8. CONCEPTO DE ESTACIONES TRANSFORMADORAS ESPECIALES 8.1 SUBESTACIÓN AISLADA A GAS SF6 8.1.1 Introducción A partir de la década del 70 las concesionarias y los grandes usuarios de energía eléctrica pasaron a convivir con un nuevo tipo de equipamiento bastante significativo en los sistemas de transmisión, la Subestación Aislada a Gas SF6 (GIS). Muchos usuarios del mundo entero pasaron a utilizar esta tecnología. Algunos lo hicieron por necesidad, otros por adquirir experiencia con la tecnología. Actualmente existen numerosas GIS (Gas Insulated Switchgear) en operación en varias partes del mundo, la mayoría en tensiones que comprenden desde 69 a 400 kV, ITAIPU fue la primera implementación en el mundo con una tensión de 500 kV, hoy en día es posible encontrar hasta tensiones inclusive de 1100 kV en China.
Figura 8.1: Subestación aislada a gas SF6 de 800 kV (Sudáfrica)
8.1.2 Equipos La GIS es constituida por un conjunto de equipos: interruptores, seccionadores, TC’s, TP’s, barras, pararrayos, etc, interconectados entres sí y encapsulados en un blindaje metálico (acero o aluminio) que está sólidamente puesto a tierra. La aislación entre las partes activas y el blindaje o envoltorio es hecha por el gas SF6 (Hexafluoruro de azufre). La GIS es utilizada ya sea donde se necesitan de pequeñas subestaciones compuesta por interruptor y algunos otros componentes, como por disposiciones más complejas. Podemos decir que en cualquier situación podrá ser utilizada una subestación aislada a gas SF6.
Subestaciones TransformadorasIngeniería Eléctrica Séptimo Semestre
8.1.3 Principales diferencias entres las subestaciones convencionales y la GIS En términos funcionales puede no haber diferencias entres los dos tipos de subestaciones, aunque ni toda la disposición adecuada de una convencional lo es para una blindada. En términos constructivos son completamente diferentes. En cuanto a los convencionales, los equipos son colocados a una cierta distancia unas de otras (teniendo en cuenta la rigidez dieléctrica del medio de aislación que es el aire y otros fenómenos electrodinámicos) conectados por conductores y barras fácilmente removibles, en la GIS los mismos son dispuestos en forma compacta, sólidamente conectados entres sí. Por el hecho de ser compactas, la GIS pueden ser colocadas en pequeños espacios, como ser en galerías de centrales eléctricas o abrigadas o en construcciones simples. Pudiendo aun ser subterráneas, siendo actualmente la única viable para subestaciones subterráneas de tensiones elevadas.
8.1.4 El Gas SF6 El principal elemento aislante de la GIS constituye el gas SF6, cuya molécula podemos ver en la figura abajo (el elemento más grande corresponde al azufre que se une con 6 átomos de flúor).. Propiedades del gas SF6 El gas SF6 en condiciones normales de temperatura y a presiones bajas (100 kPa a 700 kPa) presenta las siguientes propiedades físicas: • • • • • • • • •
Gaseoso Incoloro No es tóxico Incombustible Cinco veces más pesado que el aire Comportamiento químico con carácter de gas noble Químicamente inactivo hasta la temperatura de 250 oC No envejece Capacidad de regeneración
Molécula De gas SF6
Entre sus propiedades eléctricas puede citarse: • • •
Alta rigidez dieléctrica Buena capacidad de extinción del arco eléctrico Buena capacidad de refrigeración
La rigidez dieléctrica del gas SF6 es determinada principalmente por su densidad. Al reducirse la densidad del gas el nivel de aislación también se reduce.
Subestaciones TransformadorasIngeniería Eléctrica Séptimo Semestre
La presión del gas depende fuertemente de la temperatura. Con la caída de la temperatura cae la presión del gas. Aspectos de seguridad en relación al gas SF6 • • • • • •
El gas SF6 en estado puro no es perceptible por los sentidos humanos El comportamiento biológico del gas SF6 es comparable con la del nitrógeno Mascaras de protección no tienen eficiencia contra la falta de oxigeno Para seguridad debe haber como máximo 1% de gas SF6 en el aire que respiramos El SF6 siendo más pesado que el aire se acumula en las partes bajas Bajo la acción del arco eléctrico (alta temperatura), el gas SF6 se descompone formando productos de descomposición, productos secundarios o subproductos. Al trabajar en presencia de productos en descomposición se recomienda la utilización de guantes, anteojos de protección y máscaras protectoras de respiración.
