 2.9.1 FUNCIONES DE LOS FILTROS Y LOS BANCOS DE CONDENSADORES DEL LADO DE AC. ............................................................................................................ 71 2.9.2 FUNCIONES DE LOS FILTROS DEL LADO DE DC................................................ 71 2.9.3 BATERÍAS DE CONDENSADORES DEL LADO DE AC ......................................... 71 2.9.3.1 Cálculo de la energía reactiva. ................................................................................. 73 3 2.9.4 FILTROS DE AC: DEPENDENCIA Y CONFIGURACIONES. .................................. 74 2.9.4.1 Parámetros de diseño de los filtros de AC. .............................................................. 74 2.9.4.2 TIPOS DE FILTROS EMPLEADOS ......................................................................... 77 2.9.4.2.1 Filtros afinados a una frecuencia determinada (sharpy-tuned filters). .................. 77 2.9.4.2.2 Filtros de paso alto. ............................................................................................... 78 2.9.4.2.3 Multiple-Tuned High-Pass Filter. ........................................................................... 79 2.9.4.2.4 Filtros activos en corriente alterna. ....................................................................... 81 2.9.5 FILTROS DE CORRIENTE CONTINUA. .................................................................. 82 2.9.5.1 Consideraciones al diseño de filtros de corriente continua. .................................... 82 2.9.5.2 Tipos y conexiones de filtros de DC......................................................................... 84 2.10 CABLES EN HVDC ........................................................................................ 85 2.10.1 TIPOS DE CABLES EMPLEADOS EN HVDC. ......................................................... 85 2.10.1.1 Cable aislado en papel impregnado ...................................................................... 85 2.10.1.2 Cable relleno de aceite dieléctrico. ........................................................................ 86 2.10.1.3 Cables con aislantes plásticos. .............................................................................. 87 2.10.1.4 Cable aislado en gas a presión. ............................................................................. 87 2.10.1.5 Conductores aluminio acero ACSR. ...................................................................... 87 2.10.1.6 Conductores ACSS. ............................................................................................... 88 2.10.2 PROBLEMAS A LA HORA DE OPERAR CON CABLES HVDC .............................. 89 2.10.2.1 Excitación del conductor. ....................................................................................... 89 2.10.2.2 Cambios en la dirección del flujo de potencia. ....................................................... 89 2.10.2.3 Efecto de reducción de corriente ........................................................................... 89 2.11 APARAMENTA DE MANIOBRA Y PROTECCIÓN. ....................................... 90 2.11.1 APARAMENTA DE MANIOBRA Y PROTECCIÓN DE CORRIENTE ALTERNA. .... 90 2.11.1.1 Características y dimensionamiento. ..................................................................... 90 2.11.2 APARAMENTA DE MANIOBRA Y PROTECCIÓN DE CORRIENTE CONTINUA. . 91 2.11.2.1 Características de la aparamenta de maniobra de DC. ......................................... 92 2.12 Electrodos de puesta a tierra. ...................................................................... 93 2.12.1 ELECTRODOS EN REGIMEN CONTINUO. ............................................................ 93 2.12.2 ELECTRODOS EN REGIMEN TEMPORAL. ............................................................ 93 2.12.3 FUNCIONAMIENTO DE LOS ELECTRODOS FRENTE A SOBRECARGAS. ........ 94 2.12.4 FUNCIONAMIENTO DE LOS ELECTRODOS FRENTE A SOBRECORRIENTES TRANSITORIAS. ....................................................................................................... 94 2.12.5 CARACTERÍSTICAS DE LOS ELECTRODOS. ....................................................... 95 2.12.6 EFECTOS Y CONSECUENCIAS DEL USO DE ELECTRODOS. ............................ 95 2.12.7 TIPOS DE ELECTRODOS EN HVDC. ..................................................................... 96 2.12.7.1 Electrodo horizontal ............................................................................................... 96 2.12.7.2 Electrodo vertical. ................................................................................................... 96 2.12.7.3 Electrodo catódico submarino. ............................................................................... 97 2.12.7.4 Electrodo anódico submarino................................................................................. 97 4 2.12.7.5 Materiales empleados en los electrodos. ............................................................... 98 2.13 CORTOCIRCUITOS Y FALLOS EN INSTALACIONES HVDC. ..................... 99 2.13.1 FALLOS EN EL LADO DE AC. ................................................................................. 99 2.13.2 CORTOCIRCUITOS Y FALLOS EN LOS CONVERSORES. ................................. 100 2.13.2.1 Cortocircuitos en la zona del conversor. .............................................................. 100 2.13.2.2 Malfuncionamiento del conversor. ....................................................................... 101 2.13.3 CORTOCIRCUITOS EN LA PARTE DE CORRIENTE CONTINUA DE LA ESTACIÓN. ............................................................................................................. 101 2.14 PROTECCIONES ......................................................................................... 102 2.14.1 PRINCIPIOS DE PROTECCIÓN............................................................................. 102 2.14.2 PROTECCIÓN DIFERENCIAL. ............................................................................... 103 2.14.2.1 Protección diferencial de puente. ......................................................................... 103 2.14.2.2 Proteccion diferencial de grupo............................................................................ 104 2.14.2.3 Protección diferencial del polo. ............................................................................ 104 2.14.2.4 Protección diferencial de la línea de electrodo. ................................................... 105 2.14.3 PROTECCIÓN FRENTE A SOBREINTENSIDADES. ............................................ 105 2.14.4 OTRAS PROTECCIONES PROPIAS DE HVDC. ................................................... 106 2.14.4.1 Detección de fallos en el disparo de una válvula. ................................................ 106 2.14.4.2 Detección de fallos en la conmutación del inversor. ............................................ 106 2.14.4.3 Protección de los conversores. ............................................................................ 107 3 PÉRDIDAS EN HVDC Y COMPARATIVA CON PÉRDIDAS HVAC. ...... 108 3.1 PÉRDIDAS PROVOCADAS POR EL ENTORNO. ....................................... 108 3.2 PÉRDIDAS EN LOS EQUIPOS. ................................................................... 109 3.3 PÉRDIDAS EN HVAC, CONCEPTOS Y PROCESO DE DETERMINACIÓN.111 3.3.1 DETERMINACIÓN DE LAS PÉRDIDAS EN HVAC. ............................................... 112 3.3.1.1 Cálculo de las pérdidas en los transformadores. ................................................... 112 3.3.1.1.1 Pérdidas en el cobre. .......................................................................................... 114 3.3.1.1.2 Pérdidas en el hierro. .......................................................................................... 116 3.3.1.1.3 Pérdidas totales de un transformador. ................................................................ 118 3.3.1.2 Pérdidas en los conductores. ................................................................................. 119 3.3.1.2.1 Pérdidas por efecto Joule en los conductores. ................................................... 119 3.3.1.2.2 Pérdidas por efecto corona. ................................................................................ 123 3.3.2 PÉRDIDAS TOTALES DE UN SISTEMA HVAC. ................................................... 125 3.4 PÉRDIDAS EN HVDC, CONCEPTOS Y PROCESO DE DETERMINACIÓN.126 3.4.1 PÉRDIDAS EN LAS ESTACIONES. ....................................................................... 126 3.4.1.1 Pérdidas en el transformador conversor ................................................................ 127 3.4.1.2 Pérdidas en las válvulas. ....................................................................................... 128 5 3.4.1.2.1 Pérdidas en operación. ....................................................................................... 129 3.4.1.2.1.1 Pérdidas en la conducción por válvula. ........................................................... 129 3.4.1.2.1.2 Spreading losses. ............................................................................................. 130 3.4.1.2.1.3 Otras pérdidas en la conducción. .................................................................... 131 3.4.1.2.1.4 Pérdidas dependientes del voltaje en continua. .............................................. 131 3.4.1.2.1.5 Pérdidas dependientes a la resistencia de los supresores. ............................. 131 3.4.1.2.1.6 Pérdidas dependientes a los cambios en la energía del condensador de los supresores. ................................................................................................................. 132 3.4.1.2.1.7 Pérdidas en paso a estado off. ........................................................................ 132 3.4.1.2.1.8 Pérdidas por histéresis en la reactancia de la válvula. .................................... 132 3.4.1.2.1.9 Pérdidas totales en carga en cada válvula. ..................................................... 133 3.4.1.2.2 Pérdidas en vacío por válvula. ............................................................................ 133 3.4.1.3 Pérdidas en el smoothing reactor. ......................................................................... 133 3.4.1.4 Pérdidas totales en las estaciones. ........................................................................ 134 3.4.2 PÉRDIDAS EN LOS CONDUCTORES. ................................................................. 134 3.4.2.1 Pérdidas por efecto Joule. ..................................................................................... 134 3.4.2.2 Pérdidas por efecto corona. ................................................................................... 136 3.4.3 PÉRDIDAS TOTALES EN UN SISTEMA HVDC. ................................................... 137 3.5 COMPARACIÓN DE LAS PÉRDIDAS EN HVAC Y HVDC. ......................... 137 4 COSTES DE INVERSIÓN HVDC Y HVAC. ............................................. 140 4.1 CONSIDERACIONES PREVIAS. ................................................................. 140 4.2 INDICES DE PRECIOS INDUSTRIALES. .................................................... 142 4.3 COSTES DE LOS ELEMENTOS HVDC. ...................................................... 144 4.3.1 COSTES ESTACIONES HVDC. ............................................................................. 144 4.3.2 COSTES DE LA LÍNEA HVDC................................................................................ 145 4.3.2.1 Coste de la línea aérea en HVDC. ......................................................................... 145 4.3.2.2 Coste de la línea submarina en HVDC. ................................................................. 146 4.4 COSTES DE LOS ELEMENTOS HVAC. ...................................................... 148 4.4.1 COSTES DE INVERSIÓN EN UNA SUBESTACIÓN ............................................. 148 4.4.1.1 Costes de inversión en los transformadores. ......................................................... 148 4.4.1.2 Costes de inversión de elementos de control de factor de potencia. .................... 149 4.4.2 COSTE DE INVERSIÓN DE LA LÍNEA EN HVAC. ................................................ 150 4.4.2.1 Costes de inversión de una línea aérea HVAC. .................................................... 150 4.4.2.2 Coste de la línea submarina en HVAC. ................................................................. 151 4.5 CÁLCULO DE LOS COSTES TOTALES DE INVERSIÓN. .......................... 152 4.5.1 CÁLCULO DE LOS COSTES TOTALES DE INVERSIÓN EN UNA INSTALACIÓN HVDC. ..................................................................................................................... 152 4.5.2 CÁLCULO DE LOS COSTES TOTALES DE INVERSIÓN EN UNA INSTALACIÓN HVAC. ...................................................................................................................... 152 6 4.6 RESULTADOS Y COMPARATIVA DE LOS COSTES DE INVERSIÓN HVDC FRENTE HVAC. .......................................................................................... 153 4.6.1 COMPARATIVA 1: LÍNEAS AÉREAS. .................................................................... 154 4.6.1.1 Comparativa de un línea de 1.5GW para HVDC LCC 500 kV y HVAC 400 kV. ... 154 4.6.1.2 Comparativa de un línea de 2 GW para HVDC LCC 500 kV y HVAC 400 kV. ..... 155 4.6.1.3 Comparativa de un línea de 3 GW para HVDC LCC 500 kV y HVAC 400 kV. ..... 155 4.6.2 COMPARATIVA 2: LÍNEAS SUBMARINAS. .......................................................... 156 4.6.2.1 Comparativa de un línea de 0.4 GW para HVDC LCC 500 kV, HVDC VSC 300 kV y HVAC 220 kV. .......................................................................................................... 156 4.6.2.2 Comparativa de un línea DE 0.55 GW para HVDC LCC 500 kV, HVDC VSC 300 kV y HVAC 400 kV. ..................................................................................................... 157 4.6.2.3 Comparativa de un línea de 0.65 GW para HVDC LCC 500 kV, HVDC VSC 300 kV y HVAC 400 kV. ..................................................................................................... 157 4.6.3 CONCLUSIONES HVAC FRENTE A HVDC. ......................................................... 158 5 CONCLUSIONES. ................................................................................... 159 BIBLIOGRAFÍA. ............................................................................................ 161 FIRMA DEL AUTOR. ..................................................................................... 162 APÉNDICE A: ESTADO DEL ARTE DE LOS SITEMAS HVDC ACTUALES.163 A.1 ESTADO ACTUAL DE LAS VÁLVULAS. .................................................... 163 A.2 ESTACIONES COMPACTAS. ..................................................................... 164 A.3 INTERRUPTOR DE CORRIENTE CONTINUA HÍBRIDO: HYBRID DC BREAKER. .................................................................................................. 164 A.4 INSTALACIONES CONSTRUIDAS HASTA LA FECHA. ............................. 166 A.4.1 ÁFRICA ................................................................................................................... 166 A.4.2 AMERICA DEL SUR ............................................................................................... 166 A.4.3 EUROPA ................................................................................................................. 167 A.4.4 E.E.U.U Y CANADÁ ................................................................................................ 175 A.4.5 BACK TO BACK ...................................................................................................... 178 A.5 SELECCIÓN DE ALGUNAS INSTALACIONES DE ABB. ............................. 183 APÉNDICE B: GLOSARIO DE TÉRMINOS. ................................................. 185 7 ÍNDICE DE FIGURAS. Fig.1.1. Esquema del sistema empleado por Thury.............................................................................. 13 Fig.1.2.Rectificador de válvula de gas de mercurio para baja tensión. ................................................ 13 Fig.1.3. Partes de un rectificador de válvula de gas de mercurio para baja tensión. ........................... 13 Fig.1.5. Conjunto de tiristores en una central de conversión. ............................................................... 14 Fig.1.4. Rectificador de gas de mercurio para 150 kV .......................................................................... 14 Fig.2.1. Modelo de la red de Corriente alterna. ..................................................................................... 16 Fig.2.2. Componentes de la corriente en función de la fase. ................................................................ 17 Fig.2.3. Esquema de un enlace monopolar .......................................................................................... 19 Fig.2.4. Apoyo de la línea monopolar Cahora BassaApollo. .............................................................. 19 Fig.2.5. Ruta de 1400 km de la línea Cahora BassaApollo. ............................................................... 19 Fig.2.6. Esquema de un enlace bipolar con retorno por tierra .............................................................. 20 Fig.2.7. Enlace bipolar con retorno por tierra funcionando como enlace monopolar sin y con retorno metálico. ...................................................................................................................... 20 Fig.2.8. Esquema de una configuración bipolar con retorno metálico. ................................................. 21 Fig.2.9 Esquema de una configuración bipolar sin retorno. .................................................................. 21 Fig.2.10. Esquema de un enlace homopolar. ....................................................................................... 22 Fig.2.11. Esquema básico de una conexión punto a punto. ................................................................. 22 Fig.2.12. Back to back transmission...................................................................................................... 23 Fig.2.13. Esquema de una configuración back to back ....................................................................... 23 Fig.2.14 Esquema de una conexión multiterminal. ............................................................................... 24 Fig.2.15. Formas de enlace HVDC entre cuatro puntos. ...................................................................... 25 Fig.2.16. Mapa de la conexión multiterminal Hydro Quebec–New England ......................................... 25 Fig.2.17. Layout de una subestación HVDC ......................................................................................... 26 Fig.2.18. Esquema de bandas de a) aislante, b) semiconductor, c) conductor. ................................... 29 Fig.2.19 Modelo bidimensional de un material semiconductor a) intrínseco, b) extrínseco tipo n c) extrínseco tipo p ................................................................................................................... 29 Fig.2.20. Polarización directa de un diodo. ........................................................................................... 30 Fig.2.21 Polarización inversa de un diodo. ........................................................................................... 30 Fig.2.22. Curva característica del diodo y símbolo. .............................................................................. 31 Fig.2.24 Diagrama de funcionamiento de un transistor npn ................................................................. 32 Fig.2.23. Transistor npn y pnp .............................................................................................................. 32 Fig.2.25 Característica tensión-corriente de un transistor BJT ............................................................. 32 Fig.2.26. Diagrama de un mosfet (izquierda) y un mosfet para 150 V /600 A (derecha). .................... 33 Fig.2.27 Símbolo y característica Tensión-corriente de un MOSFET ................................................... 33 Fig.2.28 Característica estática de un tiristor. ....................................................................................... 34 Fig.2.29. Estado de un tiristor durante el paso a estado ON (tgd es el delay time, tgr es el rise time, tgr es turn-on time y p(t) las Pérdidas en el encendido. ................................................. 35 Fig.2.30.Circuito regulador de potencia basado en un SCR. ................................................................ 36 TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN CORRIENTE CONTINUA. 