Influencia de la tensión de cortocircuito sobre el dimensionado de un transformador y la red que alimenta

Experimentalmente se demuestra que las pérdidas en el hierro son aproximadamente proporcionales al cuadrado de la inducción; es decir que, desde el punto de vista del usuario, son preferibles las inducciones bajas. Pero el interés de los constructores de transformadores es dar un valor tan elevado como se pueda a la inducción, ya que, como se sabe, la fuerza electromotriz inducida vale:

y siendo constante, para un transformador dado, los valores de f y de n.

y que, a su vez

obtenemos:

Es decir, que para obtener una fuerza electromotriz dada, cuanto mayor sea la inducción, menor será la sección del hierro y, también, menos cobre se necesitara en los arrollamientos, ya que las espiras de éstos tendrán menos perímetro, como resultado, el transformador será menos voluminoso y más económico cuanto más elevada sea la inducción. Por consiguiente, en lo que a pérdidas en el hierro se refiere, debe solucionarse el problema de forma que no resulte lesivo ni para el constructor ni para el usuario. Para transformadores de distribución las normas internacionales imponen pérdidas máximas según potencias.

Por otro lado, el cálculo de las corrientes de cortocircuito es de interés tanto para el proyectista de transformadores como para el instalador. En efecto, uno y otro han de prever tanto los efectos térmicos como los dinámicos que aquellas corrientes puedan ocasionar, y dimensionar las máquinas, instalaciones y protecciones adecuadamente, de cualquier forma deberemos evitar que aparezcan valores térmicos y dinámicos elevados en le red, teniendo presente que estos efectos crecen según el cuadrado de la intensidad, se comprenderá que este interés será tanto mayor cuanto mayores sean las potencias puestas en juego.

Ejemplo:

Sea el transformador de la figura y su esquema equivalente en el que se produce un accidente de cortocircuito. Distinguiendo entre ensayo de cortocircuito y accidente de cortocircuito por:

Se designa por Icc la corriente de cortocircuito que se desea conocer. Para Xcc constante. Se tiene que:

Ucc suele darse en %, referida a la tensión nominal

resulta:

La corriente calculada es la de cortocircuito en el primario Icc = Icc1. Si se desea la del secundario:

Ejemplo:

En un transformador de 20 000 KVA, 30 000/6 000 V, Ԑcc = 5%

El mismo transformador pero con Ԑcc = 10%, tendríamos:

En este ejemplo podemos observar las elevadas intensidades permanentes de cortocircuito que pueden producirse y como aumentando el valor de Ԑcc (10%), puede lograrse disminuirlas considerablemente. Por esta razón, es por lo que, en los transformadores de gran potencia, suelen emplearse valores de Ԑcc más elevados que en los pequeños. 

Transformadores de distribución (50 a 2500 KVA.) Ԑcc = 3 a 6 %. 

Transformadores de gran potencia (5000 a 50 000 KVA.) Ԑcc = 7 a 13 %. 

Según lo expuesto hasta aquí, podría pensarse que, en cualquier caso, son preferibles valores elevados de Ԑcc. Debemos tener presente el aspecto de las caídas de tensión, con el fin de que estas sean reducidas interesan valores pequeños de Ԑcc. Por tanto, la asignación de la Ԑcc a un determinado transformador es el resultado del compromiso entre los dos aspectos indicados. 

La caída de tensión en la generalidad de los casos prácticos es positiva y puede ser nula para un valor ϕ0  del ángulo ϕ más allá de la cual incluso podría llegar a ser negativa. 

Esta viene dada por la formula:

en la cual la tensión de cortocircuito Ucc generalmente viene impuesta. 

Ejemplo: 

Un transformador de 10 MVA 63/20 kV. tiene una tensión de cortocircuito Ucc = 10% y perdidas debidas a la carga igual a 70 kW, la caída de tensión bajo un cos. ϕ = 1 y cos ϕ = 0,8 serian:

En otras ocasiones la tensión de cortocircuito de un transformador puede venir impuesta por un imperativo de funcionamiento en paralelo con otro existente, o bien, como hemos visto, por la necesidad de limitar la corriente de cortocircuito secundaria para salvaguardar la aparamenta existente.

Veamos de forma rápida la incidencia de la tensión de cortocircuito sobre el dimensionamiento del transformador. Asimilaremos Ucc a la reactancia LwI1.

En el corte de la figura, observamos:

Σ1 = Espesor de bobina de BT. 