Sobre los productos de descomposición del gas SF6 • • • • • • •
No son conductores eléctricos Se depositan principalmente en las cámaras de los equipos en forma de un polvo blanco visible. En su mayor parte reaccionan con la humedad del aire, formando ácidos corrosivos Poseen un olor fuerte y penetrante, semejante al huevo podrido Provocan irritaciones en las mucosas, vías respiratorias y partes desprotegidas de la piel Son venenosos Son detectados inmediatamente, aún en pequeñas concentraciones, de manera que medidas higiénicas puedan ser tomadas para prevenir daños a la salud.
8.1.5 Ventajas del uso de la GIS Sin duda el principal punto favorable de la GIS es la considerable reducción de área y de volumen que ellas posibilitan. Generalmente una GIS de 500 kV ocupa apenas el 3,5% del área y el 1% del volumen de una subestación convencional de la misma capacitad. Esto posibilita la instalación de subestaciones blindadas en locales de poco espacio, como edificios, galerías de trenes, aeropuertos, galerías de centrales hidroeléctricas, etc. El hecho de poder ser abrigadas las vuelve ideal para usos en instalaciones subterráneas, en área poluidas o sujetas a condiciones de extrema temperatura. Además de estas características, existen otros puntos favorables para la GIS, como por ejemplo, los equipos sufren menos desgastes, si se las compara con los equipos convencionales, exigiendo por lo tanto, menos mantenimiento preventivo, lo que implica menor cantidad de personal y menor costo operativo. En la figura abajo se puede ver una aplicación de la GIS en forma abrigada
Subestaciones TransformadorasIngeniería Eléctrica Séptimo Semestre
Resumiendo sus ventajas son: • • • • • • • •
Considerable reducción de tamaño Eventual reducción del costo final Operación segura y silenciosa Ausencia de radio interferencia Mejores condiciones de operación en ambientes hostiles (poluidos, desiertos, temperaturas muy bajas, etc.) Mejores condiciones estéticas Reducido mantenimiento preventivo Facilidad de construcción abrigada o subterránea.
8.1.6 Desventajas del uso de la GIS Ellas también presentan puntos desfavorables significativos que deben ser tenidos en cuenta para cualquier análisis que se haga respecto a su utilización. Resumiendo sus desventajas son: • •
• • • •
Costo alto de reposición del gas Impulsos de maniobras de alta frecuencia (que obliga a tener en cuenta en el proyecto de los demás equipos asociados a la subestación como transformadores, aisladores de alta tensión etc.) Extrema sensibilidad a partículas e imperfecciones Toxicidad de los subproductos del SF6 Mayor dificultad en la ejecución del mantenimiento correctivo Especialización del personal afectado al mantenimiento.
Subestaciones TransformadorasIngeniería Eléctrica Séptimo Semestre
8.1.7 Equipos de la GIS
Figura: Corte típico de un campo (celda) de un GIS de doble juego de barras, disposición monopolar y salida con cable subterráneo. (1) interruptor, (2) (3) (4) componentes del mando del interruptor, (5) seccionador de barras I, (6) barras principales I, (7) seccionador de barras II, (8) barras principales II, (9) seccionador de línea, (10) (11) (12) seccionador de puesta a tierra, (13) transformador de corriente, (14) transformador de tensión, (15)terminal del cable subterráneo, (16) unidad de control del gas, (17) unidad de control del interruptor, (18) tablero de comando y control local
8.1.7.1 Barras Son construidas en forma de tubos de aluminios, con sus puntas de contacto bañadas en plata. Son mecánicamente sustentadas dentro del blindaje por medio de aisladores rígidos.
Subestaciones TransformadorasIngeniería Eléctrica Séptimo Semestre
Figura: en la figura a se puede observar la barra sustentada por los aisladores rígidos, en la figura b) se observa los módulos o barras para curvaturas dentro de la GIS
8.1.7.2 Blindaje También llamado de envoltorio o encapsulado, es la carcasa externa, metálica, generalmente de acero, que envuelve a las barras y confina el gas.
Subestaciones TransformadorasIngeniería Eléctrica Séptimo Semestre
8.1.7.3 Aisladores Normalmente construidas de resina epoxi. En la figura siguiente se observa este aislador y en la figura anterior (carcasa se observa su localización dentro del tubo blindado)
8.1.7.4 Interruptores Funcionalmente no difieren en nada a un interruptor convencional, en donde para facilitar la extinción de arco suelen tener más de una cámara de extinción, dependiendo de su clase de tensión y capacidad de interrupción de corriente.
