50 años de
HVDC
PA R T E I
ABB, de pionero a líder mundial Gunnar Asplund, Lennart Carlsson, Ove Tollerz Tollerz
En 1954, cuando gran parte de Europa se encontraba ampliando su infraestructura de suministro eléctrico para mantener el ritmo de la creciente demanda, a orillas del mar Báltico se producía silenciosamente un acontecimiento que afectaría a largo plazo a la transmisión de energía a larga distancia. Cuatro años antes, Swedish State Power Board, la organización estatal sueca de la energía eléctrica, había adjudicado el pedido de un enlace de transmisión de corriente directa de Alta Tensión (HVDC) –el primero de carácter comercial del mundo– que se iba a construir entre el territorio continental de Suecia y la isla de Gotland. En ese año, 1954, el enlace estaba siendo puesto en servicio. Cincuenta años más tarde, ABB recuerda con orgullo sus muchas aportaciones a la tecnología HVDC. Desde el tendido de aquel primer cable submarino de 90 kilómetros de longitud, 100 kV y 20 MW, nuestra compañía se ha convertido en líder mundial indiscutible de la transmisión de HVDC. De los 70.000 MW de capacidad de transmisión de HVDC que hoy se encuentran instalados en todo el mundo, más de la mitad han sido suministrados por ABB.
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on la llegada de la bombilla eléctrica a los hogares y fábricas de Europa y Estados Unidos a finales del siglo XIX, la demanda de electricidad creció cr eció tan rápidamente que tanto los ingenieros como los empresarios tuvieron que buscar apresuradamente formas eficaces de generarla y transmitirla. Los pioneros de esta nueva tecnología ya habían realizado algunos progresos –la transmisión de energía a unos pocos kilómetros de distancia ya se consideraba una proeza– cuando se encontró una respuesta a la creciente demanda: la energía hidroeléctrica. Casi inmediatamente, el interés se
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dirigió a encontrar formas de transmitir a mayores distancias esta electricidad ’barata’ hasta los consumidores. Primero corriente directa, después corriente alterna
Las primeras centrales eléctricas de Europa y EE UU suministraban electricidad por medio de corriente directa (CD) de Baja Tensión, pero los sistemas de transmisión que utilizaban no eran eficientes. La razón es que gran parte de la energía eléctrica generada se perdía en los cables. La corriente alterna (CA) ofrecía más eficiencia, puesto que se
podía transformar fácilmente a tensiones más altas y las pérdidas de energía eran mucho menores. Así se creó el marco idóneo para la transmisión de CA de Alta Tensión (HVAC) (HVAC) a larga distancia. distanci a. En 1893, la HVAC recibió un nuevo impulso al introducirse la transmisión trifásica. A partir de ese momento fue posible garantizar un flujo uniforme, no pulsatorio, de la potencia eléctrica. Aunque la corriente directa había queque dado marginada en la carrera por desarrollar un sistema de transmisión efi-
las de vapor de mercurio para tensiones superiores a 1.000 V aproximadamente. Esto hizo necesario estudiar nuevos campos, en los que sólo se podía aplicar parcialmente la experiencia técnica disponible. De hecho, durante algunos años se debatió si sería posible encontrar soluciones a todos los problemas planteados. Cuando, finalmente, se demostró la factibilidad de la transmisión de HVDC, todavía permaneció la incertidumbre sobre si esta técnica podría tener éxito en el mercado frente a la técnica de transmisión HVAC.
Simulador analógico utilizado en el diseño de los primeros sistemas de transmisión de HVDC
caz, los ingenieros nunca abandonaron la idea de utilizar la CC. Continuaron los intentos de crear un sistema de transmisión de Alta Tensión con generadores de CC conectados en serie y motores de CC en el punto de recepción, también en serie, todos ellos trabajando sobre el mismo eje. El sistema funcionaba, pero no era satisfactorio desde el punto de vista comercial. Dominio de la CA
va que oscila entre las capacitancias e inductancias de los sistemas. En consecuencia, los planificadores de sistemas de energía eléctrica volvieron a considerar la posibilidad de transmitir corriente directa. Retorno a la CC
En el pasado, el obstáculo que impedía desarrollar la transmisión de corriente directa de Alta Tensión era, ante todo, la falta de vál vulas fiables y económicas que pudieran con vertir la HVAC en HVDC, y viceversa.
Aunque ya se había confirmado la factibilidad técnica de la transmisión HVDC, durante mucho tiempo se dudó de que esta tecnología pudiera llegar a ser competitiva.