14 Tras esto en 1930 se construyen plantas experimentales en Suecia y EEUU donde el Dr. Uno Lamm se convirtió en el máximo responsable del desarrollo de esta tecnología. En 1941 se firmó el primer contrato comercial para la construcción de un enlace de 60 MW HVDC en Alemania. Este debía transmitir 2x150 A con una tensión de ±200 kV. El enlace estuvo preparado para funcionar en 1945, pero fue desmantelado antes de llegar a ser conectado. En 1950 en Rusia se construyó un enlace experimental 116 km entre Moscú y Kasira a una tensión de 200 kV. No fue hasta 1954 en la que la primera línea comercial fue operativa construida por ASEA (ABB) (100 kV, 20 MW) que Interconectaba la isla de Gotland con Suecia mediante un cable submarino de 98 km. El problema más importante que tenían los primeros dispositivos eran las bajas potencias que podían procesar, alrededor de 30 MW, y el elevado coste que tenían. Con la aparición de los semiconductores de estado sólido en la década de los 70 se abrió la posibilidad de transferir más potencia y a un coste significativamente más bajo que con las válvulas de vapor de mercurio o tecnología similares basadas en las válvulas de vacío. De nuevo se innova en la línea de Gotland donde se sustituyen las válvulas de mercurio por 180 tiristores en serie. Al otro lado del atlántico en 1970 se puso en servicio el primer enlace de gran longitud, el Pacific Intertie que conectaba la región Pacific Northwest con Los Angeles con un total de 1.362 km y una potencia de 1.400 MW a ±400 kV. Estas instalaciones utilizaban válvulas de mercurio. De 1972 data la primera conexión asíncrona en Bel river conectando Quebeck y New Brunswick con una potencia de 320 MW y 160 kV. En esta instalación también se produjo la sustitución de las válvulas de mercurio por tiristores. Entre 1977 y 1979 se construye la interconexión Cahora BassaApollo donde se conectaron 280 tiristores en serie, batiendo 4 récords del mundo: mayor tensión (533 kV), mayor potencia (1920 MW), mayor longitud (1420 km) y el primero que instalaba las válvulas en intemperie. Hasta el año 2000 la tecnología de los enlaces HVDC utilizaba exclusivamente convertidores conmutados por red (LCC-line conmutated converters) con tiristores. A partir de esta fecha el desarrollo de los dispositivos electrónicos de conmutación de alta potencia (IGBT, GTO, etc.) permitió el nacimiento de una nueva tecnología, el HVDC con convertidores autoconmutados (VSC Voltage source converters). Actualmente conviven las dos tecnologías Fig.1.4. Rectificador de gas de mercurio para 150 kV Fig.1.5. Conjunto de tiristores en una central de conversión. INTRODUCCIÓN 15 En el cincuenta aniversario del primer enlace HVDC (2004), la capacidad instalada en el mundo utilizando esta tecnología ascendía a más de 70.000 MW . Los mayores proyectos realizados hasta la fecha son:  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, Canadá): 2000 MW. Año1992.  El cable submarino tendido a mayor profundidad (Italia-Grecia): 1000 m. Año 2001.  Tres gargantas Shanghái (China). Tecnología de conmutación con tiristores de segunda generación, línea de 900km, 3000MW, 150KV. Año 2007.  Instalación de línea eléctrica aérea de deshielo. Levis De-Icer Canadá ± Levis. 250MW, 242 km, 17 kV. Año 2008  Proyecto Ballia-Bhiwadi, (India). Línea de 700 km. 2500 MW a 500 kV en el año 2009 El enlace Yunnan–Guangdong puso en operación su primer polo en 2009 y en 2010 comenzó el segundo polo consiguiendo transportar 5000 MW con una corriente de 3,125 kA a lo largo de 1418 km En 2012 comenzó la construcción de la línea Hami–Zhengzhou y que se espera entre en funcionamiento en 2014 aportando una potencia 8000 MW empleando ±800 kV y una longitud total de 2210 km En el ámbito nacional Español podemos reseñar dos proyectos, el primero el conocido como proyecto Rómulo que conecta la península con las islas baleares, este proyecto presenta una conexión submarina de alta tensión de ±250 kV, compuesta por tres cables (uno de retorno) de 237 km de longitud a una profundidad de 1485 m . Así mismo se hizo necesaria la construcción de dos estaciones conversoras: Morvedre 400 kV, en Sagunto (Valencia), y Santa Ponsa 220 kV, en Calviá (Mallorca). El otro proyecto español presenta la interconexión de la red eléctrica española con la red eléctrica francesa por medio de otro enlace (ya existían tres enlaces de AC: Arkales Hernani-Argia, BiescasPragnères y Vic-Baixas) en este caso de corriente continua. Se trata de una línea de 400 kV en corriente continua que incrementará la capacidad de intercambio de 1.400 a 2.800 megavatios. Con una longitud de 65 kilómetros, irá soterrada en su totalidad mediante un sistema de zanjas y en su trazado utilizará otras infraestructuras lineales existentes siempre que sea posible. En cada extremo de la línea se construirán dos subestaciones conversoras: Santa Llogaia (España) y Baixas (Francia), a través de las cuales se realizará la transformación de corriente alterna a continua y viceversa. Un túnel de 8,5 kilómetros de longitud y 3,5 metros de diámetro albergará los cables en el tramo que atraviesa los Pirineos. En abril del 2013 finalizaron los trabajos de perforación del túnel de la interconexión, a través del macizo de Albéres, con la llegada de la tuneladora Albera al punto de encuentro con su homóloga francesa Canigó. TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN CORRIENTE CONTINUA. 16 2 CONSIDERACIONES TÉCNICAS. Como se ha comentado anteriormente la transmisión de energía eléctrica por medio de corriente continua aparece como alternativa al sistema convencional de corriente alterna. De esta forma primero hay que conocer las limitaciones del transporte en AC para poder conocer cuándo y de qué manera es beneficioso el empleo de DC. Por tanto es necesario explicar, de manera breve, el funcionamiento de la red convencional y sus problemas para después poder analizar las fortalezas y beneficios de la transferencia en DC. Además es este punto explicaremos las configuraciones típicas de HVDC así como la aparamenta propia de la tecnología y sus características de funcionamiento. 2.1 LA RED ELÉCTRICA CONVENCIONAL. Una de las primeras características a tener en cuenta del uso de la corriente alterna, es que al tratarse de un corriente senoidal, toda la red debe funcionar a una frecuencia determinada. En función de esto podemos ver que para generar energía eléctrica, necesitaremos que todos los generadores funcionen perfectamente sincronizados con esta frecuencia determinada (habitualmente en Europa 50 Hz). Trabajar a esta frecuencia afecta directamente a los sistemas de generación teniendo que diseñarlos para que turbinas y otros sistemas hagan girar al generador una determinada frecuencia. Los transformadores son otra parte importante del sistema AC ya que son los que permiten realizar cambios de tensión. Realizado cambios de tensión se reduce la corriente o se aumenta manteniendo la potencia constate con lo que mantenemos flexibilidad y eficiencia. A través de esto podemos establecer que se genera a una tensión determinada, se aumenta dicha tensión para transportarla de forma más eficiente y se reduce a media o baja tensión para distribuirla a los consumidores. Si nos fijamos, podemos decir que la red convencional de AC tiene un carácter inductivo, si además tenemos en cuenta que la red suele estar formada por mallas de manera que, varios generadores queda interconectados por medio de líneas, podemos realizar una caracterización del sistema como dos generadores interconectados por medio de una reactancia de valor X, tal y como se muestra en el siguiente esquema: Fig.2.1. Modelo de la red de Corriente alterna. CONSIDERACIONES TÉCNICAS. 17 La potencia instantánea P que recorrería la reactancia se define como el producto del valor instantáneo del voltaje multiplicado por el valor instantáneo de la corriente que recorre la carga X por tanto: Esto es lo que se conoce como potencia aparente. Dependiendo de la bibliografía se puede encontrar como S y su unidad es el voltio amperio (VA). Si recordamos, al estar empleando una onda sinusoidal, vemos que el valor de la corriente depende directamente de la fase de la onda sinusoidal o dicho de otra forma la diferencia entre la fase de la corriente con respecto al voltaje, este ángulo se suele representar por φ. Por lo tanto si expresamos de forma vectorial podemos hallar dos corrientes en función de φ como se muestra en la figura adjunta: Si aplicamos esas dos expresiones de corriente a la fórmula de la potencia aparente anteriormente expuesta conseguimos: Donde P representa la potencia activa, en fase con la tensión y por tanto sería la potencia en una carga de carácter resistivo. Q representa la potencia reactiva que está desfasada φ=+90º en caso de ser una carga inductiva ó φ=-90º en caso de ser una carga capacitiva. Como última consideración y viendo que se puede descomponer vectorialmente las potencias en corriente alterna podemos enunciar que: El factor de potencia es un indicador del tipo de carga o potencia y se refleja por medio del : Si tiende a la unidad la carga tenderá ser resistiva y si tiende a cero su valor será mayormente inductivo. Aplicando todo lo anterior al esquema representado en la figura 2.2 podemos plantear la siguiente ecuación: De acuerdo con la ecuación anterior, la potencia que circula por la reactancia es igual al producto de las tensiones en bornes de la reactancia partido por el valor de esta reactancia y multiplicado por el seno del ángulo existente entre las dos tensiones. Este ángulo no se puede controlar directamente y es el resultado del balance entre las potencias inyectadas por los generadores y la distancia de la línea, en caso de que este ángulo se desequilibre y crezca en exceso podría producir una sobre carga en la red, esto puede llegar a ser un problema ya que es un parámetro realmente delicado que puede llegar a producir fallos en el sistema. Fig.2.2. Componentes de la corriente en función de la fase. TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN CORRIENTE CONTINUA. 18 Otro problema que presenta el uso de una red en corriente alterna se debe a los regímenes transitorios que aparecen al conectar un generador o motor a la red. Las oscilaciones electromagnéticas producidas por oscilaciones mecánicas sumado a longitudes muy grandes pueden llevar a desequilibrar la red, por ejemplo si una red vecina necesita una inyección de potencia urgente y se produce un transitorio puede llegar a sobrecargarse la línea y producir la desconexión. Pero por otra parte puede producir que el balance entre potencia activa y reactiva se desequilibre lo que puede poner en peligro la red entera. En caso de líneas extremadamente largas, si se hace necesario entregar demasiada potencia reactiva se deben instalar subestaciones a lo largo de la línea para compensar ese exceso de energía reactiva demandado. Además para compensar la energía reactiva normalmente se hace necesario el uso de baterías de condensadores. Sin embargo en caso de líneas submarinas debido a la alta capacidad y la impedancia resultante de los conductores, las distancias no pueden ser demasiado grandes. 2.2 BUSCANDO UNA FORMA DE TRANSFERIR ENERGÍA MÁS FLEXIBLE. Como hemos visto, la red convencional de AC se podría decir que tiene una debilidad la hora de transferir grandes potencias a lo largo de grandes longitudes. Además la flexibilidad en cuanto al control de la potencia es nula y depende de un equilibrio que cuesta mucho mantener. Además al estar empleando una onda senoidal esto implica problemas como la necesidad de sincronismo el desfase en líneas muy grandes. Por lo tanto se hace patente la necesidad de un sistema que tolere grandes potencias a grandes distancias y además su potencia sea controlable de una forma rápida. La respuesta a estas exigencias las podemos encontrar en la electrónica de potencia 2.2.1 LA TRANSMISIÓN HVDC Y EL CONTROL POR MEDIO DE LA ELECTRÓNICA DE POTENCIA La idea principal es solucionar o evitar los problemas que crea el empleo de una red en corriente alterna, sobre todo a la hora de transportarlo. La corriente continua parece la respuesta, si empleamos la corriente continua evitamos el problema de la potencia reactiva así como los desfases que se puedan producir, pero, la generación y el consumo se realiza en corriente alterna y no es posible cambiar toda la red eléctrica. Por lo tanto sería necesario poder transformar de corriente alterna a continua, transportar la energía a donde sea necesaria y transformarla a corriente alterna para distribuirla los centros de consumo. Aquí es donde la electrónica de potencia hace su aparición ya que por medio de dispositivos electrónicos se puede transformar de corriente continua a corriente alterna y viceversa. Otro factor importante es poder controlar la energía reactiva del sistema de AC al que se conecta el sistema HVDC. Por lo tanto, principalmente necesitaremos de un rectificador y de un inversor para transformar de alterna a continua y viceversa. Intercalada entre el conversor y el rectificador necesitaremos una línea para transportar la energía en corriente continua. Además a cada extremo necesitaremos transformadores para poder elevar la tensión a valores apropiados para el transporte de la energía. El conjunto de rectificador y transformador, al igual que el conjunto de transformador inversor recibe el nombre de estación conversora. Principalmente está formada por los anteriores elementos, pero como veremos más adelante, existen otros componentes necesarios para su funcionamiento. Los transformadores conectaran a la red de alterna y al rectificador o al otro lado a un inversor y después a la red de alterna. Lo anteriormente expuesto se puede ver en la figura 2.3 que además de representar un tipo concreto de configuración HVDC, es el esquema básico de un sistema HVDC ya que contiene los elementos antes mencionados. Las razones de uso del HVDC se han comentado al principio del documento pero principalmente son poder transportar altas potencias por medio de corriente continua a grandes distancias donde el sistema convencional de corriente alterna no es suficiente o no es viable. CONSIDERACIONES TÉCNICAS. 19 2.3 CONFIGURACIONES DE LOS SISTEMAS HVDC. En esta sección se enuncian y se explican de forma breve las configuraciones empleadas en HVDC. 2.3.1 ENLACE MONOPOLAR. Esta configuración se emplea en caso de muy grandes distancias y especialmente en caso de líneas submarinas. El sistema consiste en dos estaciones conversoras unidas por un único conductor funcionando en corriente continua. Generalmente se emplea una polaridad negativa en el conductor ya que, la posibilidad de que se produzca el efecto corona es substancialmente menor con el empleo de tensiones negativas. El retorno, normalmente, se realiza por medio de puesta a tierra o mar (en el caso de ser submarina), por medio de electrodos lo que permite el ahorro de un conductor. Pese a lo anterior, a veces se debe emplear un conductor de retorno, ya sea por problemas medioambientales como una excesiva corrosión en los electrodos o problemas de interferencias debidas a armónicos, este caso recibe el nombre de retorno metálico y se emplea cuando no queda más remedio ya que aumenta el coste la instalación así como las pérdidas. La potencia que permite este sistema ronda los 1500 MW y dada la sencillez en comparación con otros sistemas es bastante económico sobre todo si no es necesario el uso del retorno metálico. A pesar de que eminentemente este sistema es empleado en líneas submarinas también se puede encontrar en la línea Cahora BassaApollo de forma aérea. Fig.2.3. Esquema de un enlace monopolar Fig.2.4. Apoyo de la línea monopolar Cahora BassaApollo. Fig.2.5. Ruta de 1400 km de la línea Cahora BassaApollo. TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN CORRIENTE CONTINUA. 20 2.3.2 ENLACES BIPOLARES En este caso se tienen dos polos de signo contrario y normalmente un retorno. Dicho retorno desde un punto de vista ideal no está recorrido por ninguna corriente. Fuera de la idealidad, como hay que suponer cierto desequilibrio entre polos, el retorno metálico normalmente estará recorrido por pequeñas corrientes de desequilibrio. Esta configuración es empleada cuando un único polo no es suficiente para satisfacer la demanda de potencia. Además al poseer más convertidores y conductores es posible cambiar la configuración en caso de fallo o mantenimiento como se verá más adelante. 2.3.2.1 Enlace bipolar con retorno por tierra. En este caso se dispone de dos conductores, uno con polaridad positiva y otro con polaridad negativa. Cada polo tiene un conjunto de convertidores de características similares conectados en serie en el lado de continua. Los puntos neutros (unión entre convertidores) están conectados a tierra en los dos extremos. En condiciones normales ambos polos transfieren el mismo valor de potencia, de manera que, el sistema está equilibrado consiguiendo así que no circule corriente entre los dos puntos puestos a tierra. Este sistema es el más empleado en cuanto a una configuración bipolar se refiere porque además provee de flexibilidad a la hora de que ocurran posibles fallas o se necesite realizar mantenimiento. De esta forma en función de las necesidades se pueden configurar de forma que funcione como un enlace monopolar sin retorno metálico (figura 2.7 a la izquierda) o como un enlace monopolar con retorno metálico (figura 2.7 a la derecha). Fig.2.6. Esquema de un enlace bipolar con retorno por tierra Fig.2.7. Enlace bipolar con retorno por tierra funcionando como enlace monopolar sin y con retorno metálico. CONSIDERACIONES TÉCNICAS. 21 2.3.2.2 Enlace bipolar con retorno metálico. Guarda las características de la anterior con respecto a su funcionamiento como configuración bipolar, más que, el retorno se produce por medio de un conductor en vez de por electrodos. Se suele emplear en distancias relativamente cortas. 2.3.2.3 Enlace bipolar sin retorno. Se trata de un esquema sin retorno metálico ni electrodos principalmente usado por su bajo coste inicial. Permite operar de forma monopolar si alguno de los conversores falla, pero no permite funcionar así en caso de fallo en uno de los dos conductores. A veces se recurre a esta situación cuando uno de los electrodos no está listo, o durante la fase de construcción si es necesario dar servicio. Fig.2.8. Esquema de una configuración bipolar con retorno metálico. Fig.2.9 Esquema de una configuración bipolar sin retorno. TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN CORRIENTE CONTINUA. 22 2.3.3 ENLACE HOMOPOLAR. En este caso la configuración posee dos conductores pero ambos utilizan la misma polaridad usualmente negativa. Puede emplear tanto retorno metálico como electrodos de tierra. En este caso y aplicando las leyes de Kirchhoff, queda claro que la corriente que circula por el retorno será el doble de la que circula por cada uno de los conductores. Esta configuración implica menores costes en cuanto al aislamiento pero tiene la desventaja de tener un retorno recorrido por una gran corriente, lo que implica un coste mayor al tener que dimensionar los electrodos para más potencia, por lo que es poco habitual y se suele emplear más el enlace bipolar. 2.3.4 CONEXIÓN PUNTO A PUNTO (POINT TO POINT TRANSMISSION) Esta conexión se caracteriza por entregar la potencia en una dirección por así decirlo. Se puede definir como el enlace entre el centro de generación y una subestación mediante una línea de HVDC. Claro ejemplo son la conexión de las granjas eólicas Suecas situadas en islas y la red eléctrica situada en la costa. Las configuraciones empleadas pueden ser cualquiera de las anteriormente explicadas. Fig.2.10. Esquema de un enlace homopolar. Fig.2.11. Esquema básico de una conexión punto a punto. CONSIDERACIONES TÉCNICAS. 23 2.3.5 CONEXIÓN MEDIANTE BACK TO BACK TRANSMISSION. Las conexiones back-to-back son implementadas principalmente en aquellos casos donde la conexión se realiza en el interior de una subestación y por lo tanto no es necesaria una línea de transmisión. Un ejemplo claro es al interconexión de las redes del este y el oeste de estados unidos que son síncronas entre si, dado que trabajan a la misma frecuencia, en este caso se emplea HVDC como enlace entre las dos redes dada la alta potencia que es necesaria para interconectar ambas mallas. Otro ejemplo es la interconexión entre dos redes en Sudamérica las cuales trabajan a 50 hz y 60 hz respectivamente, por medio de un sistema HVDC back to back controlando la frecuencia de disparo de los conversores podemos interconectar ambas redes sin problemas de frecuencia. Estos sistemas tiene la característica de que los dos grupos conversores se encuentran en la misma estación ya que no existe una línea de transporte entre ellos, sino que, como conecta dos mallas, la parte de corriente continua no son más que los buses y posiciones de salida y entrada necesarios. Al no poseer una línea de transporte, no son necesarios todos los elementos requeridos en un sistema HVDC que transporte energía a una distancia determinada. El principal objetivo de estos sistemas como se ha dicho es interconectar dos redes, esto se podría hacer en corriente alterna en el caso de que las redes fueran síncronas, pero serían necesarias más subestaciones de AC para la misma potencia que un sistema back to back de HVDC. En el caso de que sean asíncronas, o compartan la misma frecuencia pero no estén sincronizadas, el sitema HVDC hace posible una transferencia de potencia. Fig.2.12. Back to back transmission Fig.2.13. Esquema de una configuración back to back TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN CORRIENTE CONTINUA. 30 2.5.2.2 Unión pn; el diodo. El resultado de la unión de un semiconductor tipo n y un semiconductor tipo p es un dispositivo conocido como diodo, dado que en la zona n son mayoritarios los electrones y en la zona p son los huecos, se producen dos corrientes una de electrones de la zona n la zona p y otra de huecos de la zona p a la zona n, de manera que aparece lo que se conoce como potencial de barrera el cual se opone a la difusión de nuevas cargas y por lo tanto se igualen las corrientes. Ahora bien, si a esta unión pn le aplicamos una diferencia de potencial tal como se muestra en la figura 2.20, debido a la acción del campo eléctrico los huecos y los electrones se ven obligados a desplazarse al centro del cristal haciendo así que ese potencial de barrera de potencial y posibilitando la circulación de corriente es lo que se conoce como polarización directa. Si invertimos la polaridad de la diferencia de potencial los electrones y los huecos se alejarán de la frontera y el campo eléctrico creado anulará al exterior produciendo así que la barrera de potencial sea mayor produciendo que la corriente sea prácticamente nula. Existe también lo que se conoce como polarización inversa (Fig.2.22) que consiste en que si se somete de forma inversa al diodo con una diferencia de potencial lo suficientemente fuerte conseguiremos arrancar electrones de la capa de valencia produciéndose un aumento de la intensidad de la corriente. Fig.2.20. Polarización directa de un diodo. Fig.2.21 Polarización inversa de un diodo. CONSIDERACIONES TÉCNICAS. 31 En la figura 2.22 se pueden ver las tres zonas explicadas anteriormente, por encima de la tensión máxima de bloqueo (en la gráfica es la tensión máxima de la zona de polarización inversa) aparece el funcionamiento en inversa del diodo. Por debajo de esta tensión el diodo es capaz de soportar la tensión y permanecer en estado off. Por otro lado el diodo estará en conducción si se le aplica una tensión positiva entre sus bornes (región de polarización directa en la gráfica). Por otro lado podemos considerar las siguientes características en un diodo.  