Principio de extinción de arco En las siguientes figuras se puede observar los accesorios de un interruptor y su posición desde el estado cerrado hasta la apertura final.
Subestaciones TransformadorasIngeniería Eléctrica Séptimo Semestre
8.7.1.5 Seccionadores Desde el punto de vista constructivo es totalmente diferente a las seccionadoras convencionales, siendo el equipo de menor reducción de tamaño. La operación de los seccionadores de una GIS requiere de un mejor conocimiento del equipo y de los transitorios rápidos que aparecen como consecuencia de su operación.
Módulo constructivo de seccionador. (1) aislador cónico de soporte, (2) ejeaislante, (3) eje motor, (4) envoltura, (5) contracontacto fijo, (6) perno decontacto móvil, (7) varilla dentada interior
Subestaciones TransformadorasIngeniería Eléctrica Séptimo Semestre
8.1.7.6 Interruptores de tierra Siempre operadas por resortes, de manera motorizada o manual. Su finalidad es poner a tierra partes internas de la GIS.
8.1.7.7 Aisladores pasantes o bushing Se utilizan para la conexión de la GIS con una línea aérea o de la GIS con el transformador. Su aislación externa, en general es de porcelana y su aislación interna hecha por papel impregnado en aceite o directamente por el propio SF6.
Subestaciones TransformadorasIngeniería Eléctrica Séptimo Semestre
Subestaciones TransformadorasIngeniería Eléctrica Séptimo Semestre
8.1.7.8 Pararrayos o descargadores de sobretensión Generalmente de oxido de zinc, su función es exactamente igual al de los pararrayos de una subestación convencional.
8.1.7.9 Transformadores de corrientes Son más simples que los convencionales, ya que su parte activa puede ser construida directamente alrededor del blindaje de la GIS. Su función es la misma que la de cualquier TC.
Subestaciones TransformadorasIngeniería Eléctrica Séptimo Semestre
8.1.7.10 Transformadores de tensión Igual que los convencionales, pueden ser inductivos, conectados directamente a las barras, o bien capacitivos conectados a través de divisores capacitivos.
8.1.7.11 Equipos de protección Además de las protecciones convencionales de cualquier subestación, la GIS necesita de otros dispositivos tales como: • •
Disco de ruptura: especie de fusible mecánico, hecho en grafito y que se debe romper en caso de ocurrir una sobrepresión interna elevada, evitando dañar la carcasa. Relé de densidad de gas: e realidad es un presostato con compensación para variación de temperatura, que da una medida indirecta de la densidad de gas. Es necesario para percibir pérdidas de gas y actualizaciones de señalizaciones.
Subestaciones TransformadorasIngeniería Eléctrica Séptimo Semestre
8.1.8 Situación actual A nivel internacional la situación es francamente favorable a la creciente utilización de la GIS, ya sea por la indisponibilidad de espacio físico o por el costo de los terrenos, sea por el impacto ambiental o mismo por la mejor confiabilidad que muchos usuarios atribuyen a la GIS. Existen una considerable preferencia por la GIS para centrales nucleares, grandes centros urbanos o cargas en ambientes poluidos o de rigores climáticos. También tienen preferencia en hidroeléctricas donde, generalmente las condiciones topográficas encarecen soluciones con otros tipos de equipos.
8.1.9 El gas SF6 y el medio ambiente El gas SF6 industrialmente aceptado presenta excelentes propiedades eléctricas y químicas, pero desde el punto de vista ambiental, especialmente sus subproductos de descomposición causan daños al medio ambiente. Las emisiones de estos gases aumentan el efecto invernadero, por ello en las GIS normalmente se aplican el siguiente procedimiento en cuanto al GAS: • • •
• • •
Establecer un estricto control en cuanto a la utilización del gas Corregir fugas en las subestaciones encapsuladas más antiguas En caso de existir algún equipo con un porcentaje mayor al 2% en fugas, elaborar un programa inmediato de detección y eliminación de las fugas, y en caso de persistir las fugas, sustituir el equipo. En los procesos de mantenimiento, recuperar todo el gas del equipo para su regeneración. Reutilizar el gas SF6 después del proceso de recuperación Controlar y neutralizar los residuos peligrosos que se generan al reciclar el gas.