Σ2 = espesor de bobina de AT.

α = distancia entre bobinas de BT y AT.

H = altura de los bobinados.

θm = diámetro de la espira media.

N1 = numero de espiras de AT.

U1 = tensión asignada en AT.

I1 = corriente asignada en AT.

La formula de la reactancia LwI1 % es:

pudiendo simplificar reemplazando todos los valores constantes por k:

Se deduce que: 

• El factor preponderante es el cuadrado del numero de espiras. 
• El valor de LwI1 es inversamente proporcional a la altura H y proporcional a θm cuyas variaciones son escasas. 

Para un volumen de cobre constante, con aumentos de H se reduce LwI1 , Σ1 , Σ2 y θm y acentúan ligeramente el fenómeno. 

En el caso inverso se puede aumentar LwI1 por la reducción de H y el aumento de Σ1 , Σ2 y θm 

La cota α, que ocupa un importante espacio en el transformador, tiene una influencia notoria y permite ajustar el valor de Ucc incluso cuando otros parámetros hayan sido elegidos. 

Aplicación: Se ha visto la influencia del numero de espiras N1. 

Los voltios por espira V vienen dados por la formula de Boucherot:

con B = inducción y Sf = sección del núcleo.

B y U1 son valores constantes (B va ligado a la calidad de la chapa, U1 viene impuesta) se observa que N1 es inversamente proporcional a la sección del hierro del núcleo. 

Consecuencia practica : 

Si las variaciones de Ucc son razonables y si la altura H es sensiblemente constante: 

• Para aumentar Ucc habrá que aumentar N1 por consiguiente se reducirá Sf. El volumen de hierro Pv será por tanto menor. Las pérdidas en el hierro Pv serán reducidas, las pérdidas debidas a la carga Pc aumentaran. 
• Para reducir Ucc habrá que reducir N1 por consiguiente aumentara Sf y el volumen de hierro. Las pérdidas en el hierro Pv aumentaran, las pérdidas debidas a la carga Pc disminuyen. El dimensionamiento general del transformador aumenta. 

En resumen:

FUENTES BIBLIOGRÁFICAS: 

Alsthom: Transformadores y Redes 

Enrique Ras Oliva: Transformadores de Potencia, de Medida y de Protección

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Sobretensiones en cables subterráneos

Foto: Autoválvulas para protección contra sobretensiones 

en un transformador seco

En muchas ocasiones habremos oído decir que la utilización de autoválvulas limitadoras de sobretensión no son necesarias cuando las líneas de una instalación transcurren con cable subterráneo hasta un centro de Transformación. En este artículo se pone de manifiesto la falta de rigor técnico de tal afirmación.

En los puntos de una línea donde se altera por cualquier circunstancia su uniformidad, aparecen fenómenos de oscilación y reflexión de la onda de tensión. En el caso de aparición de sobretensiones cualquiera que sea su origen, ésta se propagará a lo largo de la línea, o del cable que constituyen la red con una velocidad próxima a la de la luz, o sea, alrededor de 3 x 108 m/s. Se puede igualmente expresar esta velocidad como igual a 300 metros por microsegundo, lo que da una mejor apreciación del reparto a lo largo del conductor de un frente de onda de duración muy corta.

Si consideramos un generador conectado a un cable cuyo extremo opuesto está unido a una línea aérea y esta termina a su vez en un interruptor abierto o en un transformador, la onda de tensión de cierre experimenta un aumento de tensión en el punto de unión del cable con la línea aérea y una reflexión sucesiva en el extremo de ésta.

Figura 1: Variaciones de tensión y reflexión de la onda en una red con varias impedancias

Si Z1 es la impedancia del cable, Z2 la de la línea y Z3 la del transformador, llamando U a la tensión del generador, en la unión cable línea aérea, aparece una tensión reflejada (figura 1).

y una onda que se transmite a la línea

efectivamente, en el punto M que separa los dos tramos de línea, la corriente es la misma en ambos lados, por tanto:

siendo: 

i1 = corriente de la onda incidente en el tramo 1 

i’1 = corriente de la onda reflejada en el tramo 1 

i2 = corriente de la onda que se transmite en 2 

y según la relación entre tensiones corrientes e impedancias

Resulta:

Siendo: 

U1 = tensión de la onda incidente 

U’1 = tensión de la onda reflejada 

U2 = tensión de la onda transmitida 

y como las tensiones en el punto M son también idénticas

se deduce:

En los bornes del transformador se tendrá una sobretensión por reflexión dada por U’1

La tensión resultante alcanzará sobre la línea el valor

  Ejemplo:

Lo que demuestra que pueden producirse arcos a tierra y perforaciones dieléctricas en los terminales de cables y descargas a masa en transformadores.