Corriente máxima: Es la intensidad de corriente máxima que puede conducir el diodo sin fundirse por el efecto Joule. Dado que es función de la cantidad de calor que puede disipar el diodo, depende sobre todo del diseño del mismo.  Corriente inversa de saturación: Es la pequeña corriente que se establece al polarizar inversamente el diodo por la formación de pares electrón-hueco debido a la temperatura, admitiéndose que se duplica por cada incremento de 10 °C en la temperatura.  Corriente superficial de fugas: Es la pequeña corriente que circula por la superficie del diodo cuando el diodo está polarizado en inversa, esta corriente es función de la tensión aplicada al diodo, con lo que al aumentar la tensión, aumenta la corriente superficial de fugas.  Tensión de ruptura: Es la tensión inversa máxima que el diodo puede soportar antes de darse el efecto avalancha.  Efecto avalancha: En polarización inversa se generan pares electrón-hueco que provocan la corriente inversa de saturación; si la tensión inversa es elevada los electrones se aceleran incrementando su energía cinética de forma que al chocar con electrones de valencia pueden provocar su salto a la banda de conducción. Estos electrones liberados, a su vez, se aceleran por efecto de la tensión, chocando con más electrones de valencia y liberándolos a su vez. El resultado es una avalancha de electrones que provoca una corriente grande.  Efecto Zener: Cuanto más dopado está el material, menor es la anchura de la zona de carga. Puesto que el campo eléctrico E puede expresarse como cociente de la tensión V entre la distancia d; cuando el diodo esté muy dopado, y por tanto d sea pequeño, el campo eléctrico será grande, del orden de 3·105 V/cm. En estas condiciones, el propio campo puede ser capaz de arrancar electrones de valencia incrementándose la corriente. Fig.2.22. Curva característica del diodo y símbolo. TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN CORRIENTE CONTINUA. 32 2.5.2.3 El transistor BJT Se trata de la unión de tres semiconductores pudiendo ser tipo pnp o npn. Operando de la forma más habitual, el colector se encuentra polarizado de forma inversa mientras que el emisor se encuentra polarizado directamente. De esta forma el emisor inyecta electrones a través de la base y atravesando la unión base colector de forma que la corriente emisor base y base colector son prácticamente iguales. La cuantía de estas corrientes es dependiente de la diferencia de potencia entre emisor y base. Fig.2.23. Transistor npn y pnp Fig.2.24 Diagrama de funcionamiento de un transistor npn Fig.2.25 Característica tensióncorriente de un transistor BJT CONSIDERACIONES TÉCNICAS. 33 2.5.2.4 MOSFET Al igual que el BJT se basa en la unión de tres semiconductores ya sea pnp o npn, además se pueden dividir en acumulación o vaciamiento en función de su funcionamiento. Los MOSFET de acumulación se basan en la creación de un canal entre el drenador (D) y el surtidor (S), al aplicar una tensión en la compuerta (G). La tensión de la compuerta atrae portadores minoritarios hacia el canal, de manera que se forma una región de inversión, es decir, una región con dopado opuesto al que tenía el sustrato originalmente. El término acumulación hace referencia al incremento de la conductividad eléctrica debido a un aumento de la cantidad de portadores de carga en la región correspondiente al canal. El canal puede formarse con un incremento en la concentración de electrones (en un nMOSFET o NMOS), o huecos (en un pMOSFET o PMOS). De este modo un transistor NMOS se construye con un sustrato tipo p y tiene un canal de tipo n, mientras que un transistor PMOS se construye con un sustrato tipo n y tiene un canal de tipo p. Los MOSFET de vaciamiento tienen un canal conductor en su estado de reposo, que se debe hacer desaparecer mediante la aplicación de la tensión eléctrica en la compuerta, lo cual ocasiona una disminución de la cantidad de portadores de carga y una disminución respectiva de la conductividad. Fig.2.26. Diagrama de un mosfet (izquierda) y un mosfet para 150 V /600 A (derecha). Fig.2.27 Símbolo y característica Tensión-corriente de un MOSFET TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN CORRIENTE CONTINUA. 34 2.5.2.5 Tiristores. Se puede definir un tiristor como un dispositivo semiconductor de estado sólido capaz de conmutar y cambiar de un estado de alta impedancia a otro de baja impedancia (se puede equiparar a un interruptor mecánico que pasa de la posición cerrado a la posición abierto), en presencia de determinadas condiciones de tensión y corriente, superiores a unos valores de mantenimiento, por lo cuales el estado alterado del dispositivo se mantendrá siempre y cuando se mantengan las condiciones por encima de los valores mínimos de mantenimiento. La estructura interna de los tiristores normalmente está constituida por varias capas silicio dopado con impurezas de tipo p y n. El disparo de un tiristor se produce cuando se inyectan corrientes entre las uniones p-n que forman el dispositivo. Al inyectar dichas corrientes se logra polarizar y por lo tanto entra en conducción el dispositivo. El estado de conducción se mantendrá, aunque se deje de inyectar corriente entre las uniones además de mantenerse lo valores de mantenimiento entre sus bornes. Aplicado a HVDC el dispositivo permite formar rectificadores e inversores controlados posibilitando el cambio de AC-DC y viceversa. Además al controlar el disparo es posible controlar la potencia activa y reactiva entregada al circuito así como un control de la frecuencia de salida permitiendo la interconexión asíncrona entre redes. Existen distintos dispositivos comprendidos como tiristores (sidac, triac , sbs…) pero principalmente nos basaremos en los dispositivos empleados en HVDC los cuales se enumeran a continuación:  SCR (silicon controler rectifier )  GTO (Gate Turn-off Thyristor)  IGCT (Insulated Gate-Commutated Thyristor)  MTO (MOS Turn-Off Thyristor)  MCT (MOS Controlled Thyristor)  ETO (Emitter Turn-Off Thyristor) 2.5.2.5.1 SCR silicon controler rectifier. El SCR o Silicon Controled Rectifier es un dispositivo triterminal (A o ánodo, C o cátodo y G o gate o puerta.). Su estructura interna es prácticamente similar al diodo de cuatro capas más que en este caso posee la entrada adiciona (gate o puerta). A diferencia del diodo de cuatro capas, se puede “disparar” el dispositivo mediante la inyección de corriente a través de su puerta G, además a diferencia del diodo de cuatro capas este disparo se puede producir, aunque no se someta entre ánodo y cátodo a la VBO que sería la tensión determinada de mantenimiento a través de la cual el diodo de cuatro capas entraría en conducción. Fig.2.28 Característica estática de un tiristor. CONSIDERACIONES TÉCNICAS. 35 Las principales características de un dispositivo SRC son:  Tiempo de conducción (Turn-on Time). Tiempo de duración mínima de la tensión de disparo para pasar el SCR de bloqueo a conducción. Este tiempo tiene dos componentes: TON=td+tr, siendo td el tiempo de retraso (delay time) y tr el tiempo de subida (rise time).  Tiempo de corte (Turn-off Time). Tiempo que el SCR puede permanecer por debajo de las condiciones de mantenimiento.  Máxima corriente de conducción. Máxima corriente eficaz que puede circular por el SCR durante el estado de conducción.  Velocidad crítica de elevación (dv/dt). Variaciones muy rápidas de tensión entre el ánodo y cátodo en un SCR pueden originar un disparo indeseado. Para evitar este problema, la variación de tensión ánodo-cátodo no debe superar un valor conocido como velocidad crítica de elevación (dv/dt); si se supera este valor además de producir el disparo puede llegar a deteriorar el dispositivo. A veces transitorios en las líneas de alimentación pueden originar problemas de comportamiento del SCR al ser superado su velocidad crítica Fig.2.29. Estado de un tiristor durante el paso a estado ON (tgd es el delay time, tgr es el rise time, tgr es turn-on time y p(t) las pérdidas en el encendido. TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN CORRIENTE CONTINUA. 36 Disparo de un tiristor Existen cuatro maneras de poner a un tiristor en estado de conducción:  Activación o disparo por puerta. El método más común para disparar un tiristor es la aplicación de una corriente en su puerta. Los niveles de tensión y corriente de disparo en la puerta deben tener un rango de valores comprendidos dentro de una zona de disparo de seguridad. Si se sobrepasa ese límite puede no dispararse el tiristor o puede deteriorarse el dispositivo;  Activación o disparo por luz. Un haz luminoso dirigido hacia una de las uniones del tiristor provoca su disparo. Son los dispositivos conocidos como foto-SCR o LASCR y sus derivados (foto-TRIAC, opto-TRIAC, etc.)  Activación por tensión de ruptura. Un aumento de la tensión ánodo-cátodo puede provocar fenómenos de ruptura que activa el tiristor. Esta tensión de ruptura directa (VBO) solamente se utiliza como método para disparar los diodos de cuatro capas.  Disparo por aumento de dv/dt. Un rápido aumento de la tensión directa de ánodo cátodo puede producir una corriente transitoria de puerta que active el tiristor. Generalmente se elimina este problema utilizando circuitos de protección basados en R, C o L también conocidos como snubbers. Estado de corte en un tiristor. La conmutación en corte es el proceso de poner en estado de corte al tiristor que puede realizarse de las siguientes maneras.  Conmutación natural. Cuando la corriente del ánodo se reduce por debajo de un valor mínimo, llamado corriente de mantenimiento, el tiristor se corta. Sin embargo, hay que señalar que la corriente nominal de un tiristor es del orden de 100 veces la corriente de mantenimiento. Para reducir esa corriente es preciso abrir la línea, aumentando la impedancia de carga o derivando parte de la corriente de carga a un circuito paralelo, es decir, cortocircuitando el dispositivo.  Corte por polarización inversa. Una tensión inversa ánodo-cátodo tenderá a interrumpir la corriente del ánodo. La tensión se invierte en un semiperiodo de un circuito de alterna, por lo que un tiristor conectado a la línea tendrá una tensión inversa en un semiperiodo y se cortará. Esto se llama conmutación por fase o conmutación de línea o conmutación natural. Regulación en potencia de un SCR El circuito de disparo introduce un desfase φ respecto al inicio de la onda sinusoidal; a φ se le denomina ángulo de desfase o de disparo y a π-φ ángulo de conducción. En la figura 2.31 se representa las formas de onda del regulador de potencia. Se identifican tres zonas del funcionamiento del tiristor:  1)0 ≤ α < φ. El SCR está bloqueado. En estas condiciones no circula ninguna corriente por la carga (IL=0) y la VAK = Vm senα.  2) φ ≤ α < π. En el instante α=φ el circuito de disparo aplica un pulso que hace entrar el SCR a conducción. Aparece una corriente por la carga de valor IL= Vm senα/ZL, si se desprecia la caída de tensión en el SCR (VAK~0V). En esas condiciones, VS=VL+VAK≅VS.  3) π ≤ α < 2π. En el instante α=π el SCR conmuta a corte de forma natural. En el semiperiodo negativo el SCR se mantiene a corte porque la tensión del ánodo es inferior a la del cátodo. La corriente es nula (IL=0) y la VAK = Vm senα. Fig.2.30.Circuito regulador de potencia basado en un SCR. CONSIDERACIONES TÉCNICAS. 37 La señal resultante con respecto a la señal de corriente alterna tras el disparo del tiristor se puede observar en la figura 2.31. 2.5.2.5.2 GTO Gate Turn-off Thyristor Se trata de un tiristor triterminal al igual que el SRC, por lo tanto posee ánodo, cátodo y gate, La característica de este tipo de dispositivo es que se puede controlar tanto a la hora de entrar en conducción así como en el momento de la desconexión y pasar a corte. Para controlarlo, al igual que en el SCR se debe actuar sobre la puerta inyectado una corriente o generando un pulso. En este caso para dispararlo se debe aplicar un pulso negativo, y para desconectar no es necesario aplicar la conmutación natural o de línea si no que aplicando un pulso negativo el dispositivo pasará a el estado de corte. El GTO se emplea en HVDC dado su dominio de altas potencias cuyo control se realiza fácilmente mediante transistores bipolares. Los bajos requerimientos de potencia de su control facilitan la aplicación de técnicas de modulación de anchura de pulsos o PWM (pulse width modulation). El problema de este dispositivo se encuentra en las Pérdidas de potencia en el disparo del dispositivo y el número de snubbers necesarios para proteger los dispositivos si lo comparamos con el SCR o con el IGCT. Fig.2.31. Forma de onda del disparo de un SRC Fig.2.32. Estructura interna y simbología de un GTO C A G TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN CORRIENTE CONTINUA. 38 2.5.2.5.3 IGCT Insulated Gate-Conmutated Thyristor. Se trata de la evolución de GTO y aparece como solución a la necesidad de reducir los snubbers que son necesarios para implementar un circuito empleando dispositivos GTO. La principal diferencia con los GTO reside en que los IGCT están montados directamente en una placa junto con el circuito de control el cual se encargará de inyectar la corriente en la puerta. De este modo el diodo flotante que se emplea conectado en antiparalelo con el circuito para evitar retornos de corrientes, está integrado en la misma placa, esto permite simplificar el diseño del conversor en cuanto a espacio y dispositivos. Este dispositivo además presenta menores Pérdidas en la conmutación de las que presentaba el GTO y como se ha dicho antes puede operar sin el uso de snubbers al contrario que el GTO. Fig.2.33. A la derecha estructura interna de un IGCT donde se puede ver el GTO y el diodo integrado. A la izquierda simbología de un IGCT. Fig.2.34. A la derecha GTos de 4500-V/800-A y 4500 V/1500 A. A la izquierda un IGCT 6500 V/1500 A CONSIDERACIONES TÉCNICAS. 39 2.5.2.5.5 MTO: Mos Turn-off Thyristor. La principal razón del uso y construcción del dispositivo MTO es disponer de un dispositivo con la misma capacidad en cuanto a potencia que el IGCT, mayor velocidad de paso a-off, menores pérdidas en la conmutación y un circuito sencillo de disparo. Al disponer de un circuito de disparo más sencillo que el GTO o el IGCT aumenta la fiabilidad del dispositivo así como reduce el coste final del conversor al necesitar de menos dispositivos auxiliares. Para el disparo requiere de potencia así como un tiempo de turn-on del orden de las requeridas por un GTO pero sin embargo para el turn off requiere de menos tiempo y menor potencia que la requerida por el GTO o IGCT. 2.5.2.5.6 MCT MOS controlled Thyristor. De nuevo el objetivo es conseguir un dispositivo con la misma capacidad en cuanto a potencia que el IGCT, mayor velocidad de paso a estado off, menores pérdidas en la conmutación y un circuito sencillo de disparo. El MCT presenta tres capas de unión NPNP entre el ánodo y el cátodo. Su disparo se produce por un pulso negativo en la puerta y su paso a off se produce con un pulso positivo en la puerta. Su tiempo de paso a off es relativamente bajo, presenta bajas pérdidas en la conmutación y puede funcionar a altas potencias así como crear cadenas en paralelo para funcionar a altas corrientes. Quizá el inconveniente más notable es su que su zona de seguridad es bastante limitada y hace necesario el uso de snubbers para poder implementar un convertidor basado en MCT. Existen dos tipos de MCT, p-MCT el cual contiene una capa dopada con elementos semiconductores tipo p y el n-MCT el cual contiene una capa dopada con elementos semiconductores tipo n. º Actualmente ese encuentra en desuso debido a la aparición de los IGBT lo cual supuso un abandono en la mejora de este dispositivo. Fig.2.35 Estructura y simbología de un MTO Fig.2.36. Estructura interna de un MCT tipo p TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN CORRIENTE CONTINUA. 46 2.5.4 CURRENT SOURCE CONVERTERS. Está basado directamente en el rectificador trifásico controlado de seis pulsos, el cual conectaríamos un transformador trifásico a su entrada (lado de AC) y en el lado de DC se conectaría una bobina tal y como se representa en el siguiente esquema. Para facilitar la compresión del sistema vamos a asumir lo siguiente:  La corriente Id es constante.  Los tiristores funcionan como interruptores ideales ( no hay pérdidas ni otros problemas derivados de estos dispositivos)  El sistema trifásico se considera ideal. Si nos fijamos en el esquema, debemos tener en cuenta la inductancia aguas arriba del conversor, que representa tanto la inductancia de la línea como de los generadores como la del transformador conversor. Esta inductancia (Lc) va a producir que la conmutación entre un tiristor y el siguiente no sea instantánea. Si consideramos que la conmutación de un tiristor a otro no es instantánea se hace necesario un periodo de superposición en el que estén conmutándose varios tiristores (normalmente de tres o cuatro tiristores a la vez) en un determinado intervalo. Este tiempo de desfase o de superposición se conoce como ángulo de superposición (o intervalo de conmutación) y se suele representar por μ y suele estar por debajo de los 60 grados. Suponiendo un valor típico de la impedancia de un transformador entre un 13% a un 18% podemos decir que el ángulo μ suele tener un valor en el rango de entre los 20-25 grados. Para analizar correctamente primero analizaremos el funcionamiento sin tener en cuenta la reactancia del generador y luego con la reactancia del generador. 2.5.4.1 Análisis sin reactancia del generador. Lo primero que debemos tener en cuenta es que el disparo se va a realizar por medio de un ángulo de disparo de α= 60º Suponemos las fuerzas electromotrices de cada fase: Fig.2.44. Esquema de un rectificador trifásico controlado empleado en un conversor tipo CSC. CONSIDERACIONES TÉCNICAS. 47 Si calculamos las tensiones de fase: √ √ √ El voltaje en corriente continua a la salida del rectificador, será la diferencia entre las tensiones de línea y de fase. En la gráfica (figura 2.45) está sombreada el área AO el cual representa la tensión media durante el disparo de los tiristores con un ángulo de 60º. La tensión de salida será: ∫ ∫ Fig.2.45. Ondas de las tensiones de línea y de fase y la conmutación cada 60º. TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN CORRIENTE CONTINUA. 48 Veamos que en este caso al no tener en cuenta la reactancia del generador y realizando el disparo en un periodo de 60º, solo tendremos dos tiristores activados en cada ciclo de disparo. El proceso de conmutación de los tiristores se puede apreciar en la siguiente figura en la que se muestran los distintos tiristores (Figura 2.46). Si observamos el diagrama de la figura 22 podemos ver que cada instante pueden estar conmutados dos tiristores a la vez, por lo tanto si consideramos un circuito equivalente en un instante podríamos describirlo como en la figura 2.47: Si nos fijamos, la parte de continua se ha colocado una fuente de corriente, y que si recordamos se consideraba que el sistema CSC funcionaba como una fuente de corriente constante en el lado de DC, esta corriente la llamaremos Id y estará recorriendo la inductancia LC. Antes hemos calculado el valor medio de la tensión de salida Vd que será el valor medio de la tensión en el lado de DC. Por lo tanto si relacionamos estas magnitudes las cuales conocemos podemos hallar la potencia que no será más que la potencia en corriente continua. Fig.2.46. Diagrama de disparo de los tiristores con un ángulo de disparo α=60º Fig.2.47. Circuito equivalente del rectificador sin ángulo de superposición. CONSIDERACIONES TÉCNICAS. 49 Ahora bien si tenemos en cuenta el valor de Vd : ∫ Que resolviendo y simplificando podemos expresar: Por tanto podemos definir la potencia como el producto de tres veces la tensión de línea por la corriente que circula por el coseno del ángulo que forman la tensión de línea con la corriente de línea. Como es apreciable en la gráfica a) la tensión de línea y la corriente de línea están en fase es decir el coseno del ángulo resultante es 1 por lo que si aplicamos la ecuación para hallar la potencia veremos que la potencia es máxima. Ahora bien, en la gráfica b) veremos que el ángulo entre tensión y corriente de línea no es cero si no mayor a cero. Esto va a producir que la potencia de salida sea menor que si estuvieran en fase. En el caso de la gráfica b) se representa lo que ocurre cuando la inductancia del generador se tiene en cuenta y produce un pequeño retraso. En la gráfica a) al aplicar un ángulo de disparo α=60º, como se explica en el anterior párrafo, no hay problema de pérdida de potencia. Sin embrago en el segundo caso (b)) al estar presente la reactancia Lc se produce un retraso el cual, afecta al tiempo de conmutación, anteriormente se ha hablado de este periodo de superposición cuando se conmutan más de dos tiristores a la vez, lo que produce una caída en la tensión de salida en DC y una pérdida en cuanto a potencia. Fig.2.48. Diagrama de la relación entre la potencia AC y la potencia DC. a) b) TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN CORRIENTE CONTINUA. 50 2.5.4.2 Análisis teniendo en cuenta el periodo de superposición. La primera suposición que vamos a hacer es que el periodo de suposición va a ser menor o igual a 60º. Por lo tanto, tres tiristores podrán estar activados a la vez. En la Figura 2.49 se muestra un rectificador en puente trifásico controlado, con una inductancia de dispersión LC y una carga inductiva. Esta reactancia Lc se debe a reactancias propias del transformador y de la red de corriente alterna. Cuando cambie la polaridad de la onda senoidal que recorre la primera válvula, la corriente del mismo no podrá cambiar instantáneamente y deberá ser transferida gradualmente de un par de tiristores al otro en un intervalo de conmutación μ. Es decir en este intervalo de conmutación μ existirán tres tiristores activados como se puede ver en el siguiente diagrama. Como se puede ver, por ejemplo, mientras dura μ se encuentran activados T5, T6 como es normal además de T1. Si lo aplicamos a T1 como tiristor activado inicialmente observamos que T2 también está activado y debido al periodo de superposición T3 también se encuentra en estado “ON”. Mientras este intervalo dura y basándonos en el ejemplo anterior, si T1 es el tiristor inicialmente conmutado, T2 y T3 también lo están. Por lo tanto se está produciendo una transferencia de corriente continua desde la válvula 1 (T1) hacia T3. Es decir existe un cortocircuito entre T1y T3. Si representamos el circuito equivalente: Fig.2.49. Diagrama de disparo de los tiristores con un ángulo de disparo α+ μ Fig.2.50. Circuito equivalente con tres tiristores conmutados. CONSIDERACIONES TÉCNICAS. 