8.1.10 Referencias Bibliográficas (todas disponibles el 19 de abril de 2012) [1] http://es.scribd.com/doc/44502541/Subestaciones-Aisladas-en-Gas [2] http://www.docushare-ais.areva-d.com/tde/appli/tdedoc.nsf/ByRefDoc /48A585FAC74F58A3 C125755F005499E5/$FILE/Think%20TD_4-SP.pdf [3] http://valdemorosubestacion.files.wordpress.com/2008/03/subestaciones.pdf [4]http://www05.abb.com/global/scot/scot245.nsf/veritydisplay/399ab59796cdf293c1257788002 fe3a2/$file/abb_1hdx580101es_elk04%20.pdf [5] http://www.energy.siemens.com/mx/pool/hq/power-transmission/high-voltage-substations/ gas-insulated-switchgear/8dn9-switchgear-up-to-245-kv/downloads/8DN9_300kV_s.pdf [6]http://www.ing.unlp.edu.ar/sispot/Libros%202007/libros/sosaesca/GIS%20DE%20ALTA%20TEN SION_AAR.pdf [7]http://www.energy.siemens.com/hq/pool/hq/power-transmission/high-voltage-substations/ gas-insulated-switchgear/8dn8-switchgear-upto-145kv/downloads/ES_E50001-G620-A122.pdf
Subestaciones TransformadorasIngeniería Eléctrica Séptimo Semestre
8.2 SUBESTACIONES DE TRANSMISIÓN DE CORRIENTE CONTÍNUA DE ALTA TENSIÓN (HVDC) 8.2.1 INTRODUCCIÓN Históricamente, los inicios de la electricidad se encuentran en los sistemas de corriente continua (CC), pero la facilidad de trasformación y transporte de la corriente alterna (CA) fomentó su uso e instalación a gran escala, restringiendo el uso de la corriente continua a entornos minoritarios. No fue hasta la segunda mitad del siglo XX que la investigación con semiconductores permitió el desarrollo de la electrónica de potencia y con ello la posibilidad de convertir la corriente alterna en continua y viceversa con dispositivos sin partes móviles y altos rendimientos. El principal problema que tenían los primeros dispositivos era las bajas potencias que eran capaces de procesar, alrededor de 30MW, y el elevado coste que tenían. Por eso se empezó a utilizar esta tecnología en aquellos lugares en los que presentaba ventajas que no se podían conseguir con otras tecnologías como la transmisión de potencia a largas distancias o la interconexión de sistemas eléctricos vecinos que funcionan a distas frecuencias. Esta tecnología se conoce como HVDC (High-Voltage Direct current), en Castellano, Alta Tensión en Corriente continua. Su evolución ha permitido aumentar las potencias a tratar, en los días de hoy, hay en operación líneas de transmisión con potencias alrededor de 3000MW y 800kV en China e India, y en la mayor central hidroeléctrica del mundo en cuanto a generación de energía ITAIPU en +-600 kV y 6300 MW. Las principales ventajas de los sistemas HVDC incluyen [1]: • • • • • • •
Mínimas perdidas en líneas de transporte. Posibilidad del control total de potencia activa. Permite la interconexión de sistemas con frecuencias diferentes Faja de servicio menor en líneas en corriente continua comparado con la misma potencia en corriente alterna. Menor magnitud del efecto corona. Eliminación de las pérdidas por capacidad entre conductores. No contribuye al aumento de la potencia de cortocircuito en los sistemas interconectados. Para distancias mayores a 1000 km presentan ventajas económicas considerables para la misma potencia en CA.
Subestaciones TransformadorasIngeniería Eléctrica Séptimo Semestre
Las principales desventajas son: • • • • •
Alto coste de los equipos de conversión. Imposibilidad del uso de transformadores para variar la tensión. Generación de armónicos en el lado de corriente alterna. Obligación de tener un generador de reactiva. Requerimiento de controles complejos
8.2.2 APLICACIONES Las aplicaciones más usuales de los sistemas de corriente continua se basan en aplicaciones donde el uso de corriente alterna no es técnicamente o económicamente viable. Las aplicaciones principales son: •
Líneas de transporte de potencia a largas distancias. A partir de una cierta distancia, situada entre 800 a 1000km, las pérdidas por corrientes parásitas y el coste de una línea de corriente alterna superan a los de una línea de corriente continua, por eso se utilizan instalaciones HVDC. Un ejemplo podrían ser las líneas de corriente continua que conectan la presa de las tres gargantas con distintas ciudades en China, las líneas están alrededor de 3000MW y longitudes alrededor de 900km.