A medida que los sistemas de CA crecían y la energía se generaba cada vez más lejos de donde vivían y trabajaban los consumidores, se construyeron largas líneas aéreas por las que fluía CA a tensiones cada vez mayores. Para superar grandes extensiones de agua se creó el cable submarino.
Sin embargo, ninguno de estos medios de transmisión estaba exento de problemas. Específicamente, los problemas eran provocados por la potencia reacti-
La válvula de vapor de mercurio ofreció durante mucho tiempo la línea de desarrollo más prometedora. La posibilidad de desarrollar válvulas para tensiones aún más altas se venía investigando desde la década de los años 20, cuando la compañía sueca ASEA –una de las empresas fundadoras de ABB– comenzó a fabricar convertidores estáticos y válvu-
Mientras que las máquinas eléctricas rotatorias y los transformadores se pueden diseñar con gran precisión, con la ayuda de leyes físicas formuladas matemáticamente, el diseño de la válvula de vapor de mercurio depende en gran medida de conocimientos adquiridos por vía empírica. De aquí el fracaso de los intentos por incrementar la tensión en el tubo de vapor de mercurio aumentando la separación entre ánodo y cátodo. El problema se resolvió en 1929 gracias a la propuesta de introducir electrodos de distribución de campo entre el ánodo y el cátodo. Posteriormente patentada, esta solución innovadora se puede considerar desde muchos puntos de vista como la piedra angular de todas los desarrollos posteriores de la válvula de vapor de mercurio de Alta Tensión. Fue en esta época cuando el Dr. Uno Lamm, que dirigía el trabajo, ganó su merecida fama como ’padre de la HVDC’. El enlace de Gotland
Había llegado el momento de hacer pruebas de funcionamiento con potencias mayores. Junto con Swedish State Power Board, la compañía puso en marcha una estación de prueba en Trollhättan, donde existía una importante central eléctrica que suministraría la energía. También se puso a disposición del proyecto una línea de transmisión de energía de 50 km de longitud. Las pruebas realizadas durante los años siguientes dieron lugar a que Swedish State Power Board adjudicara, en 1950, un pedido de equipos para el primer
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Dado que Gotland es una isla y el enlace de energía eléctrica tenía que atravesar el estrecho hasta tierra firme, también fue necesario fabricar un cable submarino capaz de transportar CD. Se consideró que el cable ’clásico’ con aislamiento de papel impregnado en masa, utilizado desde 1895 para CA de 10 kV, tenía posibilidades de desarrollo ulterior. Muy pronto se consiguió el cable para 100 kV CD.
Simulador analógico utilizado en el diseño de los primeros sistemas de transmisión de HVDC
enlace de transmisión de HVDC del mundo, que se construiría entre la isla báltica de Gotland y el territorio continental sueco. Después de este pedido, la compañía intensificó su desarrollo de las válvulas de vapor de mercurio y de los cables de CD de Alta Tensión, al tiempo que iniciaba los trabajos de diseño de otros componentes para las estaciones con vertidoras. Entre los equipos que se beneficiaron de esta intensificación de los trabajos estaban los transformadores, los reactores, los equipos de maniobra y los de protección y control. Sólo una parte de la tecnología de sistemas de CA existente se podía aplicar al nuevo sistema de CD, de modo que fue necesario crear una nueva tecnología. Los especialistas de la sede de Ludvika, dirigidos por el Dr. Erich Uhlmann y el Dr. Harry Forsell, empezaron a resolver los numerosos problemas, muchos de ellos muy complejos. Más tarde se desarrolló un concepto para el sistema de Gotland. El concepto tuvo tal éxito que se ha conservado prácticamente inalterado hasta hoy.