51 Ahora si analizamos en cada instante lo que ocurre:  En el inicio del intervalo con ωt=α; o o  Al final del intervalo con ωt=α+μ; o o Las corrientes en el nudo n serán: Si derivamos en función del tiempo la expresión anterior obtenemos: Si calculamos la tensión en el nudo: =√ Teniendo las ecuaciones anteriores en cuenta podemos establecer que: =√ Si integramos la expresión anterior: √ Esta ecuación revela que la corriente I3 tiene tanto una componente en alterna como una componente en corriente continua. La componente de Ac hace que se retrase 90º la conmutación dado el carácter inductivo del lazo. Por otro lado la componente en corriente continua depende directamente del coseno del ángulo de disparo α. Ahora bien, la ecuación de la corriente I3 anteriormente explicada es válida para cualquier instante del intervalo de conmutación, y como antes hemos dicho al final del intervalo se cumple que; ωt=α+μ y la corriente I3= Id mientras que I1=0, por lo que, al final del intervalo de conmutación tendremos que el valor de la corriente Id es; √ TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN CORRIENTE CONTINUA. 52 Nuestro interés reside en hallar la tensión media de salida que al igual que en el apartado anterior el voltaje en corriente continua a la salida del rectificador será la diferencia entre las tensiones de línea y de fase, el problema viene de que esta vez hay tres válvulas en conmutación, por lo que hay que tener en cuenta el voltaje del tercer tiristor. En la gráfica (figura 2.51) está sombreada el área AO el cual representa el voltaje medio durante el disparo de los tiristores. Sin embargo si nos fijamos hay una área marcada “A” la cual representa una caída de tensión mientras dura el intervalo de conmutación. Esta caída de tensión se debe a que como los voltajes de fase son los mismos en las tres fases y dos de estas fases se encuentran en cortocircuito la tensión de línea de este cortocircuito resulta ser cero, además a todo esto debemos unir que al cortocircuitarse ambas impedancias Lc se quedan en paralelo por lo que actúan como un divisor de tensión. Esta “caída de tensión media” se puede calcular como; ∫ Por tanto la caída de tensión será; La tensión de salida será: ∫ Fig.2.51. Onda de tensión durante el disparo de un tiristor considerando el ángulo de superposición. CONSIDERACIONES TÉCNICAS. 53 Por lo tanto se hace patente que se produce una pequeña caída de tensión la salida del rectificador producida por el solape (overlap angle u) el cual se produce por la reactancia de dispersión (leackage reactors) de cada fase que puede obtenerse como: Como ha quedado patente que Vd es menor que en caso anterior podemos decir que se produce una pérdida de potencia. Por otro lado podemos definir otro parámetro que no será útil, este es la tasa de intercambio de energía reactiva y viene dada por; Siendo uk la tensión de cortocircuito del transformador. 2.5.4.3 El conversor de doce pulsos. Anteriormente se ha explicado el funcionamiento de un conversor de seis pulsos el cual se conecta la salida del transformador. Hemos visto que el ángulo de superposición (overlap angle) genera una caída de tensión en la onda rectificada y como veremos más adelante genera determinados armónicos. El objetivo del conversor de doce pulsos es el de mejorar tanto el rizado de la señal de salida como los armónicos. La idea es aumentar el número de pulsos al doble por lo tanto necesitaremos dos grupos de seis pulsos, Ahora bien también necesitaremos desfasar cada grupo para que las señales alternas no coincidan así como procurar que las tensiones sean distintas para que a la hora de conmutar tengamos otro nivel de corriente. La solución es por tanto colocar dos conversores de seis pulsos uno en serie con el otro y cada uno conectado al secundario del transformador estando sus devanados del secundario uno conectado en triángulo y otro conectado en estrella con lo que generaremos un desfase de 30º así como distintos valores de tensión en cada uno. Fig.2.52. Un rectificador de media onda (a) un rectificador de 6 pulsos (b) y un conversor de 12 pulsos (c). TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN CORRIENTE CONTINUA. 54 Entre las ventajas que presenta el rectificador de 12 pulsos con respecto al convertidor de 6 pulsos tenemos:  Tiene un total de 12 transiciones para cada periodo del generador de alterna, dado que se produce una transición entre los tiristores en conducción cada 30º.  La salida presenta frecuencias armónicas que son múltiplos de 12 veces la frecuencia del generador (12k, k = 1, 2, 3…) como se explicará posteriormente.  El filtrado necesario para generar una salida de corriente continua, relativamente pura, es menos costoso que el necesario para el rectificador de 6 pulsos.  Fig.2.54 Diagrama de corriente por los tiristores y corriente de salida para un conversor de seis pulsos conectado en triángulo. Fig.2.53. Diagrama de la tensión de salida, corriente por los tiristores y corriente de salida para un conversor de seis pulsos conectado en estrella. Fig.2.55 Corriente de línea en un conversor de 12 pulsos. CONSIDERACIONES TÉCNICAS. 55 2.5.5 VOLTAGE SOURCE CONVERTERS. Como antes se ha dicho se consigue realizar en los 90 con la aparición de los IGBT de alta potencia y altos voltajes, permite mucha más flexibilidad que los convertidores basados en CSC pero con el coste de tener menos potencia. A diferencia del CSC que utilizaba los pasos por cero para conmutar los tiristores, el VSC utiliza PWM para conmutar. Esto va a permitir que, a la salida del inversor tengamos una onda de corriente alterna casi pura, ya que podemos conmutar muchas veces por ciclo al contrario de lo que ocurría en los CSC. Algunas de los beneficios de esta tecnología frente al CSC son:  Los convertidores VSC permiten un control rápido de la energía activa y por tanto reactiva.  La calidad de la señal de salida y por tanto de la transferencia en general es mucho mayor al parecerse más a una onda senoidal pura.  Más flexible a la hora de interconectar redes asíncronas, aisladas o débiles. Un convertidor VSC opera con interruptores auto-conmutados como IGBTs o GTOs, los cuales permiten pasar del estado ON al estado OFF a voluntad. Para conmutarlos se utiliza la conmutación forzada por medio de PWM (Pulse Width Modulation), esto permite controlar las conmutaciones por ciclo permitiendo encender o apagar el dispositivo varias veces por cada ciclo. Al poder controlar las conmutaciones podemos hacer que a la salida del inversor la onda de salida sea más cercana a una onda sinusoidal. Además como podemos controlar los ángulos de disparo así como cuanto dispararlo podemos ejercer un control sobre la energía reactiva y activa que se va a entregar a la salida del inversor. Otra de las propiedades de los convertidores VSC es que permiten trabajar de forma inversa y esto es, que pueden conducir la potencia de forma bilateral y por eso son empleadas como enlace entre redes de AC asíncronas. A continuación se muestra un esquema de un modelo de sistema VSC. Si observamos atentamente el circuito podemos ver que este sistema necesita de un condensador en el lado de continua. Este condensador permite hacer lectura de la tensión de corriente continua la cual, se compara con una referencia y en función de los requisitos se envía una señal de control al controlador de PWM. En este caso se está controlando la tensión en del condensador pero existen otros métodos de control de la tensión como controlar la corriente de la parte de AC o controlar los voltajes de AC. Fig.2.56. Esquema de un sistema VSC TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN CORRIENTE CONTINUA. 62 Fig.2.62. Conversor de 6 pulsos con secundario en triángulo. Fig.2.61. Conversor de 6 pulsos. Fig.2.63. Conversor de doce pulsos CONSIDERACIONES TÉCNICAS. 63 2.6.1.1 Efecto del ángulo de disparo y el ángulo de superposición sobre los armónicos del lado de AC. Anteriormente se ha mostrado como calcular las amplitudes de las corrientes del primario por medio de la fórmula: Ahora bien esta fórmula es válida solo en el caso en que el ángulo de disparo α=0 y el overlap angle μ=0. Por tanto queda patente que en un conversor esta fórmula no se puede emplear directamente y que tendrá un ángulo de disparo definido y fuera de la idealidad seguramente tenga un overlap angle. El efecto de estos dos parámetros no influye en el número de armónicos inyectados o generados si no en la variación de la amplitud de los armónicos existentes mencionados anteriormente. Esta variación se traduce en un aumento de las amplitudes de los armónicos en caso de que el voltaje de control tienda a cero y un descenso de la amplitud de la corriente de los armónicos cuando el overlap angle se incrementa. Para definir esta variación y basándonos en la formula anteriormente empleada para calcular las amplitudes, podemos definir un parámetro que influya sobre la amplitud anteriormente calculada y que nos permita hallar las amplitudes de los armónicos en función de u y α. Este parámetro recibe el nombre de factor de reducción y lo representaremos como Fn . Si aplicamos el concepto a la formula anterior, obtenemos: La figura siguiente ilustra el comportamiento de Fn en función de u y para un α=30 para los distintos armónicos. Fig.2.64. Comportamiento del factor de reducción para un α =30º en función del overlap angle. TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN CORRIENTE CONTINUA. 64 2.6.3 ARMÓNICOS EN CORRIENTE CONTINUA. El concepto es el mismo que en corriente alterna, armónicos característicos que se forman durante al conmutación y disparo del conversor y que se ven influenciado tanto por el ángulo de disparo como por el overlap angle. Si suponemos la operación ideal tal como podemos ver en la figura de la izquierda con α=0 y u=0 y a la derecha con α ≠ 0 y u ≠ 0 En la imagen es visible la diferencia de señales con respecto al funcionamiento real y al ideal. En el caso de la corriente continua la numeración de los armónicos viene dada por Con k siendo un número entero y p el número de pulsos del conversor. En el caso del conversor de doce pulsos también es apreciable el rizado que se produce en la señal de voltaje continua tal como se observa en la siguiente imagen. Fig.2.65. Operación de un conversor de seis pulsos a la izquierda con α=0 y u=0, a la derecha con α ≠ 0 y u ≠ 0. Fig.2.66. Señal de tensión en un conversor de doce pulsos en condiciones ideales a la izquierda (a) y en condiciones reales a la derecha (b). CONSIDERACIONES TÉCNICAS. 65 Al igual que hemos hecho en corriente alterna podemos calcular los efectos de reducción de la amplitud de los armónicos en función de α y u. En este caso se mostrará solo un gráfico que representa el valor en tanto porciento del 12º armónico en un grupo conversor de 24 pulsos en función del overlap angle u y con un α=15º. 2.6.3.1 Armónicos no característicos. Otros armónicos generados son los armónicos no característicos y son aquellos imprevistos por el análisis de Fourier; se presentan a partir de la salida rectificada. Los armónicos no característicos se clasifican en armónicos pares, interarmónicos y subarmónicos. Los armónicos pares se presentan debido a una asimetría en los ángulos de disparo de un rectificador controlado. Los interarmónicos se ubican en frecuencias no enteras de la frecuencia de red (siendo función de la frecuencia del inversor) y llegan a ubicarse en frecuencias inferiores a la frecuencia de red (subarmónicos). Fig.2.67. Amplitud del 21º armónico en un conversor de 24 pulsos TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN CORRIENTE CONTINUA. 66 2.7 TRANSFORMADORES. Su principal función es la de convertir el voltaje del bus de AC a la tensión a la que trabajan los conversores. De la misma forma a la salida del inversor convierte la tensión al nivel necesario para la red de corriente alterna. También proveen de separación galvánica entre el bus de corriente alterna y el conjunto de conversores así como del aislamiento necesario por colocar varias cadenas en serie de válvulas. El transformador se ve sometido por tanto a estrés por el voltaje en corriente continua en el lado de los conversores, tanto al voltaje del bus de AC y tierra. Como ya se ha nombrado antes, en anteriores secciones (2.5) los transformadores pueden conectar el secundario con las válvulas estando el secundario en estrella o triángulo o una combinación de los dos lo que es conocido como conversor de doce pulsos y que se muestra en la siguiente figura. El conversor de doce pulsos consta de dos secundarios uno en estrella y otro en triangulo desfasados entre si 30º lo que nos permite acoplar dos puentes de seis pulsos en serie de manera que se consigue la cancelación de armónicos entre otras cualidades. Generalmente los transformadores están provistos de un tap de regulación en carga con el cual se puede regular la relación de conversión del trafo lo que permite compensar las caídas de tensión en el conversor o posibles fluctuaciones en el bus de corriente alterna. Otra cualidad es que limita la corriente de cortocircuito que se pueda producir. Por otro lado los transformadores son totalmente ineficaces a la hora de amortiguar posibles estados transitorios y oscilaciones de alta frecuencia, peculiaridad que hay que tener en cuenta y subsanarla mediante otros dispositivos (filtros) capaces de absorber estas interferencias. Fig.2.68. Conversor de doce pulsos. CONSIDERACIONES TÉCNICAS. 67 2.7.1 CARACTERÍSTICAS DE UN TRANSFORMADOR CONVERSOR EN FUNCIÓN DE LOS PARÁMETROS DE CORRIENTE CONTINUA. Habitualmente y como es lógico ya que trabaja en alterna, los parámetros de estos transformadores se proporcionan en función de las características trifásicas del sistema. En esta sección se van a dar los parámetros normales y necesarios de un transformador en función de Id y Ud que son la corriente en DC y la tensión a la salida del rectificador. La corriente que circula por los devanados del secundario hacia las válvulas podemos definirlo mediante la expresión: √ Recordemos que esta corriente en condiciones ideales la consideramos como “bloques de corriente continua separados 120 grados” La tensión de salida del transformador podemos hallarla despejando Uv de la ecuación que empleábamos para calcular Ud que quedará. La potencia aparente viene dada por la expresión √ Expresión a la que si aplicamos el valor de Iv Uv en función de Id y Ud quedará; √ Este método era válido y aceptado como estándar mediante la norma IEC 146 en 1991 en cuyo apartado 1-3 Transformer and reactors donde se especificaba que este método permitía suficiente margen para poder despreciar los armónicos y posibles calentamientos que estos podían producir, también se despreciaba el overlap angle que se genera en la conversión. Actualmente se sabe que este método no es correcto para transformadores de gran potencia donde se deben tener en cuenta los armónicos que como hemos visto antes para el conversor de 6 pulsos comprenden los armónicos n= 5, 7, 11, 13, 17, 19 etc… En el caso del conversor de 12 pulsos sabemos que se produce una cancelación de ciertos armónicos. De la misma forma se deben tener en cuenta los armónicos en corriente continua ya que son necesarios para dimensionar y calcular posibles pérdidas en el conversor así como prever la posible saturación de los devanados del transformador que se puedan producir por componentes continuas en el transformador. Más adelante, en el apartado correspondiente a las pérdidas se expresará como calcular las pérdidas en los transformadores conversores de acuerdo con la norma correspondiente. Como adelanto y en correspondencia con los párrafos anteriores podemos decir que en las pérdidas en los transformadores de HVDC se han de considerar los armónicos tanto en las pérdidas en hierro como en las pérdidas en el cobre, ya que estos armónicos generan pérdidas tanto por corrientes de Foucault como pérdidas por calor. Además al contrario de lo que indicaba la norma IEC 146 de 1991, actualmente se deben considerar los 48 armónicos en los trasformadores conversores. TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN CORRIENTE CONTINUA. 68 2.7.2 SELECCIÓN DE LA TENSIÓN DE COTOCIRCUITO DEL TRANSFORMADOR. Para seleccionar la tensión de cortocircuito des transformador nos debemos fijar en las siguientes características:  Corriente de cortocircuito en las válvulas.  Inductancia del smoothing reactor.  Potencia nominal del conversor  Demanda de energía reactiva del conversor. Para relacionar estos parámetros podemos representar gráficamente la relación con respecto a la corriente de cortocircuito expresando todos ellos en tanto por unidad y la corriente de cortocircuito en %. Donde : 1. Corriente de cortocircuito en las válvulas. 2. Inductancia del smoothing reactor. 3. Potencia nominal del conversor 4. Demanda de energía reactiva del conversor. El punto donde confluyen representa el punto óptimo de voltaje de cortocircuito del trasformador. Fig.2.69. Cortocircuito del transformador en función de distintos parametros. CONSIDERACIONES TÉCNICAS. 69 2.8 SMOOTHING REACTOR. Se trata de una reactancia que normalmente se coloca en serie en la parte de corriente continua, su diseño depende de distintos parámetros. Sus funciones se destacan a continuación. 2.8.1 FUNCIONES DEL SMOOTHING REACTOR.  Limitar la derivada de la corriente (di/dt). Ante la aparición de in impulso de corriente muy alto y rápido la reactancia es capaz de limitar esta corriente protegiendo en cierta medida ante la aparición de cortocircuitos de línea.  Limitación del rizado de la señal de corriente continua. Evitando posibles rizados y manteniendo una señal de continua más limpia a la salida del rectificador evitamos apariciones de armónicos y otras señales indeseables en nuestro sistema.  Anula las interferencias telefónicas. Actúa como filtro ante las interferencias telefónicas, producidas mayoritariamente en las líneas aéreas.  Peligro de la frecuencia de resonancia. Dado que estamos formando un circuito RLC existe el riesgo de que el circuito entre en resonancia, para ello se debe dimensionar todo el sistema de manera que la frecuencia de resonancia no sea la de la red. 2.8.2 DIMENSIONAR UN SMOOTHING REACTOR. Para dimensionar correctamente un smoothing reactor debemos recordar sus funciones. La primera es la de limitar la derivada de la corriente en el circuito, basándonos en esto podríamos dimensionar la reactancia por medio de lo que se conoce como slope factor Si. Basándonos en las características de la línea como son su tensión nominal su corriente nominal y la inductancia que forma el circuito podemos establecer: Donde Un e In son la tensión y la corriente nominal y Ld representa la inductancia total del circuito. El slope factor no es un parámetro totalmente reconocido debido a su complejidad de entendimiento. Se trata de un valor que representa la pendiente o la velocidad con la que cambiarían las condiciones de tensión y corriente ante un cortocircuito producido justo detrás del smoothing reactor como se puede ver en la figura 2.70. A partir de este facto calcularíamos la reactancia total del circuito. Para conocer la inductancia debemos establecer un slope factor previamente normalmente se recomienda que 0.22 < Si.>1 , aunque no existen estándar el factor normalmente recomendado es 0.5. Para un slope factor 0.5 tendremos una determinada inductancia, la cual también viene determinada por el resto de reactancias que forman el circuito como y las reactancias de dos de las fases del generador de doce pulsos. Fig.2.70. Reactancias que forman el circuito. TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN CORRIENTE CONTINUA. 70 De esta forma podemos establecer dos ecuaciones con las que calcular la reactancia. Ld min = 3.5·Ltr + Ldr Ld max = 4 Ltr + Ldr Donde:  Ld es la reactancia total del circuito.  Ltr es la reactancia debida a los transformadores.  Ldr es la reactancia del smoothing reactor. Debemos tener en cuenta que estas fórmulas son válidas para una estación con un solo generador de doce pulsos, en caso de tener más Ldr debe ser multiplicada por el número de grupos de doce pulsos que tenga. 2.8.3 CONEXIÓNES DEL SMOOTHING REACTOR. Normalmente el smoothing reactor se conecta en serie con la línea de continua sin embargo existen alternativas en función de ciertas beneficios, a cambio, claro está, de algunas penalizaciones. En las configuraciones back to back podemos destacar las siguientes conexiones del smoothing reactor tal como se muestran en la figura. Fig.2.71. Diferentes conexiones del smoothing reactor en un configuración back to back. En la configuración a) que se muestra en la figura, se puede ver que las válvulas se mantienen conectadas al potencial de referencia y el smoothing reactor se encuentra en serie con el polo de la línea de corriente continua. Es la configuración más habitual. En la configuración b) el smoothing reactor se mantiene al potencial de referencia por lo tanto puede emplearse un smoothing reactor con menor aislamiento. En la configuración c) la corriente se divide y por los dos conductores de manera que se deben dimensionar dos smoothing reactor cosa que encarece el sistema. Este sistema se emplea en casos de muy alta potencia en los que se hace necesario dividir la corriente en dos conductores. CONSIDERACIONES TÉCNICAS. 