Sea cual sea el origen de la sobretensión, ésta desaparecerá cuando toda la energía inherente en ella se haya disipado, bien por efecto Joule en calor, bien por efecto corona cedida al medio ambiente o, lo que es más común, por ambas causas.

Si L < 25 m: es suficiente instalar autoválvulas  en el poste de conversión aérea subterránea

Si L ≥ 25 m: es necesario, además del poste, disponer autoválvulas en bornes del transformador.

Figura 2: Emplazamiento de las autoválvulas en Centros de Transformación

alimentados por una red aéreo-subterránea

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Hoja de cálculo de armónicos en variadores de velocidad

La presente hoja de cálculo, determina la distorsión armónica y su espectro de corriente y tensión en variadores de velocidad a partir de los siguientes parámetros:

● Red de media tensión:

Potencia de cortocircuito (MVA)

Tensión (kV)

Frecuencia (Hz)

● Transformador:

Potencia (kVA)

Tensión secundaria (V)

Tensión de cortocircuito (%)

● Variador de velocidad: 

Intensidad rms red (A)

Potencia del convertidor (kW)

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Efecto Corona en líneas de Alta Tensión

Foto: Anillo anticorona en una línea de 500 kV

El efecto corona se produce cuando un conductor adquiere un potencial lo suficientemente elevado como para dar un gradiente de campo eléctrico radial igual o superior a la rigidez dieléctrica del aire que lo rodea. El fenómeno se manifiesta en forma de descargas parciales de energía eléctrica visible y audible denominadas descargas corona o efecto corona.

En las líneas aéreas, pueden aparecer en los conductores, herrajes, amortiguadores, aisladores, y en general en cualquier punto donde se supere el gradiente de potencial mínimo. Este potencial límite disminuye en tiempos de tormenta, lluvia o niebla, debido a que la densidad iónica alrededor de los conductores aumenta con la humedad del ambiente.

Las descargas corona producen interferencias radiofónicas, ruido, vibraciones, generación de ozono, corrosión y destrucción del material eléctrico.

El efecto corona se puede reducir por los siguientes métodos:

1. Si aumentamos la sección del conductor el valor del gradiente de potencial se incrementará, por lo que para que se manifieste el efecto corona se requerirá de una tensión más elevada en la línea.
2. El efecto corona puede ser reducido aumentando la separación entre conductores, este aumento de la separación ocasionará que se requiera una mayor tensión de línea para crear el efecto corona.
3. Otra forma de limitar el efecto corona es utilizar conductores en haz, es decir, varios conductores por fase. De la fórmula del radio equivalente se ve que se puede aumentar el radio equivalente aumentando el número de conductores por fase. Esto es, en general, más económico que aumentar la sección de un único conductor, ya que en este caso se puede disminuir la sección de los subconductores a medida que se agregan. Sin embargo, la línea puede quedar sobredimensionada en ampacidad pero en menor proporción que cuando se utiliza un único conductor.
4. La utilización de anillos anti corona en las cadenas de aisladores distribuyen el gradiente del campo eléctrico y reducen sus valores máximos por debajo del umbral corona (ver foto de portada). Estos anillos anti corona son toroides de metal que se suelen colocar en los terminales de los equipos de alta tensión.

Como se ha indicado anteriormente, el efecto corona se producirá cuando la tensión de la línea supere la tensión crítica disruptiva del aire, es decir, aquel nivel de tensión por encima del cual el aire se ioniza. Será interesante, por lo tanto, comprobar con un ejemplo si en algún punto de una línea aérea se llega a alcanzar la tensión crítica disruptiva.

Para ello vamos a partir de una línea aérea de 132 kV, no sin antes anticipar que a cada voltaje de línea le corresponde un gradiente de potencial mínimo. Después de que se alcance el límite disruptivo se producirán y crearán descargas corona. Así, con la aplicación de una tensión menor de línea disminuirá la probabilidad de que ocurra el efecto corona.