Por último, en 1954, después de cuatro años de innovadores esfuerzos, entró en servicio el enlace de transmisión de HVDC de Gotland, con unos parámetros nominales de 20 MW, 200 A y 100 kV. Había comenzado una nueva era de transmisión de la energía. El enlace original funcionó exitosamente durante 28 años, hasta que fue cerrado definitivamente en 1986. En su lugar se construyeron dos nuevos enlaces para alta potencia entre la isla y la costa sueca, uno en 1983 y otro en 1987. Primeros proyectos de HVDC
A principios de los años 50, las administraciones de la energía de Gran Bretaña y Francia planificaron un enlace de transmisión de energía eléctrica a través del Canal de la Mancha. Se eligió la transmisión de CD de Alta Tensión y la compañía obtuvo su segundo encargo de HVDC: esta vez, un enlace de 160 MW. El éxito de estos primeros proyectos despertó gran interés en todo el mundo. Durante los años sesenta se construyeron varios enlaces de HVDC: Konti-Skan entre Suecia y Dinamarca, Sakuma en Japón (con convertidores de frecuencia de 50/60 Hz), el enlace de Nueva Zelanda entre las islas del sur y del norte, el enlace Italia-Cerdeña y el enlace de la Isla de Vancouver, en Canadá. El mayor enlace de transmisión de HVDC de válvulas de vapor de mercurio
Válvulas de vapor de mercurio del primer enlace de Gotland, 1954
construido por la compañía fue la Interconexión del Pacífico [1], en EE UU. Originalmente puesta en servicio para 1.440 MW, más tarde se aumentó su potencia hasta 1.600 MW a ±400 kV; su terminal norte está ubicada en The Dalles (Oregón) y su terminal sur en Sylmar, en el extremo norte de la dársena de Los Ángeles. Este proyecto, realizado conjuntamente con General Electric, comenzó a operar en 1970. En total, la compañía instaló ocho sistemas HVDC basados en válvulas de vapor de mercurio para una potencia nominal total de 3.400 MW. Aunque muchos de estos proyectos ya han sido sustituidos o modernizados con válvulas de tiristores, algunos siguen en funcionamiento después de 30 a 35 años de funcionamiento.
Parte II: 50 años de transmisión HVDC, el semiconductor
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Bibliografía
[1] L. Engström: Instalaciones de TCCAT para el abastecimiento de electricidad en Los Ángeles. Revista ABB 1/88, 3–10.
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Cruzando los mares con HVDC En cualquier enlace de transmisión de CA por cable de gran mínimo, ya que la ruta de retorno tiene una enorme sección longitud, la potencia reactiva que fluye debido a la alta capacitransversal, lo que hace que su resistencia sea insignificante. tancia del cable limitará la distancia de transmisión máxima poLas únicas pérdidas se deben a las caídas de tensión en el ánosible. Como consecuencia de esto, en un cable submarino de do y el cátodo. Los electrodos tienen que estar alejados de las CA con más de 40 km aproestaciones convertidoras ximadamente de longitud, la y del cable principal de corriente capacitiva suminisHVDC para evitar la co Tipos más usuales de enlaces HVDC con cables: trada desde la costa cargará rrosión de las tuberías o completamente el cable y de cualquier otra estrucno dejará espacio para tura metálica próxima y transmitir potencia activa. La la absorción de corriente HVDC sea cable CC no tiene limitaciones de directa en los conducto AC system AC system ese tipo, lo que convierte la res del transformador. La transmisión HVDC en la buena conductividad de única alternativa técnica viala tierra y del agua mariGround return ble para largos enlaces por na facilita el diseño de cable. Otra buena razón palos electrodos y se puede Sea electrode anode Cathode ra utilizar los cables de CC decir que la experiencia a es que son mucho más ecode campo con transmisionómicos que los cables de nes monopolares ha sido CA. excelente. +HVDC
En un sistema de HVDC, la energía eléctrica se toma desde un punto de una red de CA trifásica, se convierte en CD en una estación con vertidora, se transmite al punto de recepción mediante el cable submarino y, a continuación, se vuelve a convertir en CA en otra estación convertidora y se in yecta en la red de CA de recepción. Los cables de transmisión de energía de HVDC (corriente directa de Alta Tensión) pueden estar configurados de diversas formas.
Un desarrollo ulterior al esquema de transmisión 50% transmission power in emergency monopolar es la configu AC system AC system ración bipolar. En realidad se trata de dos sistemas monopolares combi-HVDC nados, uno con polaridad positiva y el otro con pob laridad negativa respecto a tierra. Cada lado monopolar puede funcionar HVDC por su cuenta con retor AC system AC system no por tierra; no obstante, si la corriente de los dos polos es igual, las co<5 kV DC rrientes de tierra de los polos se anulan. En estos casos, la ruta de tierra se c utiliza para el funcionaEl esquema básico de miento de emergencia, a = Enlace HVDC monopolar por cable, con retorno por tierra HVDC de transmisión por de corta duración, cuanb = Enlace de transmisión HVDC bipolar por cable cable es una instalación modo un polo está fuera de c = Enlace HVDC monopolar por cable, con retorno por cable metálico nopolar que utiliza la tierra servicio. y el mar para retornar la coEn un sistema de retorno rriente. El retorno por el mar reduce el coste de la interconemetálico monopolar, la corriente de retorno pasa por un conxión, puesto que solo se necesita un cable entre las dos estaductor en forma de cable de Media Tensión, evitando así los ciones convertidoras. Las pérdidas también se mantienen en el problemas que puede causar la corriente de retorno por tierra.