71 2.9 FILTROS Y COMPENSACIÓN DE REACTIVA. Son los encargados de la eliminación de armónicos y otras interferencias que se produzcan. Estas interferencias pueden ser creadas por los convertidores o pueden ser un problema intrínseco a la parte de AC la que se conecta el sistema HVDC. Los armónicos pueden causar distintos problemas en el sistema por eso interesa que se eliminen o se absorban. Así mismo las baterías de condensadores se encargan de compensar la energía reactiva para conseguir un f.d.p cercano a la unidad. 2.9.1 FUNCIONES DE LOS FILTROS Y LOS BANCOS DE CONDENSADORES DEL LADO DE AC. Esencialmente los bancos de condensadores así como los filtros en el lado de corriente alterna tienen dos funciones. 1. Compensar el factor de potencia intentando conseguir que cos φ=1 para evitar que al crecer la demanda de potencia reactiva se produzcan fluctuaciones de voltaje en la red. 2. Absorber los armónicos producidos por el conversor HVDC. Esto previene de que formas de onda y armónicos indeseados acaben filtrándose a la red de corriente alterna. Además previene de interferencias telefónicas generadas por las líneas aéreas. 2.9.2 FUNCIONES DE LOS FILTROS DEL LADO DE DC. Uno de los problemas del uso de convertidores es la generación de armónicos, el problema reside en que si estas señales armónicas de alta frecuencia consiguen superponerse en la línea de corriente continua puede tener efectos indeseados como interferencias en líneas telefónicas a pesar de la reactancia (smoothing reactor) empleada en los sistemas CSC. Por otro lado si los armónicos son de baja frecuencia pueden ser peligrosos para otros dispositivos y sus usuarios, ya que pueden inducir corrientes peligrosas. Normalmente se conectan en paralelo con la línea de continua, a excepción de los sistemas VSC en los que la propia presencia del condensador que necesita para funcionar ya trabaja como filtro de altas frecuencias. En los enlaces Back to back tampoco se hacen necesarios. Sin embargo en líneas aéreas de corriente continua donde hay presencia de líneas telefónicas se hacen indispensables. 2.9.3 BATERÍAS DE CONDENSADORES DEL LADO DE AC Se encargan de la función de compensar un exceso de energía reactiva de forma que se produzcan fluctuaciones de voltaje en la red de corriente alterna. En realidad cumplen la misma misión que cualquier banco de condensadores en una instalación, compensar un factor de potencia determinado y controlar la energía reactiva. La principal diferencia reside en que la compensación del factor de potencia de un estación de HVDC es la presencia del dispositivo conversor, esto va a hacer que la compensación de reactiva esté directamente relacionada con el proceso de conversión y siendo más precisos, estará determinada directamente por los ángulos de disparo y ángulos de extinción así como de otros parámetros que se explicarán a continuación. Lo primero que debemos definir es que plan de actuación, por así decirlo, vamos a tomar con respecto a la compensación de energía reactiva. De esta forma podríamos establecer tres filosofías que engloben como actuar. TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN CORRIENTE CONTINUA. 78 2.9.4.2.2 Filtros de paso alto. Estos filtro se encargan de absorber a partir de una alta frecuencia en adelante o en otras palabras, filtran todo a partir de una frecuencia determinada. Reciben el nombre de paso alto ya que permiten pasar las señales con frecuencias por debajo de la de límite y absorbe las altas frecuencias. A frecuencias cercanas a la de resonancia o que se encuentren cercana a la banda de la frecuencia de resonancia este tipo de filtro presenta una relativamente baja impedancia y por decirlo de alguna forma presenta cierta insensibilidad a una desviación en la frecuencia de diseño. A altas frecuencias tiende a alcanzar el valor límite de impedancia la cual viene determinada por la resistencia. Fig.2.77. Filtros pasa alta y su características. CONSIDERACIONES TÉCNICAS. 79 2.9.4.2.3 Multiple-Tuned High-Pass Filter. Como se ha dicho anteriormente consisten en diseño que contenga tanto los filtros de pasa alta como los filtros determinados a una frecuencia. La idea por tanto consiste en absorber determinadas frecuencias y a la vez estar diseñado para funcionar como un filtro pasa alta. El comportamiento de cada filtro dependerá de su configuración y especificaciones de diseño. De esta forma podemos encontrar filtros diseñados para dos frecuencias determinadas (doble-tuned High pass filter) o tres o múltiples frecuencias y a la vez tener una frecuencia límite a la que funcionará como filtro pasa alta. Sobra decir que la frecuencia límite a la que funcionará como pasa alta tiene que ser mayor (y no estar cerca de la banda de esta frecuencia límite) que las frecuencias armónicas individuales para las que se diseñe el filtro. Fig.2.78. Ejemplo de un filtro Double-Tuned High-Pass. TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN CORRIENTE CONTINUA. 80 Fig.2.79. Ejemplo de un filtro Triple-tuned High pass. Fig.2.80. Conjunto de bobinas de un filtro HVDC. CONSIDERACIONES TÉCNICAS. 81 2.9.4.2.4 Filtros activos en corriente alterna. En corriente alterna los filtros activos empleados se conectan junto con filtros pasivos formando así un filtro hibrido. Este filtro hibrido establece un nuevo concepto sobre todo a la hora de montar filtros múltiples que al emplear elementos activos como el amplificador operacional, se consigue que la impedancia de entrada sea considerada como un circuito abierto por lo que solo afectaría a la impedancia los elementos pasivos que hubiera. Además reduce el uso de bobinas generando así menos problemas de energía reactiva y de coste adicional ya que estos elementos son costosos. Fig.2.81. Posibles configuraciones de filtros híbridos. TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN CORRIENTE CONTINUA. 82 2.9.5 FILTROS DE CORRIENTE CONTINUA. Principalmente su diseño se basa en la anulación de las interferencias que se puedan producir en las líneas telefónicas cercanas a la línea de HVDC. Al igual que en los filtros de corriente alterna estos se conectan en paralelo con las salidas de los convertidores en este caso en el circuito de corriente continua. 2.9.5.1 Consideraciones al diseño de filtros de corriente continua. Como hemos dicho anteriormente los filtros de corriente continua se emplean principalmente para evitar interferencias en las líneas telefónicas que puedan encontrarse cercanas. Estas interferencias se producen cuando una corriente armónica que circula por el bus de DC induce una tensión en los conductores de la línea telefónica. Esta tensión inducida se representa como Uind y viene dada por la siguiente expresión. √∑ 5 Dónde:  fn Es la frecuencia del armónico n  M Representa la inductancia entre la línea eléctrica y la telefónica.  In Es la suma vectorial de la corriente del armónico n que circula por la línea.  Pn es un factor conocido como peso sofométrico y que viene indicado por las directivas de la CCITT (Comité Consultivo Internacional Telegráfico y Telefónico) actualmente conocido como Sector de Normalización de las Telecomunicaciones de la UIT. El otro parámetro es la corriente sofométrica equivalente que alimenta la línea de DC y la cual viene dada por la siguiente expresión. √∑ 5 Donde  Kn Es la frecuencia del armónico n  In Es la suma vectorial de la corriente del armónico n que circula por la línea.  Pn es un factor conocido como peso sofométrico y que viene indicado por las directivas de la CCITT (Comité Consultivo Internacional Telegráfico y Telefónico) actualmente conocido como Sector de Normalización de las Telecomunicaciones de la UIT.  P16 Es el valor número 16 del peso sofométrico fn [Hz] 50 100 300 600 800 1000 1200 1800 2400 3000 n 1 2 6 12 16 20 24 36 48 60 Pn 0.0007 0.009 0.295 0.794 1.000 1.122 1.000 0.760 0.634 0.525 Pn·kn 0.00004 0.001 0.111 0.595 1.000 1.403 1.500 1.710 1.902 1.969 Fig.2.82 Valores de Pn para las distintas frecuencias. CONSIDERACIONES TÉCNICAS. 83 El proceso para conocer que armónico debe ser filtrado es el siguiente. 1. Primero se debe calcular el valor de la tensión inducida para los 50 armónicos y compararlo con un valor de 10mV. 2. Calcular la corriente sofométrica equivalente para todos los armónicos y compararlos con un valor de 400 mA en operación monopolar. 3. Si alguno de los dos parámetros excede lo indicado se considerará que debe eliminarse ese armónico ya que creará interferencia y por lo tanto se construirá un filtro para absorber dicha frecuencia. Por otra parte al principio de la sección también se ha dicho que los armónicos que puedan aparecer en el bus de DC pueden poner en peligro tanto elementos del circuito como a sus usuarios para ello se deben tener en cuenta los armónicos inducidos de bajo orden. Para establecer la tensión que pueden provocar estos armónicos se emplea la siguiente expresión. √∑ Que no es más que la suma geométrica de los valores de tensión para cada armónico. No existe un valor máximo estandarizado pero se considera que para frecuencias entre 50-60 Hz el voltaje debe ser inferior a 50 V. Para conocer los voltajes de cada armónico existe un circuito equivalente que se representa a continuación. En la figura anterior podemos definir:  Lt como la reactancia de los devanados del transformador así como otros devanados auxiliares.  U12p la tensión del conversor de doce pulsos. El resto del circuito tal como se puede ver corresponde con el smoothing reactor y el filtro de corriente continua. Fig.2.83. Circuito equivalente de DC bus. TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN CORRIENTE CONTINUA. 84 2.9.5.2 Tipos y conexiones de filtros de DC. Alternativamente a los filtros de AC en DC podemos encontrarnos filtros colocados en serie (siempre que sea activo) aunque preferiblemente se conectan en paralelo. Los tipos de filtros son los mismos que los explicados en el apartado de corriente alterna por tanto existirán los sharpy tuned filters así como los filtros de paso alto o los multiple tuned filters. Así mismo existe la posibilidad de emplear los filtros híbridos agregando filtros activos a los filtros pasivos. A continuación se muestra una figura con algunas de las posibles combinaciones de filtros que se pueden instalar en corriente continua. Como se puede apreciar, se pueden intercalar filtros activos (en la figura aparecen como A.F ) con el resto de filtros pasivos y generar así filtro híbridos tal y como se ha explicado anteriormente. Esta última imagen no es más que un ejemplo de un tipo de configuración de los filtros en corriente continua, cada configuración así de los filtros que se emplearan (número y tipo) dependerán de los estudios previos y de las valoraciones que se deben hacer previamente (frecuencias a filtrar, tipo de conversor, niveles del conversor etc…). En la figura anterior no se ha tenido en cuenta el filtro activo que se puede colocar directamente en serie con el bus de corriente continua ya que considero, que no son muy usuales su uso y es preferible que quede más claro el uso de los filtros más habituales dada la característica descriptiva de esta sección. Fig.2.84. Posibles configuraciones de filtros en corriente continua. CONSIDERACIONES TÉCNICAS. 85 2.10 CABLES EN HVDC Realmente, si comparamos los cables empleados en HVAC y los de HVDC las diferencias en cuanto construcción son mínimas. Donde realmente es notable la diferencia es en los fenómenos que pueden afectar a los conductores dependiendo si trabajan en corriente continua o corriente alterna.  La capacidad parásita de los conductores aparece en las líneas de corriente alterna cuando se alcanza la corriente nominal a los 50km con 400 kV y a los 80 km con 220 kV. En corriente continua este problema no existe en el régimen normal de funcionamiento. Únicamente aparece cuando la línea es puesta en marcha o es desconectada. A pesar de que no influya directamente existe un problema y es que a esta capacidad le añadimos la reactancia (smoothing reactor) de los circuitos HVDC, se está formando una estructura RLC en serie, la cual al ser recorrida por armónicos que no se han filtrado, podría entrar en resonancia. Por este motivo la frecuencia de resonancia no debe coincidir con la frecuencia de red ni con el segundo armónico.  El efecto Skin En corriente alterna este efecto tiene importancia y hay que tenerlo en cuenta. En corriente continua no aparece, siendo más específicos, puede aparecer en los casos en los que se filtren corrientes armónicas o en el caso de periodos transitorios que oscilen.  Pérdidas dieléctricas y el envejecimiento de los aislantes y los materiales dieléctricos se produce en HVAC por el continuo cambio de polaridad al que están sometidos estos materiales. Por lo tanto en HVDC no es patente y además permite aumentar los campos eléctricos con el mismo aislante para el caso de corriente continua.  Corrientes de Foucault en la armadura de los conductores, es un problema que solo se produce en HVAC, ya que se necesitan corrientes que oscilen.  Fuerte dependencia con la temperatura En los cables de HVDC con respecto a los materiales aislantes. 2.10.1 TIPOS DE CABLES EMPLEADOS EN HVDC. A continuación se exponen los conductores normalmente empleados en HVDC tanto en instalaciones aéreas, como subterráneas o submarinas. 2.10.1.1 Cable aislado en papel impregnado Es un cable realmente común en HVDC. Su construcción consiste en aislar por medio de capas de papel especial, el cual, está impregnado en algún tipo de fluido viscoso dieléctrico como pueden ser aceites minerales u otros. Excepto un defecto en las capas aislantes de papel, no suele presentar problemas. Se han sumergido cables de este tipo a más de 500 metros y no han surgido problemas. Además es de los primeros cables en ser empleados y se han ido mejorando sus propiedades tal y como refleja la siguiente tabla. Nº. Año Potencia por conductor [MW] Vn [kV] Espesor aislamiento [mm] Sección [mm2] In [A] δ [A/mm2] l [km] 1 1954 20 100 7.0 90 200 2.2 100 2 1961 80 100 9.0 390 800 2.1 51 3 1965 100 200 11.8 420 500 1.2 119 4 1969 156 260 18.5 400 600 1.5 27 5 1976 250 250 16.0 800 1000 1.25 125 6 1986 250 270 12.3 900 925 1.03 50 7 1989 500 400 17.5 1200 1250 1.04 200 8 1994 600 450 19.0 1600 1333 0.83 250 TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN CORRIENTE CONTINUA. 86 Los números de la primera columna hacen referencia a: 1. Sweden - Gotland I (20 MW) 2. England - France I (160 MW) 3. Sardinia - Italy I (200 MW) 4. Vancouver I (312 MW) 5. Skagerrak I (500 MW) 6. England - France II (2000 MW) 7. Fenno-Skan (Finland-Sweden) (500 MW) 8. Baltic Cable (Sweden-Germany) (600 MW) 2.10.1.2 Cable relleno de aceite dieléctrico. Se trata del mismo concepto que el anterior más que sustituyendo el papel impregnado por aceite presurizado por dos bombas controladas que se encuentran a cada extremo. Este sistema permite aumentar la rigidez dieléctrica además de facilitar la transferencia de calor del núcleo conductor. Se consideran voltajes de ± 600 kV viables para este tipo de conductor. Un problema destacable es que la transferencia de calor está directamente relacionada con la presurización y el volumen de aceite, por eso en la conexión del canal de la mancha, en la parte inglesa se realizaron 3 tramos de unos 18 km que era la medida en la que se podía asegurar el control del volumen de aceite. Para solucionar esto se creó un cable de doble núcleo empleando aislamiento por aceite de manera que al transportar cada núcleo la mitad de la corriente era más fácil mantenerlo refrigerado. Se empleó en la instalación de Kontiskan HVDC cable link en 1965 y según el fabricante es capaz de transportar 600 MW a 400 kV, su densidad de corriente es 0.94 A/mm² y se puede sumergir a 150m de profundidad. Fig.2.85. Partes de un cable de papel impregnado Fig.2.86. Cable unipolar con aceite a presión Fig.2.87. Cable tripolar con aceite a presión Fig.2.88. Cable bipolar empleado en Kontiskan CONSIDERACIONES TÉCNICAS. 87 2.10.1.3 Cables con aislantes plásticos. Aparecen en la década de los setenta, cuando se hace posible extruir el aislante plástico para conductores de gran voltaje. Usualmente este tipo de conductores se han empleado en distribuciones subterráneas de corriente alterna son la única limitación de la capacidad y la temperatura. En corriente continua se comienzan a emplear estos conductores ya que al parecer tenian problemas en la distribución del campo eléctrico con el dieléctrico, lo que puede producir fallas. El materia dieléctrico principalmente suele ser polietileno , policloruro de vinilo (PVC). Y polipropileno XLPE. A continuación se expone una tabla en la que se pueden observar los rangos de trabajo de un cable de XLPE 2.10.1.4 Cable aislado en gas a presión. Uno de los problemas que pueden presentar los cables aislado en papel impregnado es que en el aislante se forman cavidades que reduzcan la rigidez dieléctrica a través de pequeñas descargas. Introducir gas presurizado, igual que se hace con el aceite dieléctrico, evita este tipo de problemas. Es un cable que solo se ha utilizado, sumergido, en el estrecho de Cook en nueva Zelanda, no se conocen proyectos más modernos donde se hallan empleado. 2.10.1.5 Conductores aluminio acero ACSR. Son conductores normalmente empleados en las líneas de aéreas de corriente alterna, de esta forma también son empleados en el caso de líneas aéreas de HVDC aunque no es habitual. Se trata de conductores de aluminio con alma de acero hueca y que según la norma UNE 21018 sus propiedades son las siguientes. Fig.2.89. Tabla de conductores aislados de xlpe con núcleo de cobre. TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN CORRIENTE CONTINUA. 94 2.12.3 FUNCIONAMIENTO DE LOS ELECTRODOS FRENTE A SOBRECARGAS. En el caso de que uno de los polos sea desactivado y se conecten los dos polos en paralelo o en en el caso de un enlace monopolar, los electrodos pueden estar sometidos a regímenes de sobrecarga debido a exigencias de la red. Para ello se debe dimensionar correctamente los electrodos para que sean capaces de funcionar durante días con una corriente de sobre carga que no sería la nominal prevista. 2.12.4 FUNCIONAMIENTO DE LOS ELECTRODOS FRENTE A SOBRECORRIENTES TRANSITORIAS. En caso de producirse un cortocircuito, la corriente circulará desde el circuito a través del electrodo hacia tierra. El problema no reside en el valor de la corriente que pueda atravesar los electrodos si no que debido a que la conexión entre el punto neutro y los electrodos de tierra presentan una alta impedancia, al estar atravesado por un corriente transitoria de alto valor y frecuencia pueden producirse sobretensiones en el punto neutro, quedando así a otro voltaje de referencia y pudiendo así causar daños a la instalación. Para evitar esto en los sistemas HVDC tempranos se colocaba en el punto de neutro una resistencia variable con el voltaje y un condensador del orden de mF. Actualmente se suele colocar un autoválvula para resolver el problema. Fig.2.94. Estación HVDC con los dos polos en paralelo. Frig.2.95. Protección del punto neutro frente a sobretensiones CONSIDERACIONES TÉCNICAS. 95 2.12.5 CARACTERÍSTICAS DE LOS ELECTRODOS.  Corriente máxima admisible: Valor de la corriente capaz de soportar el electrodo manteniendo su funcionamiento y sin sufrir daños.  Densidad de corriente eléctrica se define como una magnitud vectorial que tiene unidades de corriente eléctrica por unidad de superficie, es decir, intensidad por unidad de área.  Resistencia de puesta a tierra: Resistencia propia del electrodo la cual es necesaria conocer para poder calcular la resistividad así como la tensión en caso de fuga a tierra.  Tensión de paso :Se puede definir según el RAT "Es la parte de la tensión (de puesta) a tierra que puede ser puenteada por un ser humano entre los dos pies, considerándose el paso de una longitud de 1 metro" Por otro lado según la IEEE Standard 81, cabe destacar la ausencia de la persona en su definición: "La tensión de paso es la diferencia de potencial entre dos puntos de la superficie del terreno, separados por una distancia de un paso, que se asimila a un metro, en la dirección del gradiente de potencial máximo".  Tensión de contacto: Valor de la diferencia de potencial que existe entre el terreno y una superficie del circuito eléctrico que se sitúe en el exterior del terreno y que puede poner en riesgo a personas o animales. Este valor no debe sobrepasar los estándares establecidos. La realización de una instalación de puesta a tierra requiere conocer previamente el perfil de la resistividad del terreno según la profundidad para, de esta forma, facilitar la elección de la disposición de los electrodos de tierra que mejores resultados técnico-económicos proporcione y poder prever las características eléctricas de la red de tierras. Existen diversos métodos para determinar la resistividad de un terreno pudiendo citarse, en primer lugar, el basado en la toma de muestras y el de los "dos electrodos", pero que sólo proporcionan indicaciones muy locales y, consecuentemente, insuficientes o engañosas para la concepción de las tomas de tierra. También, en alguna ocasión, se utiliza el sistema consistente en medir la resistencia de tierra de un electrodo que responda a una fórmula bien conocida (pica, por ejemplo) para determinar, a partir de ahí, la resistividad del terreno que la rodea, método que tiene la ventaja de proporcionar una medida global pero cuya aplicación no resulta adecuada más que si la toma de tierra a implantar es de dimensiones comparables a la de los electrodos utilizados como referencia. Por otro lado, como que los electrodos de medida también poseen resistencia de tierra y su valor puede ser considerablemente más alto que el que desea medirse −de forma análoga a como ocurre cuando se tienen que efectuar mediciones de resistencias metálicas muy bajas, con resistencias de contacto comparables con ella−, la mejor solución es utilizar el método de los "4 terminales". 