•
Transmisión de potencia en entornos marinos o subterráneos. En corriente alterna las pérdidas de las líneas subterráneas o marinas son considerables debido a la capacitancia de los conductores. Para eliminar este tipo de pérdidas se utilizan sistemas que trabajen en corriente continua. Un ejemplo de esta aplicación es la línea que cruza el canal de la Manga que une el Reino Unido y Francia con una longitud de 70km y una potencia de 2000MW.
•
Conexión de sistemas eléctricos asíncronos. En distintas zonas del mundo, las redes eléctricas colindantes trabajan a distinta frecuencia, para poder unirlas se utilizan estaciones convertidoras, que mediante convertidores modulan la tensión y la corriente a la frecuencia óptima. Esta configuración es conocida como bact-to-back. Un ejemplo podría ser la conexión entre Paraguay y Brasil con una potencia de 6300MW.
Subestaciones TransformadorasIngeniería Eléctrica Séptimo Semestre
•
Estabilización del sistema eléctrico. En grandes sistemas eléctricos, el flujo puede verse inestable bajo ciertas condiciones transitorias, para facilitar el control de estas situaciones se instalan enlaces en corriente continua que permiten un rápido control de la potencia.
8.2.3 COSTO DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN HVDC Uno de los casos en los que más se ha estudiado el coste de las instalaciones en corriente continua son las líneas de transmisión de potencia. En este caso, debido al alto coste inicial de las instalaciones, solo es viable en proyectos donde la distancia sea larga o las perdidas sean considerables. En la figura 1 se puede observar que, a partir de un punto situado entre 800 a 1000 km (dependiendo de las condiciones), en las instalaciones aéreas el coste de las líneas de CC es menor que las líneas de CA. En gran parte se debe a la eliminación de las perdidas por reactancias que existen a lo largo del trazado. También colabora el hecho de la eliminación de cómo mínimo un conductor y la reducción del tamaño de la torre, que hace el coste incremental por unidad de longitud de las líneas en CC menor que en las líneas de CA.
Figura 1. Comparativa de los costes de las líneas de CA y CC
Subestaciones TransformadorasIngeniería Eléctrica Séptimo Semestre
8.2.4 CONFIGURACIÓN DE UN CENTRO DE TRANSFORMACIÓN Como la corriente alterna y la corriente continua son de distinta naturaleza se requiere del uso de unos dispositivos que permita pasar de un tipo de corriente al otro, estos dispositivos son conocidos como convertidores. Los convertidores que permiten el paso CA/CC son conocido como rectificadores, los que permiten el paso CC/CA son conocidos como inversores. Las instalaciones donde se encuentran estos dispositivos se denominan centros de conversión. A parte, de los convertidores encontramos otros elementos necesarios para un correcto funcionamiento como los filtros o el transformador de conversión [2]. Los convertidores no pueden ser conectados directamente entre las dos redes ya que su uso genera una gran cantidad de armónicos. Por esta razón se tienen que instalar filtros en las redes de AC y DC. También se requiere de un transformador para adecuar la tensión de red a los niveles requeridos para el buen funcionamiento del convertidor. Asimismo, proporciona aislamiento galvánico entre la red y el convertidor. El convertidor constituye el bloque principal de una transmisión HVDC, comprende: los transformadores conversores y las válvulas conversoras (entiéndase por válvulas conversoras al conjunto de tiristores). Por ejemplo la subestación conversora de Foz do Iguazu tiene 24 válvulas y cada válvula está formada por 384 tiristores. Las válvulas se conectan en puente de GRAETZ doble vía hexafásico o dodecafásico ya sea como un puente de Graetz simple hexafásico o dos puentes hexafasico conectados en serie.
Figura 2. Esquema simplificado de una estación de conversión Funcionamiento Supongamos primeramente que el convertidor es una caja negra con tres terminales CA y dos terminales CC. Mediante el control es posible variar la tensión continua entre dos límites: uno (+) y el otro (-). La tensión continua puede pasar a través de la caja negra en una sola dirección entrando por el ánodo y saliendo por el cátodo. La tensión continua está formada por secciones de la tensión alterna entre fases alimentada al puente de válvulas (el convertidor actúa como un generador). Retardando el encendido de las válvulas, la sección de la tensión entre fases reflejadas en los terminales de CC cambiará resultando en una nueva tensión continua promedio (el convertidor actúa como motor).
