La creciente demanda de electricidad y la integración de las renovables están congestionando las líneas de transporte de CA. La ampliación física de su capacidad no es sencilla ni barata. Su reemplazo por líneas de CC puede incrementar enormemente la potencia sin añadir nueva infraestructura
Por Peter Lundberg, Bjorn Jacobson, Vinothkumar K, Gaurav-Kumar Kasal, Shanthakumar MS, Abhay Kumar / Imágenes: cortesía de ABB
Fotografía de portada: A las redes de transporte de CA les cuesta hacer frente a unos niveles de potencia superiores a aquellos para las que fueron concebidas
La demanda de electricidad aumenta en todo el mundo, en especial en los países en desarrollo. Junto con las preocupaciones por el cambio climático, esta demanda creciente está impulsando una rápida expansión de la generación de fuentes renovables.
De hecho, las energías eólica y solar son las fuentes de energía eléctrica que más crecen en el mundo actual. Pero la energía eléctrica adicional asociada a estas tendencias debe transportarse hasta el consumidor, y a las redes de transporte de CA existentes les cuesta hacer frente a unos niveles de transferencia de potencia superiores a aquellos para las que fueron concebidas.
Para complicar aún más las cosas, las fuentes de energía renovables son intermitentes, lo que dificulta la planificación económica de la capacidad de transporte. Una solución obvia para la congestión del transporte es construir más líneas de CA. Pero, al margen de los costes de capital, las nuevas servidumbres de paso pueden exigir evaluaciones de impacto ambiental y de ingeniería y numerosas licencias, acuerdos, autorizaciones y compras obligatorias de terrenos. Por consiguiente, los gestores de redes de transporte (GRT) buscan tecnologías alternativas capaces de mejorar el transporte de electricidad e integrar las renovables, al tiempo que maximizan el uso de los derechos de paso existentes.
Una alternativa a la CA
El transporte de corriente continua de alta tensión (HVDC) representa una alternativa a la CA. La HVDC tiene muchas ventajas en comparación con la CA, como una mayor capacidad de transporte hasta el límite térmico [1], pérdidas bajas, flexibilidad y controlabilidad (ambas contribuyen a contrarrestar las perturbaciones derivadas de la conexión de energías renovables), requisitos menos exigentes en relación con los derechos de paso, etcétera.
En particular, la tecnología HVDC basada en convertidores de tensión (VSC) controla de manera independiente la potencia real y reactiva, apoya la tensión en el sistema de CC conectado y permite reanudar el servicio desde parado.
Para comprender los retos y las oportunidades de la conversión de una infraestructura de transporte de CA existente en HVDC, se examinarán algunos casos y se debatirán sus principales aspectos técnicos.
Factores que dominan la conversión de CA a HVDC
Antes de convertir una línea de CA a HVDC debe prestarse especial atención a una serie de factores medioambientales, de ingeniería y económicos. Cuando se ha tomado la decisión de efectuar la conversión, debe decidirse la configuración de HVDC: monopolar simétrica/asimétrica o bipolar o un híbrido que se adapte a la configuración de la torre y a las separaciones disponibles.
Por ejemplo, una línea de transporte horizontal de CA de circuito único puede sustituirse por una o dos líneas de HVDC monopolares simétricas. También es posible una configuración bipolar.
En el caso de un circuito doble o multicircuito, uno o varios sistemas de CA pueden convertirse en HVDC, como se muestra en la figura 3. Pero la sustitución no es sencilla y habrá que introducir modificaciones en la estructura de la torre, los aisladores y los conductores. Los aisladores cerámicos de CA suelen sustituirse por vidrio templado de alta resistividad o por aisladores compuestos para cumplir los requisitos de separación.
Conversiones existentes
Se están llevando a cabo conversiones de CA a HVDC para mejorar la capacidad de transporte de electricidad de los derechos de paso existentes. El primer ejemplo conocido es el proyecto UltraNet (Alemania), donde se convertirá una línea de CA de 400 kV. También se han estudiado otras líneas con vistas a la conversión.
En el proyecto UltraNet, dos sistemas de CA de 380 kV y dos de 110 kV discurren durante 340 km entre Reania del Norte-Westfalia y Baden-Württemberg.