Para ello utilizaremos la fórmula de F. W. Peek:

donde: 

• UC = tensión compuesta crítica eficaz en kV para la que empiezan las pérdidas por efecto corona, o sea, tensión crítica disruptiva 
• VC = tensión simple correspondiente 
• 29,8 = valor máximo o de cresta, en kV/cm, de la rigidez dieléctrica del aire a 25 º C de temperatura, y a la presión barométrica de 76 cm de columna de mercurio 
• mC = coeficiente de rugosidad del conductor (considerando 0,85 para cables) 
• mT = coeficiente meteorológico (considerando tiempo húmedo, mT = 0,8) 
•  r = radio del conductor en cm 
• D = distancia media geométrica entre fases, en cm 
• δ = factor de corrección de la densidad del aire, función de la altura sobre el nivel del mar 

El valor de δ se calcula por la fórmula:

donde: 

• h = presión barométrica en cm de columna de mercurio 
• θ = temperatura en grados centígrados, correspondiente a la altitud de punto que se considere 

El valor de h es función de la altitud sobre el nivel del mar. En nuestro caso vamos a considerar un valor de h de 75,1cm (90 metros sobre el nivel del mar) y una temperatura media de 15 º C. 

Altura sobre el mar en m.	Presión del aire en mm. de mercurio
0,00 100 200 300 400 500 1000 1500 2000	760 751 742 733 724 716 674 635 598

Tabla 1: Presión barométrica correspondiente a diversas alturas s.n.m. en condiciones meteorológicas ordinarias y t = 0º

El efecto corona depende en gran medida del diámetro del conductor; en nuestro caso vamos a considerar el caso más desfavorable, conductor con código 337AL1/44-ST1A según UNE EN 50182 (código antiguo LA 380) de 381 mm2 de sección y radio de 1,269 cm.

Considerando una distancia entre fases de 2,5 metros, la distancia media geométrica será:

De esta forma se puede calcular el valor de la tensión crítica disruptiva.

Se puede comprobar que la tensión nominal de la línea queda por debajo del umbral de la tensión crítica, por lo que no se producirá el efecto corona.

Con mal tiempo o con tiempo tormentoso el valor de la tensión Uc queda rebajado y se reduce a U’c = 0,8 · Uc.

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Ventajas e inconvenientes de las tecnologías HVAC y HVDC

Las fuentes de energía eléctrica raramente están cerca de los centros de consumo. La alta tensión en corriente continua (HVDC) ha demostrado ser una tecnología excelente para transportar grandes cantidades de electricidad a cientos, o incluso miles de kilómetros, donde más se necesita, con pérdidas muy inferiores a las de las líneas equivalentes de corriente alterna (HVCA).

Los imperativos térmicos limitan generalmente las capacidades de transmisión de las líneas HVAC a 400 MW para 230 kV, 1.100 MW para 345 kV, 2.300 MW para 500 kV y unos 7.000 MW para 765 kV. Sin embargo, además de estas restricciones térmicas, la capacidad de los sistemas de transmisión de CA también depende de las limitaciones de tensión, de estabilidad y de operación del sistema. En consecuencia, la capacidad de entrega de energía eléctrica de largas líneas de transmisión HVAC suele ser muy inferior a estos valores.

En cuanto a la transmisión HVDC es más eficiente para la transferencia masiva de energía a largas distancias (por ejemplo, más de 600–1.000 km) con líneas aéreas. Los sistemas HVDC tienen una capacidad de transporte entre 2 y 5 veces la de una línea de CA de tensión similar.

El impacto medioambiental de las líneas HVDC es menos grave que el de las líneas de corriente alterna, ya que se necesita menos terreno para derechos de paso. A menudo, HVDC se ha utilizado para interconectar sistemas de CA cuando no es posible establecer enlaces de AC por falta de estabilidad del sistema o por diferencias de frecuencia nominal de los dos sistemas. Además, la transmisión HVDC se utiliza también para cables submarinos de más de 50 km de longitud, ya que la transmisión HVAC es poco práctica por las altas capacitancias del cable (de lo contrario, se requerirían estaciones de compensación intermedias).

Seguidamente se exponen los detalles que determinan las ventajas e inconvenientes de ambas tecnologías, HVAC y HVDC.