Fuente: SwePol Link, nuevo estándar medioambiental para la transmisión de HDVC, por Leif Söderberg y Bernt Abrahamsson, Revista ABB 4/2001, 63–70.
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PARTE II
El semiconductor gana terreno Gunnar Asplund, Lennart Carlsson, Ove Tollerz
Las válvulas de vapor de mercurio recorrieron un largo camino en muy poco tiempo, aunque la tecnología tenía algunos puntos débiles. Uno de ellos era la dificultad para predecir el comportamiento de las válvulas mismas. Dado que las válvulas no siempre podían absorber la tensión inversa, se producían encendidos inversos. Además, las válvulas de vapor de mercurio precisan de mantenimiento regular, durante el cual es fundamental una limpieza absoluta. Se hacía necesario disponer de una válvula libre de estos problemas. La invención de los tiristores en 1957 ofreció al sector muchas oportunidades nuevas. Desde ese momento empezó a considerarse la transmisión HVDC como una aplicación muy prometedora. Una nueva era estaba a punto de comenzar.
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urante la primera mitad de los años sesenta, y como consecuencia del gran interés existente por la aplicaciones de semiconductores, la compañía continuó trabajando en el desarrollo de válvulas de tiristores de alta tensión como alternativa a las de vapor de mercurio. En la primavera de 1967, una de las válvulas de vapor de mercurio utilizadas en el enlace de HVDC de Gotland fue sustituida por una válvula de tiristores. Era la primera vez en la historia que se utilizaba a escala comercial una válvula de este tipo para la transmisión de HVDC. Después de una prueba de sólo un año, Swedish State Power Board encargó un conjunto completo de válvulas de tristores para cada estación convertidora, aumentando al mismo tiempo la
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capacidad de transmisión en un 50 por ciento. Más o menos por las mismas fechas se realizaron pruebas con el cable submarino de Gotland, que había estado funcionando sin problemas a 100 kV, para estudiar la posibilidad de aumentar su tensión hasta 150 kV, el nivel necesario para transmitir la mayor potencia. Las pruebas demostraron que este aumento era factible y, más tarde, el cable empezó a funcionar a un esfuerzo dieléctrico de 28 kV/mm, un valor que sigue siendo la referencia en todo el mundo para los grandes proyectos de cable de HVDC. Los nuevos grupos de válvulas se conectaron en serie con los dos grupos existentes de válvulas de vapor de mer-
curio, aumentando así la tensión de transmisión de 100 a 150 kV. Este sistema de mayor valor nominal se puso en servicio en la primavera de 1970: otro hito mundial del enlace de transmisión de Gotland. Con la llegada de las válvulas de tiristores se hizo posible simplificar las estaciones convertidoras, utilizándose a partir de ese momento semiconductores en todos los enlaces de HVDC. Por entonces, otras compañías se introducían en ese campo. Brown Boveri (BBC) –que más tarde se fusionó con ASEA para formar ABB– se asociaba con Siemens y AEG a mediados de los setenta para construir el enlace de HVDC de 1.920 MW de Cahora Bassa, entre Mozambique y Sudáfrica. Entonces, el mismo
Los cables de HVDC mantienen el ritmo
A medida que aumentaban los valores nominales de las estaciones convertidoras, también lo hacían las potencias y niveles de tensión para los que se habían construido los cables de HVDC. Los cables submarinos de HVDC más potentes hasta la fecha tienen un valor nominal de 600 MW a 450 kV. Entre éstos, los más largos son el cable de 230 km de longitud para el Enlace del Báltico, que une Suecia y Alemania, y el cable de 260 km de longitud del enlace de SwePol, entre Suecia y Polonia.