Subestaciones TransformadorasIngeniería Eléctrica Séptimo Semestre
Cuando el convertidor tiene tensión continua completa en igual sentido que la corriente, funciona como RECTIFICADOR y cuando la tensión completa continua tiene sentido inverso funciona como INVERSOR.
Figura: forma de voltaje y corriente asociadas a los convertidores 8.2.5 Topología de conexiones y redes en HVDC 8.2.5.1 Tipos de conexiones en HVDC De forma análoga a los sistemas trifásicos de corriente alterna, en corriente continua se pueden distinguir diferentes tipos de conexiones entre dispositivos de una red. Estos pueden ser a uno o dos hilos. • Monopolar La configuración monopolar consiste en la utilización de un único conductor para transmitir potencia entre una estación de conversión y otra, realizando el retorno mediante los electrodos de las subestaciones conectados a tierra. Este tipo de conexión supone un ahorro en el cable conductor pero se tiene que tener presente que no siempre es recomendable su uso, especialmente cuando las pérdidas por la tierra son muy grandes o no se puede instalar por razones medioambientales. En estos casos se puede instalar un retorno metálico. • Bipolar La conexión bipolar consiste en el uso de dos conductores, uno trabajando con polaridad positiva y otro con polaridad negativa transmitiendo la misma potencia simultáneamente. El uso de esta conexión permite que en condiciones normales de operación la corriente de retorno sea cero, ya que al aplicar la primera ley de Kirchhoff las intensidades, provenientes de la línea con polaridad positiva y de la línea con polaridad negativa se anulan. En el caso en que una línea falle o tenga programadas operaciones de mantenimiento, la otra se puede operar como una línea monopolar con retorno por la tierra.
Subestaciones TransformadorasIngeniería Eléctrica Séptimo Semestre
• Homopolar Este tipo de enlace consiste en la operación de dos cables conductores con la misma polaridad utilizando la tierra o un conductor metálico como retorno. En este conductor habrá dos veces la corriente nominal de una línea.
Figura 3. Esquema de las distintas topologías de conexión
8.2.5.2 Configuraciones del sistema eléctrico en HVDC De forma análoga a los sistemas de corriente alterna en HVDC existen unas estructuras de red básicas. Estas configuraciones vienen fijadas por el uso y aplicaciones que hasta hoy han tenido las redes en corriente continua. • Punto a punto La configuración punto a punto, es la topología más utilizada para conectar dos puntos lejanos mediante una línea de corriente continua. Esta instalación consiste en dos estaciones convertidoras conectadas mediante una línea de transmisión. Debido a las aplicaciones de la tecnología hasta día de hoy, es la configuración más extendida hasta el momento. • Back-to-back La configuración back-to-back, es la conexión utilizada para conectar dos sistemas asíncronos (a distinta frecuencia). La instalación consiste en la interconexión de dos convertidores situados en la misma estación convertidora, uno para cada sistema eléctrico. La interconexión se realiza mediante un enlace en corriente continua, sin la necesidad de una línea de transmisión. • Multiterminal La tipología multiterminal consiste en la conexión de tres o más conversores separados geográficamente. Este tipo de configuración presenta las bases para crear el concepto de bus de transmisión en corriente continua. Existen dos tipos de conexiones multiterminales, una conocida como paralelo, que consistente en la interconexión de los convertidores en paralelo, así cada uno vería la misma tensión y otra de serie donde se conectarían los convertidores en serie. También pueden existir conexiones hibridas combinado serie y paralelo.
Subestaciones TransformadorasIngeniería Eléctrica Séptimo Semestre
Figura 4. Estructuras de conexión en sistemas HVDC
8.2.6 Tecnologías de convertidores Desde los inicios de la tecnología HVDC el diseño de los convertidores se ha basado en el uso de los tiristores, dando lugar a la tecnología LCC (Line cummuted Converter), que solo permite el control de la energía activa. Pero gracias al desarrollo de equipos de potencia con transistores de capacidad de conmutación forzada, se ha desarrollado la tecnología VSC que permite el control de la energía activa y reactiva. Actualmente, la potencia de un convertidor LCC se encuentra alrededor de 3000MW y 300MW para la tecnología VSC. 8.2.6.1 Tecnología LCC (Line Commutated Converter) La tecnología de convertidores LCC (Line Commutated Converter) se basa en el uso de la conmutación natural. Originalmente se usaban válvulas de mercurio pero durante los años 70, la evolución y aumento de las potencias y tensiones de los dispositivos semiconductores permitió sustituir las válvulas por tiristores. El empleo de tiristores permite el control del momento del disparo del tiristor pero no del apagado. Como consecuencia de esto, los rectificadores LCC permiten controlar la potencia activa pero no la reactiva. Para el rectificado en las estaciones de conversión equipados con la tecnología LCC, suelen usarse dos rectificadores de seis tiristores conectados a dos transformadores cuyos devanados están desfasados 30º entre si, denominando a esta configuración rectificador de doce pulsos. Esta configuración de 12 pulsos, se destaca por reducir la distorsión armónica frente al rectificador convencional de seis pulsos. También se requieren filtros en el lado de continua como en el de alterna para minimizar el efecto de los armónicos en la red. Al mismo tiempo, se requiere una fuente de reactiva en el lado de alterna para asegurar un buen funcionamiento de la estación convertidora.