• El transporte y la distribución de energía eléctrica en corriente alterna de alta tensión (HVCA) a grandes distancias presenta inconvenientes, el más importante es el consumo de energía reactiva. La energía reactiva es el flujo de energía que continuamente carga y descarga los campos eléctrico y magnético de la línea para acomodarse a la oscilación periódica de la tensión y la intensidad. Aunque no se desperdicie directamente (la energía se recupera al descargarse los campos), la intensidad y la tensión adicionales en la línea restan su capacidad económica útil. Al aumentar la capacitancia y la inductancia con la longitud de la línea, la energía reactiva aumenta igualmente hasta que se alcanza una distancia crítica* en que el transporte comercial deja de ser viable (ver figura 1). Este inconveniente no existe en las líneas de HVDC ya que no transportan energía reactiva, por lo que, tienen mayor capacidad de transmisión de potencia por conductor, mejoran el control de la potencia activa de forma más sencilla y rápida y aumentan la estabilidad de la red, evitando así las desconexiones en cascada que pueden derivar en grandes apagones (tabla 1).

Norteamérica 14/08/2003

Londres 28/08/2003

Dinamarca/Suecia 23/09/2003

Italia 28/09/2003

Grecia 12/07/2004

Australia 14/03/2005

Moscú 25/05/2005

Apagón europeo 04/11/2006

Victoria, Australia 17/01/2007

África del Sur 18/01/2007

Colombia 26/04/2007

Chenzhou, China 01/02/2008

Brasil, Paraguay 10/11/2009

Chile 24/09/2011

India 30/07/2012 

Tabla 1: Apagones importantes en el mundo de los últimos años

Figura 1: Capacidad de transporte de una línea. Relación entre potencia

transmitida/longitud en líneas HVDC y HVAC.

(*) Se define como distancia crítica aquella a partir de la cual el cable no puede transportar energía útil porque la corriente capacitiva llega a alcanzar el valor de la intensidad máxima admisible por el cable. Estas distancias críticas están en función de la tensión y se indican en la figura 1 para líneas de transmisión aérea. En cables subterráneos o submarinos estas distancias críticas son mucho más reducidas que en líneas aéreas, siendo aproximadamente de unos 40 a 60 km para una tensión de 400 kV, de 80 a 110 km para 220 kV. Por este motivo, si se quiere que el cable transporte algo más que su corriente capacitiva, deben instalarse elementos de compensación reactiva (reactancias) a lo largo de su recorrido, dispositivos FACTS o bien, transportar la energía en corriente continua (HVDC). 

Los dispositivos FACTS (Flexible Alternaring Current Transmission Systems). Son un conjunto de dispositivos basados en la Electrónica de Potencia que tienen la capacidad de modificar los parámetros que regulan la potencia eléctrica, limitando los efectos de la generación y el consumo de la energía reactiva lo que contribuye al aumento de la capacidad de transferencia de potencia de la línea entre el 20 y el 40 %.

Figura 2: El equipo FACTS aumenta la capacidad y estabilidad de las líneas de CA.

Sin embargo, el transporte de CC, como se ha indicado, elimina el problema totalmente ya que los campos eléctrico y magnético de la línea son constantes y por lo tanto solamente precisan cargarse cuando se energiza la línea.

Figura 3: Diferentes tecnologías de líneas aéreas para 

una misma potencia de transmisión

• La principal ventaja de la corriente alterna es la flexibilidad con que se pueden conectar cargas y estaciones de generación a lo largo del recorrido. Esto es especialmente importante si el trayecto de transmisión pasa por un área muy poblada y si hay instalaciones de generación emplazadas en muchos puntos a lo largo de la ruta.
• Cuando aumenta la longitud de las líneas de CA, aumenta también su impedancia, lo que reduce su capacidad de transmisión. La ecuación siguiente describe la transferencia de potencia activa:

                                                       

Donde P es la potencia activa, U1 y U2 la tensión en cada extremo de la línea, δ el ángulo de fase entre los dos extremos y X la impedancia de la línea (figura 4).

Figura 4

Para mantener la transferencia de potencia se ha de aumentar el ángulo δ. Esto es posible hasta un ángulo de unos 30 grados; para ángulos superiores pueden surgir problemas con la estabilidad dinámica del sistema. Para solucionar este problema se debe reducir la impedancia mediante compensación en serie, lo que puede hacerse sin gran dificultad hasta una compensación del orden del 70 %.

Desde el punto de vista de la fiabilidad, es necesario construir una transmisión de CA dividida en secciones con compensación tanto en serie como en paralelo, además de una interconexión entre las secciones para garantizar la transmisión de la máxima potencia en todo momento.