Ampliación de Gotland 1, con las primeras válvulas de tiristores de HVDC del mundo
grupo empezaba a construir el enlace Río Nelson 2, de 2.000 MW, en Canadá. Este fue el primer proyecto en el que se usaron válvulas de HVDC refrigeradas por agua. A finales de los años setenta se completaron nuevos proyectos, el enlace de Skagerrak entre Noruega y Dinamarca, Inga-Shaba en el Congo, y el Proyecto CU en EE UU. También se realizaron dos ampliaciones para Pacific Intertie, ambas con convertidores de tiristores, para aumentar la capacidad hasta 3.100 MW a ±500 kV. (Actualmente, ABB está modernizando la terminal de Sylmar con la más avanzada tecnología.)
moderna era de la HVDC. La experiencia adquirida durante la ejecución ha contribuido de forma muy importante a que desde entonces se hayan adjudicado a ABB numerosos contratos de HVDC. Después de Itaipu, el proyecto de HVDC más importante fue sin duda el enlace Québec–Nueva Inglaterra, de 2.000 MW. Éste fue el primer gran sistema de transmisión de HVDC multiterminal construido en todo el mundo.
La transmisión HVDC hoy
La mayoría de las estaciones convertidoras de HVDC se basan todavía en los principios que hicieron del enlace original de Gotland un gran éxito en 1954. El diseño de las estaciones experimentó su primer cambio importante con la introducción de válvulas de tiristor a principios de los años setenta. Las primeras válvulas de este tipo, refrigeradas por aire, estaban diseñadas para interiores, pero pronto se utilizaron también válvulas aisladas y refrigeradas con aceite para uso en exteriores. Actualmente todas las válvulas de HVDC están refrigeradas por agua [1]. Los dos enlaces, que ABB está instalando para el proyecto de central hidroe-
Itaipu, la nueva referencia
El contrato para el mayor de todos los proyectos de transmisión de HVDC hasta la fecha, el enlace de HVDC de 6300 MW de Itaipu (Brasil), se adjudicó al consorcio ASEA-PROMON en 1979. Este proyecto, completado y puesto en funcionamiento en varias etapas entre 1984 y 1987, desempeña un papel fundamental en la estructura de la energía eléctrica de Brasil, pues suministra gran parte de la electricidad consumida por la ciudad de São Paulo. La escala y complejidad técnica del pro yecto de Itaipu, un importante desafío, puede considerarse como el inicio de la
Estación convertidora de Foz do Iguaçu; al fondo la central eléctrica de Itaipu, de 12.600 MW
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Hace mucho tiempo que, en este campo, los tiristores han sido sustituidos por convertidores de fuente de tensión (VSC), con semiconductores en que la conducción puede ser tanto encendida como apagada. Esto tiene muchas ventajas para el control de sistemas de accionamiento industrial y pronto se vio que también se podrían aprovechar en los sistemas de transmisión. Sin embargo, no es fácil adaptar a la HVDC la tecnología de convertidores de fuerte de tensión porque no basta con cambiar las válvulas; es necesario modificar toda la tecnología.
Estación de convertidores de HVDC en el enlace por cable del Báltico
léctrica de Tres Gargantas, en China, son buenos ejemplos de la moderna transmisión troncal de energía por HVDC. (Véase un artículo sobre las Tres Gargantas en la página 14 y siguientes de este número.) En 1995 ABB presentó una nueva generación de estaciones convertidoras de HVDC: ’HVDC 2000’ [2]. El desarrollo de HVDC 2000 perseguía satisfacer requisitos más estrictos de perturbación eléctrica, proporcionar más estabilidad dinámica en caso de insuficiente capacidad
de cortocircuito, superar las limitaciones de espacio y acortar los plazos de entrega. Una característica muy importante de HVDC 2000 fue la introducción de con vertidores conmutados por capacitor (CCC). De hecho, éste fue el primer cambio fundamental que sufrió la tecnología básica del sistema HVDC desde 1954. HVDC 2000 incluye también otras inno vaciones de ABB, como los filtros de CA de sintonía continua (ConTune), los filtros activos de CD, las válvulas de intemperie de HVDC aisladas con aire y el sistema de control MACH2 , totalmente digital. El primer proyecto en que se utilizó HVDC 2000 con CCC y válvulas exteriores fue la estación ‘back-to-back’ de HVDC, de 2.200 MW, para Garabi, en la interconexión de HVDC Brasil-Argentina. ™
Cuando se inició el desarrollo del con vertidor VSC, ABB constató que el transistor bipolar de compuerta aislada (IGBT) realiza sus funciones mejor que los demás componentes semiconductores disponibles. Además, el IGBT requiere muy poca energía para su control, lo que permite conectarlo en serie. No obstante, para construir sistemas HVDC habría que conectar en serie un gran número de IGBT, algo innecesario en el caso de los sistemas de accionamiento industrial. En 1994 ABB concentró su trabajo de desarrollo de convertidores VSC en un proyecto que tenía como objetivo poner en funcionamiento dos convertidores, basados en transistores IGBT, para un sistema HVDC en pequeña escala. Una línea de CA de 10 km de longitud, existente en la zona central de Suecia, fue puesta a disposición del proyecto. A finales de 1996, tras una serie de pruebas sintéticas exhaustivas, se instalaron los equipos sobre el terreno para probarlos en condiciones de servicio. En 1997, el primer sistema de transmisión VSC de HVDC del mundo, el HVDC Light [3], comenzó a transmitir energía eléctrica entre Hellsjön y Grängesberg, en Suecia. ™
HVDC
Cable submarino para el enlace de HVDC de 600 MW del Báltico, entre Alemania y Suecia
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LightTM
La tecnología de HVDC, que ha alcanzado la plena madurez durante los últimos 50 años, transmite energía eléctrica a largas distancias de forma fiable y con muy pocas pérdidas. Esto plantea la pregunta: ¿qué rumbo tomarán en el futuro las iniciativas de desarrollo? Se pensó que el desarrollo de HVDC, una vez más, seguiría el ejemplo de los sistemas de accionamiento industrial.