Uno de los sistemas de CA de 380 kV se ha convertido en un sistema de CC de 380 kV, con una capacidad de transporte de unos 2000 MW desde los parques eólicos del Mar del Norte hasta las poblaciones industriales del sur de Alemania.
La conversión ha aumentado sustancialmente la capacidad de potencia. El aumento de la tensión de CC puede incrementar la capacidad, pero es necesario tener cuidado, ya que la temperatura ambiente hace que los conductores sujetos se comben, poniendo en peligro las separaciones; por ejemplo, en un conductor a 40 °C se producirá un pandeo adicional de alrededor de 1.3 m en comparación con su catenaria a 0 °C.
El proyecto Angle-DC (ver tabla 1) es otro ejemplo de conversión. En este caso, una conexión de CA de 33 kV entre el Norte de Gales y Anglesey (Reino Unido) se ha convertido en una línea HVDC monopolar simétrica de 27 kV para aumentar un 23 por ciento la capacidad de transporte a una temperatura de funcionamiento de 50 °C. Dejando que el cable trabaje a 65 °C se puede lograr un aumento del 35 por ciento.
Selección de tensión CC
La longitud de la cadena determina la separación disponible, que rige la tensión máxima de CC que se puede transportar. La clasificación térmica del conductor determina la capacidad de transporte de intensidad del sistema. La tensión de CC elegida y la clasificación térmica del conductor determinan conjuntamente la capacidad máxima de transporte de electricidad de la línea después de la conversión.
La longitud de la cadena del aislador depende del requisito de la distancia de fuga. Las distancias de fuga dependen de las condiciones locales, como el depósito de sales marinas o la contaminación industrial atmosférica. El requisito de distancia de fuga para HVDC es mayor que para CA.
Para la conversión de un típico sistema de transporte de 220 kV CA –suponiendo que la longitud de la cadena de 2030 mm se conserve para mantener el pandeo permitido durante el funcionamiento– la tensión de CC se situará en el intervalo de 146 a 206 kV para una configuración de HVDC monopolar simétrica. El valor concreto dependerá del requisito de fuga de CC para la zona de contaminación en la que se encuentre la línea.
Esto se representa en la tabla 2 para dos aisladores de vidrio templado de alta resistividad de Sediver: C170DR y C195DR. En consecuencia, la capacidad de transporte oscila entre 520 MW y 740 MW cuando se supone que la clasificación térmica del conductor es de 1800 A con una configuración de HVDC monopolar simétrica (ver tabla 3).
El uso de aisladores composite puede mejorar la capacidad de transporte, ya que les afecta menos la contaminación y admiten una tensión de CC más alta. La modificación adecuada de la disposición de las crucetas también puede mejorar la separación y permitir tensiones de CC más altas. La clasificación térmica y, por tanto, la capacidad de transporte de electricidad del conductor pueden aumentarse añadiendo más subconductores o sustituyéndolo por uno nuevo.
Conversión de CA en CC en el futuro
De cumplirse determinadas condiciones económicas, técnicas y ambientales básicas, la conversión de una línea de transporte de CA a HVDC puede incrementar notablemente la capacidad de potencia de un derecho de paso existente.
Unas tensiones de CC más altas proporcionan mayores capacidades, pero debe tenerse en cuenta el pandeo de los conductores y el efecto de los niveles de contaminación en la línea de fuga, que es uno de los principales factores determinantes de la tensión máxima de CC permitida (ver figura 3).
La modificación de la torre o el uso de aisladores de composite permiten elegir una tensión de CC aún mayor. Se pueden aumentar las clasificaciones térmicas del conductor añadiendo más subconductores o sustituyendo el conductor, con el consiguiente aumento de la capacidad de transporte.
Dado que la demanda de capacidad de las líneas de transporte sigue aumentando, se prevé la conversión de más líneas de CA en HVDC para transportar más electricidad sin construir líneas nuevas.
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Peter Lundberg, Bjorn Jacobson, ABB Power Grids, Grid Integration / Ludvika, Suecia
Vinothkumar K, Gaurav-Kumar Kasal. ABB GISPL, Chenai, India
Shanthakumar MS, ABB India Ltd. / Gurgaon, India
Abhay Kumar, ABB AB / Ludvika, Suecia
* Texto retomado del ABB review 04/2018. Colaboración autónoma.