Subestaciones TransformadorasIngeniería Eléctrica Séptimo Semestre
Figura 5. Esquema de un centro de conversión LCC. Figura 6. Imagen de un tiristor.
8.2.6.2 Tecnología VSC (Voltage Source Converter ) La tecnología VSC (Voltage Source Converter) se basa en el uso de dispositivos semiconductores de conmutación forzada. Estos semiconductores (habitualmente IGBT1) pueden conmutar sin necesidad de la red, permitiendo el control simultáneo e independiente de potencia activa y reactiva. A nivel comercial, existen distintas configuraciones de convertidores aplicadas a la tecnología VSC. Siendo las más importantes la tecnología HVDC Plus® diseñada por Siemens y la tecnología HVDC Light® desarrollada por ABB [3].
Figura 7. Esquema de una estación convertidora VSC con tecnología HVDC Light®. (IGBT Isolated Gate Bipolar Transistor)
Subestaciones TransformadorasIngeniería Eléctrica Séptimo Semestre
Tanto la tecnología HVDC Plus® como la tecnología HVDC Light® utilizan una estructura de subestación muy similar. Su principal diferencia es el uso de una estructura de convertidor a tres niveles (tres niveles de IGBT) por parte de la tecnología desarrollada por Siemens y el uso de un convertidor a dos niveles (dos niveles de IGBT) por parte de la tecnología desarrollada por ABB. Igual que en la tecnología LCC, las estaciones equipadas con VSC requieren filtros en el lado de continua como en el de alterna para minimizar el efecto de los armónicos. A diferencia que la tecnología anterior, la VSC no requiere ninguna fuente de reactiva ya que el propio convertidor es capaz de controlarla.
8.2.7 Transmisión de energía Supongamos dos convertidores en los cuales se puede controlar la tensión desde un límite positivo a uno negativo, conectados entres sí por una línea de transmisión con el propósito de transmitir energía de un extremo a otro. Se puede mostrar que la corriente puede fluir en el sistema solamente en un sentido que es el indicado en la figura:
Se observa que en el rectificador el sentido de la tensión y de la corriente es el mismo, entonces se lo define como un generador (rectificador), mientras que en el inversor se lo define como un motor (tensión y corriente en sentidos opuestos) es decir, la tensión en el inversor está en oposición a la tensión del rectificador. La tensión es enviada desde el rectificador y es recibida por el inversor. Si se invierten las tensiones también se invierte el sentido de la transmisión de energía aunque la corriente siga circulando en el mismo sentido. Las estaciones convertidoras controladas tienen la capacidad de generar cualquier tensión continua entre un límite positivo y uno negativo. La potencia en el extremo emisor PAaB y en el receptor PBaA, está dada por las siguientes ecuaciones:
Donde: VdA es la tensión en el extremo emisor, VdB es la tensión en el extremo receptor, Rd es la resistencia de la línea.
Subestaciones TransformadorasIngeniería Eléctrica Séptimo Semestre
La potencia de CC es proporcional a la diferencia en las tensiones de líneas y por lo tanto variará muy rápidamente con los cambios en la tensión en los terminales. Es por ello que en una transmisión CC la potencia transmitida puede controlarse cambiando las tensiones contínuas en cualquier estación.