• Una interconexión entre sistemas con distintas frecuencias sólo es posible con HVDC. La transmisión de corriente continua se basa en convertir la corriente alterna en continua en una estación rectificadora, transmitir la energía en una línea bipolar de CC y convertirla de nuevo en corriente alterna en una estación inversora Desde el punto de vista del sistema, la tecnología de corriente continua simplifica la transmisión a largas distancias. Las estaciones rectificadora e inversora pueden controlar rápidamente la corriente y la tensión y, por tanto, son adecuadas para controlar el flujo de potencia. La diferencia de ángulo de fase entre los extremos transmisor y receptor no tiene importancia si la única conexión es de CC. En realidad, las redes conectadas pueden ser incluso asíncronas, ya que la corriente continua no tiene ángulos de fase y no depende de la frecuencia además este sistema presenta una ventaja en cuanto a que no se transfieren las perturbaciones de uno a otro sistema.

Figura 5: Esquema unifilar simplificado de un sistema asíncrono 

con enlace en HVDC 

Aun siendo las frecuencias de las dos redes a interconectar la misma, hay casos donde un enlace en HVAC no satisface los requerimientos impuestos a la interconexión ó es más cara que un enlace en HVDC.

• Un enlace HVDC es capaz de mantener el flujo de potencia especificado con independencia de las oscilaciones electromecánicas presentes en la red.
• Las redes malladas en corriente alterna pueden presentar problemas de elevadas corrientes de cortocircuito en ocasiones próximas a la capacidad de la aparamenta instalada. Esta circunstancia se resuelve con el uso de enlaces HVDC dado que el enlace al no transferir potencia reactiva no contribuye al aumento de la potencia de cortocircuito en el nudo de conexión.
• Las pérdidas en un sistema HVDC incluyen las que tienen lugar en la línea y en los convertidores de CA a CC. Las pérdidas en los terminales de convertidores están en torno al 1,0 – 1,5 % de la potencia transmitida, un valor bajo en comparación con las pérdidas en la línea, que dependen de la corriente y de la resistencia de los conductores. Puesto que en las líneas de CC no se transmite potencia reactiva, las pérdidas en la línea son menores para CC que para CA. En casi todos los casos, el total de pérdidas por transmisión HVDC son menores que las pérdidas de CA para la misma transferencia de energía Una línea HVDC de 2.000 km a 800 kV tiene unas pérdidas alrededor del 5 % que se disipan en calor, mientras que la línea equivalente en CA perdería el doble, un 10 % (figura 6).

Figura 6: Pérdidas en las líneas aéreas HVAC y HVDC en función de la distancia.

• Las estaciones HVDC, convierten la electricidad de forma que puede fluir en ambos sentidos, con lo que las redes adyacentes pueden ajustar eficazmente la oferta a la demanda.
• El transporte de electricidad en corriente continua (CC) a larga distancia también ocupa menos espacio: un enlace de CC de 2.000 km con una potencia de 6.000 megavatios (MW), necesita una sola línea, mientras que para el transporte equivalente en CA se requerirían tres líneas.

Por lo tanto, para un nivel de potencia especificado una línea de continua será mucho más barata. En la figura 7 se comparan las necesidades para transportar 3000 MW a 500 kV. En corriente alterna se precisa una traza mucho más ancha, más conductores, apoyos, herrajes, aisladores, etc. en definitiva una inversión muy superior al de la línea de corriente continua.

Figura 7

• Lo anteriormente indicado pone de manifiesto que el pasillo necesario para una línea de corriente alterna siempre va a ser mayor que para corriente continua, incluso en el caso de que la potencia de corriente alterna sea menor. Esto va a representar un doble problema en el caso de las líneas de corriente alterna, el cual es, que estas aumentan su coste en cuanto a la compra de terreno necesario y los privilegios de paso de la línea además de tener que utilizar estructuras mucho más grandes para menor potencia y por tanto más caras.

            Figura 8: Franja de servidumbre para transportar 3000 MW a 500 kV 

en HVAC (izquierda) y en HVDC (derecha)

Con un sistema HVDC de 800 kV es posible transferir una potencia de hasta 18000 MW en un único derecho de paso.