2.12.6 EFECTOS Y CONSECUENCIAS DEL USO DE ELECTRODOS. Dado que el neutro de los transformadores de potencia se conecta a tierra al igual que el punto neutro de la línea de corriente continua, en caso de que se produzca una diferencia de potencial entre el electrodo de tierra del transformador y el electrodo del punto neutro se producirá una fuga de corriente de forma que acabe circulando una corriente continua por el trasformador lo que tiene un efecto desmagnetizante en las inductancias del transformador. Este problema se subsana manteniendo una distancia correcta entre los electrodos o aumentando el valor de la resistencia entre los electrodos. Otro problema que se produce es cuando un electrodo submarino al estar recorrido por un corriente genera un campo magnético, de forma que , en caso de que un navío se sitúe de forma paralela a este campo magnético pueden verse afectados sus instrumentos de navegación lo que puede poner en peligro la integridad del navío y sus pasajeros. Para solucionar esto se puede realizar el mallado en zig-zag o de este a oeste para que el campo magnético generado no esté alineado con el campo magnético terrestre. TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN CORRIENTE CONTINUA. 96 2.12.7 TIPOS DE ELECTRODOS EN HVDC. 2.12.7.1 Electrodo horizontal Es el electrodo más económico que se puede colocar siempre y cuando las características del terreno lo permitan. Generalmente está hecho de hierro y es enterrado a dos metros horizontalmente sobre un lecho de carbón. Al estar hecho de hierro y sobre el lecho de carbón facilita su uso como ánodo. El paso de la corriente a tierra a través del carbón supone una gran pérdida de material debido a corrosión 2.12.7.2 Electrodo vertical. En caso de que el primer estrato del terreno tenga una resistencia alta pero que en capas inferiores de terreno, el material posea una alta conductividad la pica puede presentar una solución. En la instalación de Cahora Bassa se emplearon lo electrodos que se muestran a continuación. Permiten densidades de corriente mayores a 4 A/m2 y están formados por grafito insertado mediante una prospección. En Cahora Bassa se colocaron no menos de 60 electrodos repartidos en una circunferencia de 900 m y estructurados cada 6 electrodos en una sección. Cada sección está aislada individualmente del resto Fig.2.96. Electrodo horizontal. Fig.2.97. Electrodo tipo pica construido en grafito. CONSIDERACIONES TÉCNICAS. 97 2.12.7.3 Electrodo catódico submarino. Principalmente este tipo de electrodos está formado directamente por cable de cobre que descansa en el fondo marino. Se debe diseñar con la suficiente longitud como para que el campo eléctrico sea menor de 3 V/m para así evitar descargas. Como ejemplo en Konti Skan se instaló un electrodo submarino de cable de cobre con una longitud de 250m alrededor de una isla de roca consiguiendo un campo eléctrico de 2.7 V/m. 2.12.7.4 Electrodo anódico submarino. En este caso la electrolisis que se produce en el agua genera mucho oxigeno lo que provoca una gran corrosión en los materiales. Dada su baja corrosión el grafito se presenta como una alternativa viable a la hora de fabricar este tipo de electrodos. Ahora bien el grafito presenta unas cualidades mecánicas muy débiles por lo que se necesita crear electrodos que protejan el grafito de forma similar a los electrodos horizontales tal y como se muestra en la figura. Los electrodos son sumergidos hasta el fondo marino y conectados por medio de un conductor. Estos electrodos son caros y en algunos casos se han utilizado alternativas con titanio y metales nobles como en Sardinia. Fig.2.99. Electrodo anódico submarino. Fig.2.98.Anillo formado por el conjunto de electrodos de una línea aérea en HVDC (Manitou EEUU) TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN CORRIENTE CONTINUA. 98 2.12.7.5 Materiales empleados en los electrodos. A continuación se muestran distintos materiales y su tasa de pérdida de material expresada en kg/A*año.  Hierro Barato resistente y fácil de trabajar. Presenta un resistencia suficiente como para funcionar como electrodo pero presenta el problema de su alta debilidad a la corrosión que es de 9 kg/A*año. Si consideramos que soporta 1kA durante un año estamos perdiendo 9 TN anuales de material.  Hierro-silicio Consiste en un aleación de hierro con silicio y cromo. El objetivo de este material es reducir las enormes pérdidas del hierro aunque, este material presenta una fragilidad alta de forma que no es viable su uso en forma de conductor. Es resistente al cloro generado en la electrolisis en el agua marina. Presenta unas pérdidas de 0.25-1.0 kg/A*año.  Titanio chapado con platino Es muy buen material para trabajar como electrodo submarino pero es muy costoso. Presenta la bajísima pérdida de 6-9×10-6 kg/A*año siendo los electrodos de este material muy duraderos.  Grafito presenta una relativamente baja corrosión aunque principalmente es elegido dada sus características eléctricas. También es resistente al cloro generados durante la electrolisis del agua marina. Su debilidad es su alta fragilidad y su baja fortaleza mecánica. Es viable para fabricar electrodos verticales como los instalados en Cahora Bassa. Presenta una corrosión de 0.05-0.2 kg/A*año.  Carbón Es barato, prácticamente disponible en cualquier sitio y fácil de transportar. Representa un punto medio entre los anteriores materiales explicados. No es especialmente resistente a la corrosión pero tampoco se pierden grandes cantidades. Dada su relativa abundancia y su disponibilidad en los electrodos horizontales se puede sobre dimensionar el lecho de carbón para aumentar así su vida útil. Este material presenta una pérdida de materia de entre 0.5 y 2.0 kg/A*año. CONSIDERACIONES TÉCNICAS. 99 2.13 CORTOCIRCUITOS Y FALLOS EN INSTALACIONES HVDC. 2.13.1 FALLOS EN EL LADO DE AC. Los tipos de fallos que se pueden producir en el lado de AC pueden ser:  Cortocircuitos de tres fases con o sin contacto a tierra  Cortocircuitos de dos fases con o sin contacto a tierra.  Cortocircuito Fase-Tierra. Mientras dure una falta debemos considerar como afectará al sistema HVDC y cuál será su capacidad de transferencia mientras dure el fallo. Ante la aparición de una caída de tensión en el lado de corriente alterna el conversor puede verse afectado de forma que también se produzca una caída de tensión en el lado de corriente continua lo que provocará una reducción de la potencia transferida. En el caso de que se produzca una caída en la tensión la salida del inversor y debido al problema de conmutación que puede producirse se debe interrumpir inmediatamente la transferencia de potencia. En el caso de que se produzca un cortocircuito entre dos fases se produce un desequilibrio en las tensiones del bus de corriente alterna lo que puede afectar a la conmutación del conversor, en caso de que esta sea natural, por lo que debe ser controlada y extinguida dicha falta lo antes posible. El tiempo de recuperación lo podemos definir como el tiempo necesario desde que ocurre un disparo de las protecciones hasta que se recupera el 90% de la actividad normal. Este depende principalmente de un parámetro y es que característica tenía la onda y de cuan amortiguada está. Fig.2.100. Tipos de cortocircuitos en el lado de alterna. Fig.2.101. Tiempo de recuperación para el caso de una señal fuertemente amortiguada (a) y una señal débilmente amortiguada. TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN CORRIENTE CONTINUA. 100 En una señal amortiguada el tiempo de recuperación es menor ya que alcanza antes el 90% del valor nominal de la potencia en comparación con el sistema menos amortiguado, el cual tiene mayor tiempo de recuperación ya que hay que esperar a que se produzca la segunda oscilación por lo que si reactiváramos en el primer momento en el que se alcanzara el 90% de la potencia después volveríamos a sufrir un caída de potencia. En caso de que no se pudiera producir el proceso de reconexión, el sistema dejaría de transferir energía e imponiéndose un situación conocida como “rechazo de carga” (load rejection en Inglés) debido a las siguientes situaciones que se pueden dar;  El bus de AC permanece separado del conversor sin que se produzca el rearme de los interruptores  El conversor pasa a situación de fallo de conmutación y no permite volver a su forma de trabajo normal.  En caso de producirse una avalancha de fallos el conversor se bloquea de forma indefinida para protegerse. Si nos fijamos el rechazo de carga sucede cuando la red de AC queda desconectada del conversor impidiendo así la transferencia de potencia. Como se verá más adelante el principio es intentar mantener el servicio casi constantemente y este suceso puede imposibilitar esto último. 2.13.2 CORTOCIRCUITOS Y FALLOS EN LOS CONVERSORES. Aquí por conversor es preciso decir que se trata de la zona del conversor. Con esto se quiere dar idea de que se pueden producir cortocircuitos tanto en el lado de AC previo al conversor incluyendo al transformador de potencia así como fallos en la salida del rectificador o inversor o en los mismos dispositivos. 2.13.2.1 Cortocircuitos en la zona del conversor. Existen 7 posibilidades de distintos cortocircuitos que se pueden producir en esta zona según se pueden ver en la siguiente imagen. Fig.2.102. Tipos de cortocircuitos que pueden producirse en el conversor. CONSIDERACIONES TÉCNICAS. 101 A continuación vamos a explicar algunas de las fallas que se muestran en la imagen. En el caso del cortocircuito #1 se produce un cortocircuito entre una de las fases y el punto de unión con el siguiente grupo de válvulas. Este es especialmente peligroso ya que se puede someter a los tiristores a altas corrientes y tensiones provocando perforaciones o la fusión del mismo lo que haría que todos los tiristores del conversor no sirvieran para poder bloquear corrientes. #2, 4, 5 y 6 pertenecen al mismo tipo de cortocircuito, el más reseñable sería el caso dos donde es un fallo del aislamiento del transformador lo que produciría el cortocircuito. La protección frente a cortocircuitos en esta zona se basa en la desconexión de los interruptores del lado de AC así como bloquear las válvulas del conversor. Estos sistemas se explicaran posteriormente de forma más específica. 2.13.2.2 Malfuncionamiento del conversor. Si recordamos, la principal función del conversor es la de conmutar cíclicamente los pulsos de corriente alterna o continua para obtener la señal de alterna o continua necesaria, véase la función como inversor o como rectificador. Ahora bien, en caso de que se produzcan fallas en el circuito de corriente alterna, y por lo tanto disparos de las protecciones, pueden generarse pérdidas en la señal de corriente alterna o caídas de tensión. Esta situación puede influir sobre los conversores de la siguiente manera. En el caso del rectificador la influencia no es demasiado grande ya que el generarse una caída de tensión lo que ocurrirá es que o no se produzca conmutación, o se transfiera una potencia inferior a la nominal, es decir se produzca un pérdida de potencia. Por otro lado, estas conmutaciones indeseadas pueden provocar apariciones de corriente armónicas indeseadas no previstas, que puedan saturar el transformador, por lo que se debe evitar el problema. En el caso del inversor estas caídas momentáneas en la red pueden provocar un fallo en la conmutación, el cual, significaría que se conmutaran válvulas que no debieran conmutarse en ese momento produciendo así un cortocircuito. Este problema también puede darse en caso de que los pulsos que controlan el tiristor (PWM) no se sincronizan correctamente debido a fallos en el sistema de conmutación. En ambos casos y especialmente en el caso del inversor, la protección del conversor es prioritaria y este debe pasarse a estado de by-pass para evitar la circulación de corrientes de cortocircuito. Además la anterior medida se ve asegurada por el disparo de los interruptores de corriente alterna lo que permite dejar al conversor desconectado de la red de alterna ante la aparición de más fallas. Se debe tener en cuenta que la reconexión se debe hacer lo más rápido posible para asegurar el suministro y que por lo tanto las protecciones deben ser diseñadas con este principio. 2.13.3 CORTOCIRCUITOS EN LA PARTE DE CORRIENTE CONTINUA DE LA ESTACIÓN. Esta parte comprendería las instalaciones de salida del conversor pero que aún pertenecen a la estación conversora como pueden ser los bus de DC o AC así como el Smoothing reactor demás de la aparamenta propia como filtros o interruptores. Las situaciones que pueden producir fallo en esta zona de la instalación se pueden clasificar como;  Cortocircuito entre el polo y tierra 4 en la figura anterior  Cortocircuito entre el bus neutral y el polo. 3 En la figura anterior.  Cortocircuito entre el bus neutro y tierra. 5 En la figura anterior. También hay que tener en cuenta que los dispositivos como el smoothing reactor o los filtros de DC deben estar protegidos frente a posibles fallos propios de los dispositivos. TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN CORRIENTE CONTINUA. 102 2.14 PROTECCIONES En esta sección se explicarán cual es la topología y las características propias de los elementos destinados a la protección de las instalaciones y los elementos que la conforman. Como cabe esperar las protecciones de la parte de corriente alterna y la de corriente continua son distintas. 2.14.1 PRINCIPIOS DE PROTECCIÓN. El concepto consiste en mantener siempre toda la instalación protegida ante la aparición de cualquier tipo de falla. Para ello se delimitan zonas en las cuales actuarán distintas protecciones en función de las necesidades. Estas zonas se deben superponer para así mantener todas las zonas aseguradas. En un sistema back to back debemos recordar que tanto el rectificador como el inversor se encuentran en la misma estación lo que hace un poco peculiar definir las zonas de protección como se muestra en la siguiente figura. Es apreciable que las zonas se definen como bus de AC, filtros de AC, batería de condensadores, transformador y conversores, existiendo entre ellas una superposición en las zonas. En la siguiente figura se muestra una instalación mono polar Fig2.103. Zonas de protección en un instalación back to back. Fig.2.104. Zonas de protección en una instalación monopolar. CONSIDERACIONES TÉCNICAS. 103 En la parte de corriente alterna se emplean los relés digitales de control mientras que en continua se emplea el control sobre el convertidor, esto se debe a que las válvulas están diseñadas para soportar sobrecargas por encima de su corriente nominal, de esta forma se puede interrumpir la conmutación de las válvulas dejando el circuito “abierto”. El mecanismo de disparo por así decirlo serán todos los parámetros de control y medida que ya están incorporados al sistema y que ante la aparición de perturbaciones llevarán a los conversores a operación de cero voltaje (zero operation). Para aplicar el principio (n-1) debemos cumplir 1. Todos los elementos del sistema de protección tienen que funcionar y estar asegurados ante la aparición de un defecto. 2. Un apagón injustificado no debe ser el resultado del defecto nombrado anteriormente. Es decir se debe mantener el servicio de cualquier forma posible. El primer punto es fácil solventarlo si duplicamos las protecciones, es decir creando un redundancia. Sin embargo el segundo es más difícil de solventar, en Calora Bassha se llegaron a colocar hasta tres bucles en paralelo con protecciones adicionales para solventar este problema. 2.14.2 PROTECCIÓN DIFERENCIAL. Se trata de una protección selectiva o cerrada, en la que la función de protección y la selectividad vienen dependen de la comparación de las intensidades de cada uno de los extremos de la zona de protección. Si al comparar las corrientes resulta que la corriente entre ambos extremos no es igual, quiere decir que en algún punto de la instalación existe una fuga de corriente que no debería suceder poniendo a tensión partes que no deberían estarlo y en peligro a equipos y usuarios por lo tanto, se produce un disparo de los relés abriendo los interruptores correspondientes y dejando abierto el circuito para proteger la instalación En HVDC los conversores empleados suelen ser de 12 pulsos (o más pulsos) por razones de cancelación de armónicos entre otras razones. Los conversores deben ser protegidos de forma diferencial y de la misma forma la línea de corriente continua también debe estar protegida de forma diferencial. 2.14.2.1 Protección diferencial de puente. Diseñada para proteger la zona del transformador y el conversor ante apariciones de cortocircuitos en las válvulas ya que, en un cortocircuito en el lado de AC la corriente o parte de la corriente puede circular por las vávulas. En caso de fallo se abrirán los interruptores del lado de AC además de llevar a función cero al conversor par que no se vea afectado por el calor generado en el paso de esa corriente. En este caso se miden la corriente en alterna a la entrada a cada puente rectificador y la corriente de salida del rectificador (Id) la cual se compara con las otras dos corrientes. Para la medida de la corriente continua se emplea un transformador de corriente continua .El tiempo de disparo se calibra para ts=0.1s. Fig.2.105. Protección diferencial de puente. TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN CORRIENTE CONTINUA. 110 Tanto a los conductores como a las máquinas se deben añadir las pérdidas provocadas por:  Efecto skin o efecto pelicular: Se produce solo en corriente alterna y se debe a que la densidad de corriente en AC no se reparte por toda la sección del conductor si no que se circule por la periferia de este. Esto hace que la resistencia en corriente alterna sea mayor que la resistencia del mismo conductor en corriente continua. Esto afecta a las líneas en cuanto al diseño de los conductores en corriente alterna así como los diseño de los devanados ya que deben ser los apropiados para evitar tener demasiadas pérdidas por disipación de energía. La profundidad superficial se define como el área efectiva por la que circula corriente en el conductor. Y viene dada por; √ Donde f es la frecuencia en Hz, μ es la permeabilidad magnética del material, y ρ la resistividad del material.  Corrientes armónicas: Sobre todo en el caso de HVDC, ya que el conversor genera muchas corrientes armónicas se debe tener en cuenta que pueden estar circulando corriente no senoidal o corriente a frecuencias mayores que la fundamental lo que pueden provocar variaciones de flujo, calentamientos y otros efectos perjudiciales e incluso peligrosos. Por otro lado debemos tener en cuenta que las pérdidas son dependientes del régimen de carga de la instalación ya que no será lo mismo que una resistencia esté recorrida por una corriente de más o menos valor ya que disipará más o menos energía. Para corriente alterna, la mayoría de la corriente eléctrica (63%) fluye entre la superficie y la profundidad superficial, δ, dependiendo de la frecuencia de la corriente y de las propiedades eléctricas y magnéticas del conductor. Fig.3.1. Distribución del flujo de corriente en un conductor cilíndrico, mostrándose en su sección transversal. PÉRDIDAS EN HVDC Y COMPARATIVA CON PÉRDIDAS HVAC. 111 3.3 PÉRDIDAS EN HVAC, CONCEPTOS Y PROCESO DE DETERMINACIÓN. A la luz de lo anteriormente explicado a continuación, se explicarán cuáles son las pérdidas que se consideran en una instalación de HVAC. Lo primero es establecer qué elementos van formar el circuito, para después definir cuáles serán las pérdidas de cada uno de ellos y a qué tipo de factores están sometidas este tipo de instalaciones. Si consideramos una red de corriente alterna, veremos que básicamente, una línea trifásica de corriente alterna, se basa en tres o seis conductores (o varios por haz) de una longitud determinada que a sus extremos está interconectada a una subestación transformadora. Por lo tanto podemos establecer que las pérdidas sucederán sobre el conductor y sobre los transformadores de la subestación. En la siguiente figura podemos ver el modelo anteriormente mencionado y la consideración de las pérdidas que afectan a cada elemento. De acuerdo con la figura anterior en el transformador A consideramos las siguientes pérdidas:  PCU : Pérdidas en el cobre  Ph Pérdidas por histéresis.  PF Pérdidas por corrientes de Foucault. Debemos recordar que la suma de las pérdidas por histéresis y por corriente de Foucault representan las Pérdidas en el hierro (PFE) De la misma forma debemos considerar el transformador B donde el tipo de pérdidas será similar a la del transformador A. En los conductores debemos considerar:  PCU ó PJ: Pérdidas en el cobre o pérdidas por efecto Joule.  PCorona Pérdidas debidas al efecto corona. Las pérdidas totales de la línea de corriente alterna vendrán dadas por la suma de todas las pérdidas de los transformadores y de los conductores teniendo en cuenta las particularidades como número de conductores y potencia de la instalación entre otros. Fig.3.2 Diagrama de las pérdidas que se producen en corriente alterna. TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN CORRIENTE CONTINUA. 112 3.3.1 DETERMINACIÓN DE LAS PÉRDIDAS EN HVAC. Previamente he nombrado las pérdidas que se producen en una instalación de HVAC y a continuación explicaremos cuál es su proceso de cálculo y cuáles son los parámetros que se deben tener en cuenta para determinar la cuantía de las pérdidas. Como hemos dicho antes la energía perdida vendrá dada por la suma de las Pérdidas en los transformadores más la suma de las pérdidas en los conductores, por lo que de acuerdo con esto último, comenzaremos explicando cómo calcular las pérdidas en los transformadores y posteriormente en los conductores. 3.3.1.1 Cálculo de las pérdidas en los transformadores. De acuerdo con lo anteriormente descrito las pérdidas en un transformador son las producidas por efecto Joule o pérdidas en el cobre y las pérdidas en el hierro que corresponden a las pérdidas por corrientes de Foucault y por histéresis. Previamente debemos conocer el circuito equivalente de un transformador, la idea es evitar los circuitos magnéticos de los devanados para facilitar los cálculos y suponer que ambos lados primario y secundario poseen el mismo número de espiras. A esto último se le conoce como referir al primario del transformador. En este caso no voy a explicar el proceso completo de obtención del circuito equivalente ya que no es competencia de este documento y me basaré directamente en explicar el circuito resultante. Donde el la figura 3.3:  I1F Es la expresión vectorial de la corriente de fase del primario en Amperios.  