Durante este tiempo a nuestra compañía se le habían solicitado siete sistemas de ese tipo, seis de los cuales están actualmente en funcionamiento comercial en Suecia, Dinamarca, EE UU y Australia. Hoy, HVDC Light está disponible para potencias nominales de hasta 350 MW y ±150 kV. ™
La Estación de Shoreham, del enlace de cable HVDC Light de 330 MW, en Cross Sound (EE UU)
Hasta la fecha, ABB es la única compañía que ha conseguido desarrollar y construir sistemas de transmisión VSC de HVDC [4]. Una ventaja de HVDC Light es que permite mejorar la estabilidad y el control de potencia reactiva en cada extremo de la red. Además, puede operar con muy beja potencia de cortocircuito conservando permanentemente la capacidad de rearranque. El cable de HVDC Light es muy fuerte y robusto, dado que es de material polimérico. Esto permite utilizar cables de HVDC en aquellos lugares donde unas condiciones de colocación desfavorables podrían producir daños en cables de otro tipo. El cable extruido también ha hecho económicamente viable la transmisión por cable de HVDC de gran longitud. Un ejemplo es la interconexión de HVDC Light ’Murraylink’, de 180 km de longitud, en Australia. ™
¿Y los próximos 50 años?
La transmisión de HVDC ha recorrido un camino muy largo desde aquel primer enlace de Gotland. Pero, ¿qué nos depara el futuro? Durante muchos años, la transmisión de gran capacidad dependerá probablemente de la tecnología de tiristores, que es fiable, de coste razonable y con pérdidas pequeñas. El aumento de la tensión es un desarrollo previsible, ya que permitirá potencias mucho más grandes y enlaces de gran longitud. HVDC Light tiene un gran potencial de desarrollo. Este podría ir en dirección a tensiones y potencias más altas, pero para sistemas de cargas y generadores más pequeños la evolución podría dirigirse hacia potencias bajas y tensiones relativamente altas. El desarrollo de un cable de HVDC Light ha hecho posible enlazar redes a
Cable terrestre para HVDC Light
través de aguas muy profundas en las que anteriormente hubiera sido impensable un proyecto de esta índole. Las perspectivas más interesantes de HVDC Light residen, sin embargo, en su potencial para construir sistemas multiterminales. A largo plazo esto podría suponer una auténtica alternativa a la transmisión de CA, que hasta ahora ha prevalecido totalmente en este campo.
Gunnar Asplund Lennart Carlsson
ABB Power Technologies Ludvika, Suecia
[email protected] [email protected] Ove Tollerz
ABB Power Technologies Karlskrona, Suecia
[email protected]
Bibliografía
[1] B. Sheng, H. O. Bjarma: Prueba de rendimiento, circuito sintético de prueba del diseño de válvulas de tiristores de corriente continua de alta tensión. Revista ABB 3/2003, 25–29. [2] B. Aernlöv: HVDC 2000, nueva generación de instalaciones CCAT. Revista ABB 3/1996, 10–17. [3] G. Asplund y otros: Enlace CCAT Light basado en convertidores con circuito intermedio de tensión. Revista ABB 1/1998, 4–9. [4] T. Nestli y otros: Nueva tecnología de suministro eléctrico para la plataforma Troll. Revista ABB 2/2003, 15–19. Si usted desea más información sobre HVDC visite www.abb.com/hvdc
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