8.2.8 Válvulas de tiristores Las válvulas de tiristores en un sistema de transmisión en CC tienen la función de convertir la corriente alterna trifásica que llega hasta sus terminales en corriente continua o viceversa. Los tiristores son refrigerados por agua y la refrigeración es hecha de tal manera que el calor es retirado exactamente en el lugar en que es generado, volviéndose altamente eficiente y permitiendo un proyecto de dimensiones reducidas. El agua utilizada en el sistema de refrigeración de las válvulas es desmineralizada y desoxigenada. Los tiristores utilizados en las válvulas poseen tres terminales: ánodo, cátodo y la compuerta. El ánodo y el cátodo se conectan al sistema de CA, a través de la compuerta es lanzado un pulso de corriente por el sistema de control que posibilita la conducción a través del tiristor. El sistema de control que acciona la compuerta de cada tiristor está constituido por fibras ópticas. La unidad básica del módulo de las válvulas es el módulo de tiristores, que consisten en un número de tiristores con sus disipadores, circuito de división de tensión y unidades de control de tiristores. Los módulos están dispuestas en capas horizontales, cuyas conexiones en serie forman una espiral de módulos. Los módulos son accesibles desde los costados de las válvulas y pueden sacarse y reemplazarse fácilmente si ello es necesario. Es posible combinar dos o cuatro unidades de válvulas en una sola estructura para formar válvulas dobles o válvulas cuádruples. Así un convertidor dodecafásico por ejemplo puede estar formado por 12 válvulas simples, o seis válvulas dobles o 3 válvulas cuádruples. La elección entre los tipos mencionados dependerá de factores tales como: la tensión del puente, utilización de transformadores monofásicos o trifásicos o limitaciones de alturas.
8.2.9 Electrodos de tierra Los electrodos de tierra se utilizan para el flujo de la corriente de desbalance entre las estaciones convertidoras y en caso de defecto que provoque el funcionamiento monopolar del bipolo, conducir el 50% de la corriente de línea en CC.
8.2.10 Operación y mantenimiento La operación de una estación convertidora de HVDC es muy simple y apropiada para el control remoto. La tensión y la corriente se controlan automáticamente para que concuerden con valores prefijados de tensión y potencia, a parte de eso solo se muestran en la sala de control algunas señales de supervisión y equipos de medición. Tanto las válvulas de tiristores y los equipos de control necesitan un mantenimiento insignificante. En las estaciones modernas, el tiempo de parada para mantenimiento es de un día por ano. Subestaciones TransformadorasIngeniería Eléctrica Séptimo Semestre
8.2.11 Líneas de transmisión De acuerdo a la conformación del terreno pueden usarse dos tipos de torres: las autoportantes y las arriendadas. Las torres arriendadas cubren cerca del 80% de la línea, en cuanto las autoportantes son usadas, en los lugares donde se requieren grandes ángulos, esfuerzos mecánicos considerables, facilidades de acceso u otras razones en donde el uso de las arriendadas estén vedadas. La protección de la línea CC contra descargas atmosféricas, es hecha a través de cables de guardia, con ángulos de blindaje de cero a diez grados, que dan seguridad a los polos.
Proyectos emblemáticos de HVDC En este apartado se mencionan algunos de los proyectos mas emblemáticos realizados con las tecnologías LCC y VSC que marcaron una referencia en el momento de su puesta en servicio [4]. La tecnología LCC se empezó a utilizar en líneas transmisión de potencia en una conexión en Suecia con la isla de Gotland, este enlace utilizaba válvulas de mercurio y tenia una potencia de 20MW. El primer ejemplo de aplicación de tiristores lo encontramos en Canadá, con una instalación también pionera por ser la primera conexión back-to-back del mundo, esta tenia una potencia de 320MW. Actualmente hay múltiples proyectos de contracción de líneas eléctricas en CC, con potencias alrededor de 3000MW.
Figura 8. Cronograma con algunas de las instalaciones singulares con tecnología LCC Hace relativamente poco que se empieza a utilizar la tecnología VSC, el primer caso de utilización fue una línea de 70km entre la península escandinava y la isla de Gotland, con una potencia de 50 MW. En 10 años se ha mejorado su capacidad de potencia y uno de los últimos proyectos ya contaba con una potencia de 350MW.
Subestaciones TransformadorasIngeniería Eléctrica Séptimo Semestre
Figura 9. Cronograma con algunas de las instalaciones singulares con tecnología VSC Bibliografía [1] Vijay K. Sood. HVDC and FACTS Controllers. Kluwer Academic Publishers. 2004. [2] J. Frau. Transporte de energía eléctrica en corriente continua: HVDC. Automática e Instrumentación. Abril 2006. [3] Technical description of HVDC Light® technology. ABB. [4] HVDC PROJECTS LISTING. IEEE Transmission and Distribution Committee.
Subestaciones TransformadorasIngeniería Eléctrica Séptimo Semestre