V1F Es la expresión vectorial de la tensión de fase del primario en Voltios.  IFE Es la expresión vectorial de la componente activa de la corriente de vacío en Amperios.  Iμ Es la expresión vectorial de la componente reactiva de la corriente de vacío en Amperios.  I´2F Es la expresión vectorial de la corriente de fase del secundario referida al primario en A.  V´2F Es la expresión vectorial de la tensión de fase del secundario referida al primario en A.  R1 Es la resistencia del primario en Ω.  X1 Es la reactancia del primario en Ω.  R´2 Es la resistencia del secundario referida al primario en Ω.  X´2 Es la reactancia del primario referida al primario en Ω.  RFE Es la resistencia de la rama de vacío en Ω.  Xμ Es la reactancia de la rama de vacío en Ω.  Es el número de espiras del primario.  Es el número de espiras del Secundario. Debemos recordar que la relación de transformación se define como. Fig.3.3. Circuito equivalente de un transformador. PÉRDIDAS EN HVDC Y COMPARATIVA CON PÉRDIDAS HVAC. 113 Para referir la corriente y la tensión del secundario al primario debemos realizar: Para referir al primario la resistencia y reactancia del secundario debemos realizar las siguientes operaciones. Dado que la corriente de vacío es muy inferior la corriente de carga I´2F comparada con la corriente del primario I1F podemos despreciar el efecto de la corriente de vacío en el primario pudiendo simplificar el circuito como se muestra en la figura 3.4. Este va a ser el circuito equivalente que emplearemos como referencia para calcular las pérdidas en los transformadores así como, para detallar los ensayos necesarios para calcular las pérdidas. La simplificación ha consistido en que al considerar cero la corriente de vacío del primario podemos colocar la rama de vacío directamente a bornes del primario y podemos sumar las resistencias y reactancias del primario y secundario formando lo que se conoce como: Rcc Resistencia de cortocircuito en Ω. Xcc Reactancia de cortocircuito en Ω. En nuestro caso podemos definir que las pérdidas en el cobre vendrán dadas por la disipación de energía en la resistencia de cortocircuito. Por otro lado las pérdidas por histéresis y por corrientes parásitas son consideradas como pérdidas en el hierro (PFE) las cuales son generadas por RFE. Fig.3.4 Circuito aproximado de un transformador. TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN CORRIENTE CONTINUA. 114 3.3.1.1.1 Pérdidas en el cobre. Como hemos dicho las pérdidas en el cobre o por efecto Joule se producen en la resistencia de cortocircuito del transformador. Para poder conocer esta resistencia necesitaremos un método para obtener el valor de dicha resistencia. Dicho procedimiento se conoce como ensayo de cortocircuito. Consiste en alimentar el transformador con el secundario cortocircuitado hasta alcanzar la corriente nominal I1F la cual podemos medir mediante el amperímetro A1. Por medio de V1 conocemos que tensión se alcanza y por medio de los vatímetros W1 y W2 conocemos la potencia de cortocircuito. El procedimiento se puede visualizar en la figura 3.5. El circuito equivalente de una de las fases del transformador durante este ensayo será el siguiente. Donde Icc será igual a la corriente nominal del primario medida por A1 y Vcc la tensión de cortocircuito medida por V1. Dado que conocemos la tensión, la corriente y la potencia activa podemos calcular el factor de potencia. √ La impedancia total de cortocircuito las podemos obtener ya que conocemos la tensión de cortocircuito y la corriente. Fig.3.5 Conexión del ensayo de cortocircuito. Fig.3.6 Circuito equivalente durante el ensayo de cortocircuito. PÉRDIDAS EN HVDC Y COMPARATIVA CON PÉRDIDAS HVAC. 115 Conociendo el f.d.p y la impedancia hallar la resistencia es fácil; En caso de que nos interesara caracterizar el circuito completo también podemos calcular la reactancia de cortocircuito: Esta resistencia también la podemos expresar como caída de tensión en tanto por ciento con respecto la tensión nominal. De la misma forma podemos calcular la caída de tensión en tanto porciento en la impedancia de cortocircuito. Este dato suele proporcionarse por el fabricante Para poder hallar las pérdidas en el cobre únicamente debemos conocer la corriente del ensayo (que debe ser la corriente nominal) y la resistencia de cortocircuito. Nótese que en las pérdidas en el cobre la corriente puede ser o no la nominal, y que en función del régimen de trabajo esta corriente puede estar por encima o por debajo por lo que estas pérdidas se suelen conocer como pérdidas variables. Las pérdidas en el cobre a corriente de ensayo distinta de la nominal serán; Que relacionando esta ecuación con la de las pérdidas en el cobre a corriente nominal de ensayo obtenemos; ( ) Formula que nos permite conocer las pérdidas en función de la corriente de ensayo y de la potencia de cortocircuito medida. Hay que recordar que las corrientes empleadas en la formula son las corrientes de ensayo, ya que si lo que queremos es conocer las pérdidas a una determinada carga de trabajo primero deberíamos conocer la corriente del secundario y las pérdidas las calcularíamos como: Si relacionamos igual que antes con la potencia de cortocircuito obtenemos; ( ) TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN CORRIENTE CONTINUA. 116 Por otro lado nos puede interesar conocer la pérdida de potencia en tanto por cien que sería la potencia perdida dividida de la potencia nominal de la máquina. ( ) ( ) Donde Pn es la potencia activa nominal des transformador en Vatios. 3.3.1.1.2 Pérdidas en el hierro. Para obtener las pérdidas en el hierro del transformador necesitamos conocer la rama de vacío de este. Para ello igual que en el caso de las pérdidas del cobre necesitamos realizar un ensayo para obtener los parámetros necesarios. Este ensayo recibe el nombre de ensayo de vacío. El ensayo de vacío consiste en conectar el transformador con el secundario abierto y con la configuración que se muestra en la figura 3.7 El ensayo normalmente se realiza a tensión nominal del primario y su valor es medido por el voltímetro V1. Mediante el amperímetro controlamos la corriente que circula que será la corriente de vacío de fase I0F. Los dos vatímetros W1 y W2 en conexión Arón, realmente nos están dando las pérdidas de vacío (P0) durante el ensayo, pero nosotros necesitamos conocer la rama de vacío para cuantificar esas pérdidas de manera analítica por medio de una expresión que relacione la corriente de vacío y la resistencia. Por último el voltímetro V2 nos proporciona la tensión de salida en vacío que si el ensayo se realiza a tensión nominal en el secundario obtendremos la tensión nominal del secundario V2n. El primer resultado que encontramos se trata de la relación de transformación que si recordamos viene dada por: Fig.3.7 Conexión del ensayo de vacío. PÉRDIDAS EN HVDC Y COMPARATIVA CON PÉRDIDAS HVAC. 117 Si consideramos que el secundario está abierto y recordando el circuito equivalente del transformador de la figura 3.4 es fácil llegar a la conclusión de que no circulará corriente por la impedancia de cortocircuito, por lo tanto podemos eliminarla, obteniendo el circuito equivalente del ensayo de vacío (Fig.3.8). Dado que conocemos la tensión del ensayo (la nominal) y por medio del amperímetro conocemos la corriente de vacío de fase junto con las pérdidas de vacío podemos hallar el factor de potencia: √ Ya conocemos el factor de potencia, la corriente y la tensión, por lo tanto podemos hallar los valores de la rama de vacío que no es más que un divisor de corriente siendo cada corriente; Y los valores de resistencia y reactancia. Las pérdidas en el hierro o pérdidas de vacío alimentando el primario a tensión nominal se pueden calcular como: En caso de que no se alimente a tensión nominal: Fig.3.8 Circuito equivalente del ensayo de vacío. TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN CORRIENTE CONTINUA. 118 Si dividimos ambas ecuaciones podemos obtener una expresión que nos relacione las pérdidas de vacío en condiciones nominales relacionadas con los cambios de tensión que puedan producirse. ( ) Si nos interesa hallar la potencia perdida frente la potencia nominal en tanto por cien podemos emplear la expresión: ( ) ( ) 3.3.1.1.3 Pérdidas totales de un transformador. Las pérdidas totales de un transformador será la suma de las pérdidas en el cobre más las pérdidas en el hierro. Si intercambiamos los valores de las pérdidas en el cobre y las pérdidas en el hierro previamente halladas obtenemos; Si queremos saber el tanto por ciento de potencia perdida con respecto a la nominal podemos emplear; Ecuación que surge de dividir la potencia perdida total entre la potencia nominal y multiplicarla por cien. PÉRDIDAS EN HVDC Y COMPARATIVA CON PÉRDIDAS HVAC. 119 3.3.1.2 Pérdidas en los conductores. Las pérdidas en los conductores en el caso de HVAC están provocadas por las pérdidas por efecto Joule o pérdidas en el cobre y por el efecto corona. Previamente se ha explicado en que consiste el efecto Joule el cual es la disipación de energía calorífica de un conductor, debido a un aumento de la temperatura del mismo como causa, de estar atravesado por una corriente de electrones. Al igual que las pérdidas en el cobre de los transformadores, es necesario conocer la resistencia del cable para poder cuantificarlas, así como contemplar el efecto Skin. Debemos recordar que la temperatura a la que se encuentra el conductor influye directamente sobre la resistencia de este. La otra parte de las pérdidas en los conductores se deben a las pérdidas por el efecto corona, que como ya se explicó es un fenómeno por el cual se ioniza el aire alrededor del conductor, volviéndose este conductor y generando fugas de corriente. Este fenómeno está sujeto al tipo de configuración y número de conductores así como a valores de la densidad del aire. 3.3.1.2.1 Pérdidas por efecto Joule en los conductores. De nuevo es necesario conocer la resistencia del conductor para poder hallar las pérdidas por efecto Joule. Como se ha comentado anteriormente la resistencia de un conductor atravesado por un señal de corriente alterna es mayor que la resistencia de un conductor atravesado por corriente continua. La resistencia eléctrica para un conductor con una sección s y longitud l es; La fórmula anterior responde también se puede exponer como resistencia por unidad de longitud como; Donde la resistividad (ρ (mm²/m)) para el cobre a 20ºC es ρCU= 0,017 Ω·mm²/m y para el aluminio a 20ºC esρCU= 0,0282 Ω·mm²/m. A continuación se muestra una tabla que recoge los valores de resistencia a 20ºC para corriente continua en los distintos conductores normalmente empleados en HVDC Fig.3.9 Conductores aluminio acero ACSR según UNE 21018. TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN CORRIENTE CONTINUA. 126 3.4 PÉRDIDAS EN HVDC, CONCEPTOS Y PROCESO DE DETERMINACIÓN. En un instalación HVDC los elementos a considerar son los transformadores conversores, los conversores y el conductor o conductores. Las pérdidas que se produzcan en los anteriores elementos son los que determinarán las pérdidas de la instalación. El conjunto de la instalación formado por el transformador conversor se suelen considerar como la estación conversora, en donde además se pueden considerar los elementos como el smoothing reactor los filtros y las baterías de condensadores, de estos últimos se pueden considerar las pérdidas aunque el bajo valor de estas hacen que puedan ser despreciadas. Las pérdidas en la estación uno y dos como se verá más adelante, se consideran las mismas y las pérdidas en los conductores dependerán del tipo de configuración (bipolar monopolar etc…). En el caso de una configuración back to back las Pérdidas en los conductores son eliminadas ya que no existen como tal al estar los dos grupos de conversión en la misma estación. A continuación se va a explicar el método de cálculo de las pérdidas teniendo en cuenta que emplearemos una configuración con un generador de doce pulsos y tiristores. Para conocer estar pérdidas nos basaremos en las siguientes normas: EN 61378-2:2001 IEC 61803 3.4.1 PÉRDIDAS EN LAS ESTACIONES. Las pérdidas a considerar en la estación están ligadas a los elementos que la forman y estos son el transformador, el conversor y otros elementos como el smoothing reactor, los filtros y las baterías de condensadores los cuales generan menores pérdidas. En la siguiente tabla se pueden verse el tipo de pérdidas en una estación conversora y el tanto por cien que representan frente a las pérdidas totales de la estación. Fig.3.14 Tabla de la norma IEC 61803 ELEMENTO % de Pérdidas con respecto al total de las pérdidas Tiristores y válvulas 25-40% Transformadores 40-55% Snubbers 2.5-8% Smoothing reactor 4-13% DC filters 0.1-1% Equipos auxiliares. 3-10% Fig.3.13. Diagrama de pérdidas en una instalación HVDC. PÉRDIDAS EN HVDC Y COMPARATIVA CON PÉRDIDAS HVAC. 127 3.4.1.1 Pérdidas en el transformador conversor Para cuantificar las pérdidas en los transformadores conversores debemos acudir tala norma EN 61378-2:2001 en al que se establece que para un transformador conversor para aplicación en HVDC las pérdidas se establecen de la siguiente forma. Las pérdidas totales de un transformador de convertidor deben representar la suma de las pérdidas en vacío y las pérdidas debidas a la carga a los valores asignados. La pérdida en vacío y la corriente en vacío se miden de la misma manera que para los transformadores de corriente alterna convencionales. Por lo tanto para las pérdidas de vacío o pérdidas en el hierro aplicaremos el ensayo aplicado en el apartado 1.3.1.1.2 que si recordamos obteníamos la expresión; Para las pérdidas en carga (las cuales contiene las pérdidas en el cobre como pérdidas debidas a armónicos) la norma nos indica que, el suministrador debe calcular el valor de las pérdidas reales totales debidas a la carga en servicio basadas sobre un espectro armónico para la corriente de carga. Este espectro debe ser suministrado por el comprador.  las pérdidas por corrientes de Foucault y parásitas se supone que son proporcionales al cuadrado de la corriente;  las pérdidas por corrientes de Foucault de los devanados se supone que dependen de la frecuencia con el exponente 2, y las pérdidas parásitas en las partes mecánicas se supone que siguen la frecuencia con el exponente 0,8. Pérdidas por corrientes de Foucault y pérdidas parásitas: Donde K=0.8 para pérdidas parásitas en las partes mecánicas que no sean devanados. Y k=2 para pérdidas por Foucault en los devanados. Las pérdidas totales en carga nos indica la norma que pueden ser calculadas mediante: Donde; ILN es el valor eficaz de la corriente de carga. Fwe Es el factor de crecimiento para pérdidas de Foucault en los devanados y viene dada por : ∑( ) 5 ( ) Fse Es el factor de crecimiento para pérdidas de parásitas en las partes mecánicas y viene dado por; ∑( ) 5 ( ) TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN CORRIENTE CONTINUA. 128 Son las pérdidas en los devanados por Foucault y podemos aproximarlas a Son pérdidas de parásitas en las partes mecánicas . es la corriente de fase del transformador. Es la amplitud de la corriente del armónico n. R resistencia de los devanados en corriente continua, incluidos los conductores internos. Por lo tanto las pérdidas totales en los dos transformadores de las estaciones viene dadas por: . / 3.4.1.2 Pérdidas en las válvulas. Estas pérdidas son las más complejas de la instalación en cuanto a cálculos se refiere y depende de muchos parámetros propios de las válvulas, así como de parámetros que deben ser medidos en la instalación. Para el proceso de estas pérdidas emplearemos la norma IEC 61803 la cual nos explica el origen y forma de obtención analítica de todas las pérdidas de una estación conversora. Lo primero que debemos tener en cuenta es que estas pérdidas son calculadas empleando un sistema LCC con un conversor de doce pulsos o seis pulsos. La norma establece que las pérdidas en las válvulas vienen establecidas por;  Pérdidas en vacío las cuales se producen cuando el conversor está bloqueado y no existe carga.  Pérdidas en carga o en operación.  Pérdidas auxiliares debidas a equipos auxiliares de enfriamiento etc. Antes de continuar y explicar las formas de cálculo primero expondré el circuito equivalente de una válvula y algunos parámetros a tener en cuenta. Fig.3.15 Modelo equivalente para una válvula. La figura 3.14 muestra el circuito equivalente que se considera para una válvula. Dónde: Rs Representa el valor de la resistencia en serie con la válvula debida a conexiones y embarrados que pueden presentarse alrededor del tiristor. RDC Es la resistencia que presenta la válvula entre sus conexiones cuando esta está en corte. RAC y CAC Representan los valores de resistencia y capacidad (damping resistor y damping capacitor según la norma) que pueden tener los circuitos snubbers y otros circuitos de auxiliares que se conecten a cada tiristor. Cs Representa la capacidad que puede existir entre los devanados y los bornes de salida del transformador así como la capacidad entre la válvula y tierra. PÉRDIDAS EN HVDC Y COMPARATIVA CON PÉRDIDAS HVAC. 129 3.4.1.2.1 Pérdidas en operación. En este caso se consideran ocho términos de pérdidas que afectas a las válvulas y que por tanto las pérdidas totales en operación será el sumatorio de las ocho. 3.4.1.2.1.1 Pérdidas en la conducción por válvula. Esta componente de las pérdidas es función del producto de la corriente, en corriente continua en régimen estacionario, por la tensión en corriente continua ideal. La expresión que muestra la norma es: [ ( )] Donde Nt Es el número de tiristores conectados en serie por válvula. Id Es el valor de la corriente instantánea del bus de DC. R0 Es la resistecia slope proporcionada por el fabricante para cada tiristor. U0 Corresponde con la tensión proporcional en el tiristor con un corriente determinada y la resistencia slope. Se puede hallar por medio de la característica de estado on (on-state) como se muestra en la figura 3.16 U0 vendrá dada por la intersección de la recta de pendiente igual al valor negativo de la resistencia con el eje de la tensión. Esta recta puede ser trazada desde la intersección del 50% del valor de la corriente o desde el 100% en función de lo especificado en el proyecto. Aun así al igual que el valor de R0, el valor de la tensión en estado on (U0) suele estar especificado en los data sheets o incluso nos facilitan la función de la característica de conducción. Fig.3.16 Característica de conducción de un tiristor. TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN CORRIENTE CONTINUA. 130 3.4.1.2.1.2 Spreading losses. Se tratan de unas pérdidas de conducción adicionales, las cuales se generan como resultado de un retraso al conseguir la conducción total de la válvula desde que se dispara el dispositivo. Esto provoca una caída de tensión distinta a la ideal en el tiristor. ∫ Donde t1 es el tiempo del intervalo de conmutación y viene dado por; I(t) Es el valor instantáneo de la corriente que circula por el tiristor en amperios. UA(t) Se trata del valor instantáneo del voltaje en estado on en condiciones ideales como se muestra en la figura 3.17. Ub(t) Se trata del valor instantáneo del voltaje en estado on en condiciones reales como se muestra en la figura 3.17. El valor de estas dos últimas tensiones no suelen estar expresadas en las data sheet por lo que se hace necesario un ensayo como marca la norma IEC 60700-1. Alternativamente se pueden obtener a partir de ensayos de laboratorio sobre un número de tiristores y con tratamiento estadístico de los resultados. Fig.3.17 Caída de tensión ideal y real en un tiristor durante la conducción. PÉRDIDAS EN HVDC Y COMPARATIVA CON PÉRDIDAS HVAC. 131 3.4.1.2.1.3 Otras pérdidas en la conducción. Son pérdidas que también se producen durante la conducción pero no son debidas propiamente a las características del tiristor si no a características externas y propias del resto de circuito. ( ) Rs representa a la resistencia de los conductores por los que pasa la corriente como el bus bar y las conexiones entre circuitos pero sin tener en cuenta el tiristor. Se puede medir directamente entre terminal y terminal o puede ser calculada por medio de las resistividades de los materiales. Si se emplea este último método la norma nos dice que será necesario documentar y justificar los cálculos. En caso de medirse se debe sustituir el tiristor por una pieza conductora de cobre capaz de soportar la medición. 3.4.1.2.1.4 Pérdidas dependientes del voltaje en continua. Son pérdidas provocadas durante el estado off en el que la válvula está bloqueada por lo que influye, la tensión entre fases a la que está sometida la válvula en estado off, así como la resistencia en corriente continua que presenta la válvula en estado off. También afecta las inductancias de los devanados de los transformadores conversores y se tienen en cuenta en la fórmula { √ } Donde Siendo L1 y L2 los valores de las inductancias de las reactancias de cortocircuito del transformador conversor pudiéndose considerar el valor L2 igual en triángulo que en estrella. En este término también se pueden incluir el valor de las inductancias debidas a devanados auxiliares del transformador. RDC Es la resistencia de fuga en corriente continua que presenta la válvula. Al ser muy dependiente con la temperatura se debe tener en cuenta sobre todo si el tiristor está refrigerado. La fórmula anterior solo es válida para un ángulo de superposición de μ=30º 3.4.1.2.1.5 Pérdidas dependientes a la resistencia de los supresores. Los snubbers o supresores son circuitos empleados para proteger la válvula y mejorar la conmutación. También generan pérdidas en sus componentes y en este caso son las pérdidas debidas a la resistencia equivalente del snubber que se conoce como damping resistor y se representa por RAC. 5 , √ √ ( ) ( ) (√ √ ) √ - Donde CAC es la capacidad del condensador que forma el circuito snubber y/o los circuitos auxiliares de la válvula, se puede emplear el valor de diseño o el real. En caso de tener varios niveles de válvulas este valor debe multiplicarse por el número existente de tiristores. RAC Es el valor de la resistencia en Ω del circuito supresor y/o los circuitos auxiliares de la válvula. En caso de tener varios niveles de válvulas este valor debe multiplicarse por el número existente de tiristores. TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN CORRIENTE CONTINUA. 