• Las subestaciones de conversión HVDC generan armónicos de corriente y de tensión, mientras que el proceso de conversión es acompañado por el consumo de potencia reactiva. Como resultado, es necesario instalar caras unidades de filtro-compensación y de compensación de potencia reactiva.
• No es posible transformar el nivel de tensión en HVDC y se requiere un nivel de aislamiento mayor para una misma tensión, ambas consecuencias se derivan del funcionamiento en corriente continua.
• La operación de las redes de corriente continua es más compleja, más aún en el caso de instalaciones multiterminal.
• Un sistema de transporte HVDC necesita básicamente un convertidor CA-CC, una línea de transporte y otro convertidor CC-CA, y es precisamente en éstos elementos donde se puede comparar la HVDC con la HVAC. Puesto que la energía eléctrica se produce generalmente en corriente alterna (máquina síncrona) es necesaria la conversión a corriente continua en las estaciones de conversión, con un coste elevado, y el inconveniente de la generación de armónicos y la pérdida de potencia, aun así, los costes del transporte en CC respecto al de CA, se hace patente cuando se trata de grandes distancias, a partir de 600 km en líneas aéreas y de 50 km en líneas sumergidas o subterráneas.

Figura 9: Coste de inversión de una instalación de transporte de energía eléctrica 

frente a la longitud de la línea.

En la figura 9 se observa que el coste de la estación conversora para HVDC es muy superior al de la subestación de alterna pero el precio por km de línea es muy inferior en las líneas de corriente continua lo cual compensa e incluso reduce los costes de inversión a partir de una determinada distancia. 

• Desde el punto de vista del mantenimiento, los costes de mantenimiento en HVDC serán más reducidos en las líneas por tener menos elementos pero superiores en las subestaciones por las estaciones conversoras.

Consideraciones medioambientales

• Además del problema económico anteriormente considerado para las líneas HVAC, existe un problema medioambiental añadido ya que si empleamos HVDC estamos reduciendo mucho la superficie empleada para el transporte y por tanto el impacto visual sobre el terreno es mucho menor favoreciendo así la sostenibilidad de la línea eléctrica con el medioambiente.

• Los efectos medioambientales de la transmisión HVDC se caracterizan principalmente por los efectos corona e iónico, que puede producir interferencias radiofónicas, ruido y generación de ozono, aunque a niveles bajos. En el campo eléctrico aparece tanto la carga eléctrica de los conductores como, en el caso de las líneas aéreas, de las cargas del aire ionizado en los alrededores del conductor, lo que da lugar a campos eléctricos continuos y estáticos a orillas del corredor o bajo las líneas, aunque no se tiene constancia de efectos nocivos y es de magnitud semejante al campo eléctrico bajo nubes de tormenta. 

• La HVDC produce un campo magnético continuo y estático en las cercanías del corredor de la línea, que tiene un valor semejante al del campo magnético terrestre, siendo inocuo para la salud humana, aunque puede originar interferencias en el funcionamiento de brújulas o aparamenta sensible cercana a la línea. De todos modos el campo magnético se puede eliminar cuando se opera la línea en modo bipolar y en conexiones con retorno por tierra, utilizando un retorno metálico en su lugar

• El efecto corona, las interferencias de radio, así como los efectos magnéticos de la línea, enunciados en los párrafos anteriores, son mucho menores en la transmisión HVDC que en la HVAC.

CONCLUSIÓN

Se puede concluir indicando que la tecnología HVDC, corriente continua de alta tensión, se utiliza para transmitir electricidad en largas distancias a través de líneas de transmisión aéreas o cables submarinos. También se utiliza para interconectar los sistemas de energía separados, donde las conexiones tradicionales de CA no se pueden utilizar. La transmisión HVDC ofrece, por ejemplo, capacidad de control y un coste de inversión total bajo en comparación con las soluciones de CA para la transmisión de larga distancia En este sentido, HVDC ofrece una alternativa rentable a la transmisión de CA. Mediante la interconexión de enlaces, las centrales eléctricas existentes en las redes se utilizan con más eficacia, de modo que puede aplazarse la construcción de nuevas centrales eléctricas. Este es un factor económico importante, que al mismo tiempo minimiza el impacto medioambiental

BIBLIOGRAFÍA:

Revista ABB (2/2007): Redes eficientes energéticamente

Revista ABB (2/2007): Transmisión de Ultra Alta tensión

Revista ABB (2/2014): 60 años de HVDC

Revista ABB (4/2008): De pionero a líder mundial

REE (RED ELECTRICA DE ESPAÑA): Operación de sistemas HVDC. Particularidades

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