132 3.4.1.2.1.6 Pérdidas dependientes a los cambios en la energía del condensador de los supresores. Aparece cuando el tiristor está bloqueado, Ante la aparición de variaciones en la tensión entre dos fases, los condensadores conectados entre ellas se cargarán y descargarán, esto produce una determinad pérdida de potencia que será del orden de . Estas variaciones de tensión son el resultado de los ángulos de superposición por lo que se deben considerar que para una válvula esta pérdida se producirá doce veces y que se producirán doce variaciones en la tensión durante un ciclo (siempre que consideremos el conversor de doce pulsos). La norma nos muestra una fórmula que calcula las pérdidas para las doce variaciones de tensión por ciclo. Esta fórmula se considera muy pesimista en cuanto a los resultado y que presenta pérdidas bastante altas. Donde CHF es la suma de CAC y CS o la capacidad equivalente por válvula. 3.4.1.2.1.7 Pérdidas en paso a estado off. Son pérdidas durante el intervalo de paso a estado off debido a la energía disipada por las resistencias del snubber como al tiristor y la norma las define como: √ Donde Qrr es la energía almacenada en el tiristor en colombios proporcionada por el fabricante. t0 Es el tiempo que tarda en pasar a estado off el tiristor y viene dado por ; √ Donde es la pendiente de la corriente en la desconexión (paso a off) Normalmente el fabricante nos suele proporcionar t0 3.4.1.2.1.8 Pérdidas por histéresis en la reactancia de la válvula. Se tratan de pérdidas debidas a histéresis que se producen en las reactancias propias del snubber así como otros devanados. Según la norma: Donde nL corresponde con el número de núcleos, M es la masa de cada núcleo en kg y k representa las pérdidas de cada núcleo en julios/kg. PÉRDIDAS EN HVDC Y COMPARATIVA CON PÉRDIDAS HVAC. 133 3.4.1.2.1.9 Pérdidas totales en carga en cada válvula. Consiste en sumar las ocho componentes anteriores por lo tanto y según la norma: ∑ 3.4.1.2.2 Pérdidas en vacío por válvula. Se tratan de pérdidas provocadas por las corrientes que circulan través de las resistencias y condensadores que forman la válvula cuando la válvula está bloqueada. . / Donde √ ( ) 3.4.1.3 Pérdidas en el smoothing reactor. Las pérdidas en el smoothing reactor están producidas por la disipación de energía debida a la corriente continua con corrientes armónicas superpuestas que crean pérdidas por Foucault y por histéresis. En el smoothing reactor solo existen pérdidas en régimen de carga ya que en vacío la corriente que atraviesa el smoothing reactor es cero. Las pérdidas provocadas por corriente continua son halladas por medio de test realizados por el fabricante por lo que podemos considerar estas pérdidas conocidas ya que nos las proporcionará el propio fabricante y las representaremos por PDC [W]. El resto de las pérdidas por tanto se deben las corrientes armónicas que se inyecten al smoothing reactor y las pérdidas totales será la suma de ambas componentes que según la norma puede ser calculada como: Donde; Es la componente de las pérdida por histéresis y viene dada por; ∑ ∑( ) Donde: Es la componente de las pérdida por Foucault y viene dada por; ∑ ∑.( ) 5/ TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN CORRIENTE CONTINUA. 134 3.4.1.4 Pérdidas totales en las estaciones. El conjunto total de las pérdidas en las dos estaciones será la suma de las pérdidas en los transformadores más las pérdidas en los convertidores más las pérdidas en el smoothing reactor. Hay que recordar que las pérdidas que se han expuesto, corresponden con las pérdidas de las válvulas teniendo en cuenta que tenemos 12 válvulas debemos multiplicar por doce por un estación y por 24 si consideramos las dos estaciones. En función de lo anterior podemos enunciar; 3.4.2 PÉRDIDAS EN LOS CONDUCTORES. Las pérdidas en los conductores en el caso de HVDC están provocadas por las pérdidas por efecto Joule o pérdidas en el cobre y por el efecto corona. Previamente se ha explicado en que consiste el efecto Joule el cual es la disipación de energía calorífica de un conductor, debido a un aumento de la temperatura del mismo como causa, de estar atravesado por una corriente de electrones. Al igual que las pérdidas en el cobre de los transformadores es necesario conocer la resistencia del cable para poder cuantificarlas, así la temperatura a la que se encuentra el conductor. La otra parte de las pérdidas en los conductores se deben a las pérdidas por el efecto corona, que como ya se explicó es un fenómeno por el cual se ioniza el aire alrededor del conductor, volviéndose este conductor y generando fugas de corriente. Este fenómeno está sujeto al tipo de configuración y número de conductores por haz y número de polos así como a valores de la densidad del aire, lluvia viento y otros fenómenos climáticos. 3.4.2.1 Pérdidas por efecto Joule. Para cuantificar las pérdidas por efecto Joule primero es necesario conocer la resistencia del conductor. En corriente continua tenemos la facilidad de que no existe efecto Skin por lo que no solo será necesario hallar la resistencia del conductor en función de la temperatura de trabajo. La resistencia eléctrica en ohmios para un conductor de longitud l en metros y una sección s en cm2 es; La fórmula anterior responde también se puede exponer como resistencia por unidad de longitud como; Donde la resistividad (ρ (mm²/m)) para el cobre a 20ºC es ρCU= 0,017 Ω·mm²/m y para el aluminio a 20ºC esρCU= 0,0282 Ω·mm²/m. Para conocer R´DC θ (Ω/km) a una determinada temperatura θ aplicaremos; Donde α es coeficiente de dilatación lineal y sus valores son; αAL= 0.004032 ºC-1 αCU= 0.003929 ºC-1 PÉRDIDAS EN HVDC Y COMPARATIVA CON PÉRDIDAS HVAC. 135 Las pérdidas en vatios por efecto Joule en corriente continua y por kilómetro en un conductor se pueden definir como: Ahora bien, al igual que en corriente alterna las líneas que consideramos son de longitudes por encima de 80km por lo que su impedancia no está concentrada y se debe considerar distribuida. El modelo que se suele emplear en sistemas HVDC para modelar el DC bus es el modelo π. Del de parámetros distribuidos conocemos las siguientes ecuaciones de impedancia y admitancia; ( ) Donde: √ Siendo la constante de propagación que podemos definir como: √ Podemos definir I´z como; Por lo que las pérdidas por efecto Joule por kilómetro en corriente continua quedaría; Fig.3.18. Modelo para una línea de longitud elevada. TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN CORRIENTE CONTINUA. 142 4.2 INDICES DE PRECIOS INDUSTRIALES. Un índice de precio es un número índice calculado a partir de los precios y cantidades de un periodo. Un número índice es una medida estadística que permite estudiar las fluctuaciones o variaciones de una magnitud o de más de una en relación al tiempo o al espacio. Si definimos X como el Número Índice de un determinado valor o bien en el período t, respecto al período base o, entonces; Donde Xt representa el valor del bien en el período t y Xo el valor del bien en el periodo o. Dado que lo que estamos empleando son productos industriales debemos aplicarles los índices de precios industriales lo cuales nos proporciona el INE en función del grupo al que pertenezca para distintos años. En nuestro caso los precios que debemos tener en cuenta serán, por un lado el de los conductores y por otro lado el de los transformadores y otros equipos que tengan cabida en subestaciones, de esta forma en INE encontramos los índices 273 Fabricación de cables y dispositivos de cableado y los índices 271 Fabricación de motores, generadores y transformadores eléctricos, y de aparatos de distribución y control eléctrico. El primero lo aplicaremos a los precios de conductores y el segundo lo aplicamos tanto a las estaciones HVDC como a transformadores como los equipos compensadores de reactiva etc… Por medio de estos índices podemos calcular el tanto por cien de variación con respecto al año 2013 del precio que conozcamos del año facilitado. Aplicando este tanto por ciento podemos conocer un precio actualizado del producto. A continuación se detallan los índices y su variación. 273 Fabricación de cables y dispositivos de cableado Fig.4.3 Índices industriales para varios años y variación de estos con respecto el año 2013. AÑO ÍNDICE % RESPECTO 2013 2013 128,7 0 2012 125,85 2,85 2011 118,89 9,81 2010 100 28,7 2009 88,369 40,331 2008 99,499 29,201 2007 99,605 29,095 2006 85,997 42,703 2005 63,535 65,165 2004 59,733 68,967 2003 56,583 72,117 2002 57,128 71,572 1990 56,117 72,583 COSTES DE INVERSIÓN HVDC Y HVAC. 143 271 Fabricación de motores, generadores y transformadores eléctricos, y de aparatos de distribución y control eléctrico AÑO ÍNDICE % RESPECTO 2013 2013 104,512 0 2012 103,626 0,886 2011 101,271 3,241 2010 100 4,512 2009 100,468 4,044 2008 102,491 2,021 2007 100,483 4,029 2006 94,362 10,15 2005 90,226 14,286 2004 87,571 16,941 Fig.4.4 Índices industriales para varios años y variación de estos con respecto el año 2013. TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN CORRIENTE CONTINUA. 144 4.3 COSTES DE LOS ELEMENTOS HVDC. Para una instalación HVDC debemos tener en cuenta el coste de las estaciones y el coste de la línea. El coste de la línea es dependiente tanto de la potencia como de la longitud de la misma mientras que el coste de la estación es dependiente de la potencia. Debemos tener en cuenta los dos tipos de sistemas tanto el LCC (también conocido como CSC) como el VSC, sobre todo en submarina ya que en aérea tendremos en cuenta solo el sistema LCC al presentar mayor tensión y potencia. La tensión que consideraremos para LCC será de ± 500 kV y para VSC de ± 300 kV dado que son las más usuales en cada sistema. A partir de estas tensiones consideraremos unos precios tanto de conductores como de estaciones los cuales definiremos a continuación. 4.3.1 COSTES ESTACIONES HVDC. El coste más significativo de una instalación HVDC es el correspondiente a las estaciones conversoras los cuales pueden alcanzar valores como en la siguiente tabla. P= 6 GW P= 0,65 GW LCC 561.316.800,00 € 60.809.320,00 € VSC 771.810.600,00 € 83.612.815,00 € Fig.4.5 Costes para las estaciones LCC y VSC a distintas potencias. Los costes que presento a continuación son del año 2004 y están basados en los costes proporcionados por ABB en el caso de VSC y en el caso del sistema LCC está basado en el coste del enlace Italia Grecia (500 MVA). De esta forma podemos ver en la tabla el coste en 2004 y el coste en 2013 calculado mediante índices (empleando el índice de Fabricación de motores, generadores y transformadores eléctricos, y de aparatos de distribución y control eléctrico.). Fig.4.6.1 Coste de las estaciones de HVDC CONVERSORES VALOR 2004 UNIDAD 2013 UNIDAD 2013 UNIDAD LCC 0,08 €/kW 0,093553 €/kW 93.552,80 €/MW VSC 0,11 €/kW 0,128635 €/kW 128.635,10 €/MW Fig.4.6 Costes por sectores en las estaciones HVDC. COSTES DE INVERSIÓN HVDC Y HVAC. 145 De lo valores anteriores relacionándolos con la potencia podemos establecer los costes en dos estaciones como; 4.3.2 COSTES DE LA LÍNEA HVDC. En este caso vamos a tener en cuenta tanto los cables aéreos como lo submarinos en el caso de aéreos tendremos en cuenta el sistema LCC a ± 500 kV y en el caso de los submarinos tendremos en cuenta tanto LCC a ± 500 kV como VSC a ± 300 kV. Se puede comprobar que el sistema VSC es más caro para una potencia menor que los sistemas LCC, esto se debe al uso de IGBT y a los dispositivos de control necesarios para las válvulas. 4.3.2.1 Coste de la línea aérea en HVDC. Como antes hemos mencionado vamos considerar el coste de los conductores de un línea aérea de corriente continua para los parámetros de Ud=± 500 kV línea bipolar. Para ello siemens nos proporciona la siguiente fórmula en el libro HVDC sistems and their Planning (1990). Donde j es la densidad de corriente que consideraremos 0.8 A/mm2 Id la corriente nominal en DC y Ud la tensión nominal. Los parámetros A, B y C son según siemens en 1990; Fig.4.7 Parámetros de cálculo de coste de la línea aérea en corriente continua. Aplicando la formula anterior para distintos valores de corriente y actualizando a precios de 2013 obtenemos; Fig.4.8 Costes de la línea aérea en el caso de un instalación HVDC. PARÁMETRO VALOR A 26,000 B 500 C 130 POTENCIA (MVA) COSTE (€/km) en 1990 COSTE (€/km) en 2013 250 276.081,25 476.469,30 500 276.162,50 476.609,53 750 276.243,75 476.749,75 1000 276.325,00 476.889,97 1250 276.406,25 477.030,20 1500 276.487,50 477.170,42 2000 276.650,00 477.450,87 3000 276.975,00 478.011,76 TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN CORRIENTE CONTINUA. 146 Que representados gráficamente serán: Fig.4.9 Costes de la línea aérea De donde podemos obtener la ecuación del coste con respecto a la potencia por medio de una aproximación lineal que quedará como: Se debe tener en cuenta que son valores en función de la longitud es decir para hallar el coste de una determinada longitud debemos multiplicar por la longitud en kilómetros. El coste de la estructura así como el tensado e instalación está incluido. 4.3.2.2 Coste de la línea submarina en HVDC. Como ya se ha dicho antes en este caso tendremos en cuenta tanto la tecnología LCC como la tecnología VSC. Los niveles de tensión para cada tecnología serán ±500 kV en LCC y ±300 kV aproximadamente en VSC. Es debido a los niveles de tensión que el coste de los conductores es más alto para LCC que para VSC. Los conductores considerados tienen aislante XLPE. Para el caso de LCC obtengo los datos de las instalaciones de SwePol, Skagerrak 3 link, el enlace de Italia gracia y el enlace con Islandia. En la tabla siguiente se muestran los costes actualizados a 2004 y después a 2013 son: POTENCIA (MVA) COSTE (€/km) 2004 COSTE (€/km) 2013 440 700.000,00 € 903.665,00 € 500 700.000,00 € 903.665,00 € 550 724.000,00 € 934.647,80 € 600 900.000,00 € 1.161.855,00 € Fig.4.10. Costes de la línea submarina par tecnología LCC 476.200,00 € 476.400,00 € 476.600,00 € 476.800,00 € 477.000,00 € 477.200,00 € 477.400,00 € 477.600,00 € 477.800,00 € 478.000,00 € 478.200,00 € 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 VALOR (€/km) 2013 LÍNEA AÉREA HVDC COSTES DE INVERSIÓN HVDC Y HVAC. 147 Si expresamos gráficamente los datos anteriores obtenemos Fig.4.11 Costes de la línea submarina en LCC Si realizamos una aproximación lineal de la gráfica anterior, obtendremos la relación de coste respecto a la potencia la cual será; Para el caso de VSC obtengo los datos proporcionados en el anexo del informe CESI. En la tabla siguiente se muestran los costes actualizados a 2004 y después a 2013 son: POTENCIA (MW) COSTE (€/km) 2007 COSTE (€/km) 2013 400 320.000,00 € 413.104,00 € 500 350.000,00 € 451.832,50 € 600 380.000,00 € 490.561,00 € Fig.4.12. Costes de la línea submarina en VSC La gráfica será; Fig.4.13. Costes de la línea submarina en VSC 800.000,00 € 850.000,00 € 900.000,00 € 950.000,00 € 1.000.000,00 € 1.050.000,00 € 1.100.000,00 € 1.150.000,00 € 1.200.000,00 € 400 450 500 550 600 650 VALOR (€/km) 2013 400.000,00 € 410.000,00 € 420.000,00 € 430.000,00 € 440.000,00 € 450.000,00 € 460.000,00 € 470.000,00 € 480.000,00 € 490.000,00 € 350 400 450 500 550 600 650 VALOR (€/km) 2013 TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN CORRIENTE CONTINUA. 148 Y la ecuación: Con esto sería suficiente para considerar los costes de inversión en la instalación de HVDC ya que el coste de inversión total será la suma de dos estaciones más el coste de la línea que se emplee en cada caso. Más adelante se explicará el proceso de cálculo del coste de inversión total en función de la potencia. 4.4 COSTES DE LOS ELEMENTOS HVAC. Para una instalación HVAC debemos tener en cuenta el coste de la subestación y el coste de la línea. El coste de la línea es dependiente tanto de la potencia como de la longitud de la misma mientras que el coste de la subestación es dependiente de la potencia y de sus elementos como transformadores, elementos compensadores de reactiva y la aparamenta tipo interruptores y seccionadores. Dado que nuestra idea es comparar el coste de HVAC y HVDC, debemos compara líneas de alta potencia y gran longitud por lo que se considerarán líneas de 400 kV en el caso de línea aérea y 220 kV y 132 kV en el caso de línea submarina. Como base de datos he empleado el BOE-A-2011-3693 en el que se detallan los costes de inversión para los distintos elementos y configuraciones de HVAC. En el caso de los transformadores me he basado en una tabla del documento “Cost and Risk Analysis for a Norway-Netherlands HVDC Interconnector” presentada en el Documento de Tesis “Economic Comparison of HVAC and HVDC Solutions for Large Offshore Wind Farms under Special Consideration of Reliability” 4.4.1 COSTES DE INVERSIÓN EN UNA SUBESTACIÓN En el caso de la sub estación debemos tener en cuenta es el coste de los transformadores más el coste de la aparamenta de seccionamiento y protección más el coste de los elementos correctores de factor de potencia o correctores de reactiva. Para actualizar el precio he tenido en cuenta los índices de 271 Fabricación de motores, generadores y transformadores eléctricos, y de aparatos de distribución y control eléctrico 4.4.1.1 Costes de inversión en los transformadores. La tabla de precios que he empleado viene expresada en el documento “Economic Comparison of HVAC and HVDC Solutions for Large Offshore Wind Farms under Special Consideration of Reliability” Y tras actualizar el precio al año 2013 quedará; POTENCIA (MVA) COSTES € 2004 PRECIO EN € 2013 40 530.000,00 € 619.787,30 € 50 630.000,00 € 736.728,30 € 100 1.060.000,00 € 1.239.574,60 € 125 1.250.000,00 € 1.461.762,50 € 150 1.440.000,00 € 1.683.950,40 € 180 1.650.000,00 € 1.929.526,50 € 200 1.780.000,00 € 2.081.549,80 € 250 2.100.000,00 € 2.455.761,00 € 300 2.430.000,00 € 2.841.666,30 € 400 3.000.000,00 € 3.508.230,00 € 630 4.200.000,00 € 4.911.522,00 € 722 4.600.000,00 € 5.379.286,00 € 800 5.000.000,00 € 5.847.050,00 € Fig.4.14. Coste de los transformadores HVAC. COSTES DE INVERSIÓN HVDC Y HVAC. 149 Al igual que en corriente continua nuestra intención es hallar una ecuación del coste relacionada con la potencia. Para ello aproximaremos linealmente los datos anteriores de los cuales podemos ver su grafica en la figura 4.15 Fig.4.15. Coste de los transformadores HVAC. Y la ecuación vendrá dada por: 4.4.1.2 Costes de inversión de elementos de control de factor de potencia. Se trata del coste de inversión de las baterías de condensadores, compensadores interruptores y otros elementos destinados al control de reactiva. De nuevo me he basado en el documento “Economic Comparison of HVAC and HVDC Solutions for Large Offshore Wind Farms under Special Consideration of Reliability”. Los valores directamente actualizados son: POTENCIA (MVA) COSTE (€) 2013 226 1.522.571,82 € 452 2.191.600,00 € 678 2.972.100,00 € 904 3.689.200,00 € Fig.4.16. Coste de los elementos de control de reactiva. Y gráficamente. Fig.4.17. Coste de los elementos de control de reactiva. 0,00 € 1.000.000,00 € 2.000.000,00 € 3.000.000,00 € 4.000.000,00 € 5.000.000,00 € 6.000.000,00 € 7.000.000,00 € 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 PRECIO EN € 2013 0,00 € 1.000.000,00 € 2.000.000,00 € 3.000.000,00 € 4.000.000,00 € 0 200 400 600 800 1000 Coste (€) 2013 TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN CORRIENTE CONTINUA. 150 La ecuación que podemos extraer en el caso de los elemento de control de reactiva es. 4.4.2 COSTE DE INVERSIÓN DE LA LÍNEA EN HVAC. En este caso vamos a tener en cuenta tanto los cables aéreos como lo submarinos en el caso de aéreos tendremos en cuenta una tensión de 400 kV y en el caso de los submarinos tendremos en cuenta tanto a 132 kV como 220 kV. 4.4.2.1 Costes de inversión de una línea aérea HVAC. Los parámetros que he empleado en este caso vienen contemplados en el BOE-A-2011-3693 y he tenido en cuenta una línea triplex con circuito simple doble y cuádruple a 400 kV ya que sería la línea necesaria para transferir potencias similares a las de una línea LCC de HVDC. Se han considerado las siguientes potencias y los respectivos costes actualizados a 2013. Fig.4.18. Coste de una línea aérea HVAC Fig.4.19. Coste de una línea aérea HVAC Y su ecuación es; 0,00 € 200.000,00 € 400.000,00 € 600.000,00 € 800.000,00 € 1.000.000,00 € 1.200.000,00 € 1.400.000,00 € 1.600.000,00 € 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 COSTE (€/km) 2013 POTENCIA (MVA) COSTE (€/km) 2011 COSTE (€/km) 2013 400kV Triplex circuito simple 1260 396.650,00 435.561,37 400kV Triplex doble circuito 2520 610.230,00 670.093,56 400kV Triplex cuádruple circuito 5040 1.220.461,00 1.340.188,22 COSTES DE INVERSIÓN HVDC Y HVAC. 151 4.4.2.2 Coste de la línea submarina en HVAC. En este caso las tensiones corresponden tanto a 132kV como 220kV y 400kV para una densidad de corriente de 1.35kA para 400kV 1.055 kA para 132 y 220 kV. El coste viene reflejado en el documento “Economic Comparison of HVAC and HVDC Solutions for Large Offshore Wind Farms under Special Consideration of Reliability”. Los valores de 2011 y actualizados a 2013 son: POTENCIA (MVA) COSTE (€/km) 2011 VALOR (€/km) 2013 529,2 2.000.000,00 € 2.196.200,00 € 232,1 1.820.000,00 € 1.998.542,00 € 139,26 1.650.000,00 € 1.811.865,00 € Fig.4.20. Coste de una línea submarina en HVAC. Los tres valores anteriores corresponden, de arriba hacia abajo con las tensiones de 400 kV 220kV y 132kV respectivamente. Fig.4.21. Coste de una línea submarina en HVAC. Donde la aproximación en este caso polinómica resulta ser: 0,00 € 500.000,00 € 1.000.000,00 € 1.500.000,00 € 2.000.000,00 € 2.500.000,00 € 0 100 200 300 400 500 600 COSTE (€/km) 2013