Aragüés Peñalba, Mònica

Egea Álvarez, Agustí

Gomis Bellmunt, Oriol

Prieto Araujo, Eduardo

UPCommons. Portal del coneixement obert de la UPC

LA EVOLUCIÓN DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOSLos sistemas de generación, transporte y distribu-ción de la energía eléctrica han evolucionado a lo largo de la historia [1]. Las primeras redes de distribución europeas y estadounidenses funcionaban en corriente continua y a baja tensión, presentando  considerables pérdidas en los cables. La aparición y difusión del transformador, junto con las mejoras en los genera-dores de corriente alterna, propiciaron el cambio del transporte en corriente continua a corriente alterna. Modificando los niveles de tensión, gracias al trans-formador, se lograba transportar la energía eléctrica a largas distancias disminuyendo las pérdidas. Por otro lado, mediante el generador de corriente alterna se producía electricidad a bajo coste usando turbinas hi-droeléctricas. Durante el siglo XX el sistema eléctrico de transporte basó su funcionamiento en la corriente alterna, pero se siguieron investigando los sistemas de transmisión en corriente continua, hasta que hoy en día ambas tecnologías compiten por la hegemonía del sistema de transporte eléctrico. El uso de una tecnología u otra depende de la via-bilidad técnica, económica y ambiental de cada una [1]. En caso de que se requiera conectar dos sistemas que funcionan a diferente frecuencia (asíncronos), es necesario usar la tecnología HVDC (High Volta-ge Direct Current). Por otro lado, la potencia que se transmite mediante un sistema HVDC prácticamen-te no varía con la distancia, mientras que sí lo hace en HVAC (High Voltage Alternating Current), como consecuencia de los efectos de la potencia reactiva in-herente que circula por los cables. Además, en las co-nexiones HVAC pueden aparecer inestabilidades de-bido al desfase que produce el efecto inductivo de los cables en los  extremos de la transmisión. En HVAC, son necesarias compensaciones de potencia reactiva para mantener la tensión deseada en ambos extremos y los requisitos de estas compensaciones aumentan con la distancia. En cambio, la tecnología HVDC las líneas no necesitan compensación y los convertidores permiten dar soporte a la red a través del control de potencia reactiva.A pesar de las ventajas que presenta la tecnología HVDC frente a la HVAC, siguen existiendo factores que justifican la opción HVAC en multitud de apli-caciones. Éstos son, fundamentalmente, la compleji-dad de las protecciones en HVDC, la dificultad de la transformación de tensiones de corriente continua y el elevado coste de  las estaciones de transformaciónEn términos económicos, resulta muy interesante comparar instalaciones equivalentes en transmisión de potencia, de tecnología HVDC y HVAC, analizan-do los costes asociados a cada una de ellas en función de la distancia de transmisión (ver Figura 1).Figura 1. Evolución de los costes de instalaciones HVDC y HVAC en función de la distancia de la transmisiónEn sistemas HVDC, el centro de conversión (ele-mento imprescindible) supone un mayor coste fijo, que se ve corregido por un menor coste de las líneas HVDC (menores pérdidas). Existe un punto de equi-librio (distancia crítica) donde el coste de las instala-ciones DC y AC se iguala. Para distancias inferiores Superredes, las redes eléctricas del futuroMònica Aragüés PeñalbaEduardo Prieto AraujoAgustí Egea AlvarezOriol Gomis BellmuntBURAN Nº 27 MAYO 201356a la crítica (dcrítica en la Figura 1) los costes de la conversión y sus pérdidas encarecen la opción HVDC frente a la HVAC. Pero, para distancias superiores a la crítica, la instalación HVDC resulta más económica. Cuanto mayor es la distancia de la transmisión más económica es la instalación HVDC frente a la HVAC. En transmisiones subterráneas y submarinas el va-lor de la distancia crítica se sitúa entre 50 y 100 km, mientras que en transmisiones con líneas aéreas, la distancia crítica se aproxima a los 600-800 km. Este análisis demuestra que la transmisión de energía en corriente continua no es solo viable tecnológicamen-te, sino que en económicamente resulta más rentable que la transmisión en alterna, en multitud de aplica-ciones.TECNOLOGÍAS HVDCLas instalaciones HVDC se pueden clasificar en LCC y VSC en función de la tecnología de convertido-res que incorporan: LCC (Line Commutated Conver-ter o convertidores que conmutan con la red eléctrica) se refiere a los convertidores basados en tiristores y VSC (Voltage Source Converter o Convertidores en Fuente de Tensión) se vincula a los convertidores ba-sados en IGBTs (Insulated Gate Bipolar Transistors o Transistores Bipolares de Puerta Aislada).La tecnología LCC fue la primera tecnología HVDC desarrollada. Permite trabajar a tensiones de 800 kV y potencias que superan 1 GW. La tecnología VSC, que se empezó a comercializar hace unos 20 años, puede trabajar a tensiones nominales de 350 kV y potencias máximas de 1 GW. Esta última permite un control independiente de potencia activa y reactiva, presenta bajo contenido armónico y la posibilidad de reiniciar el sistema eléctrico desde cero después de un apagón sin necesidad de unidades generadoras tradicionales, aumentando enormemente las posibilidades de fun-cionamiento y operación de las conexiones HVDC [2]. A nivel mundial el mercado de la tecnología HVDC está dominado por  tres grandes fabricantes: Siemens, ABB y Alstom Grid. SUPERREDESGracias a distintos avances tecnológicos en el cam-po de la electrónica de potencia y a las TIC (Tecno-logías de la Información y la Comunicación), aparece un nuevo concepto para la transmisión de grandes po-tencias: las Superredes [3]. Las Superredes surgen de extender las conexiones HVDC punto a punto hacia redes con múltiples nodos, flexibilizando el funcio-namiento del sistema eléctrico, presentando gran una capacidad de control  y operatividad.La estructura eléctrica de la superred se basa en lo que se conoce como un sistema multiterminal en co-rriente continua (M-HVDC). Su control y protección aún se encuentra en fase de estudio y desarrollo. La Figura 2 muestra distintas propuestas de conexión de los diferentes parques eólicos y convertidores de red para configurar la futura Superred [4]. Actualmen-te, tanto su control [5-6], como su protección [7] y integración a la red convencional [2] son tres temas objeto de estudio para investigadores y  empresas del sector eléctrico. Figura 2. Propuesta de cómo podría ser la futura supe-rred Europea según Friends of the SuperGrid. Fuente:   Friends of the SuperGrid [8].La tecnología de convertidor que se está perfilan-do como candidata para la Superred es el convertidor VSC modular multinivel MMC (Modular Multilevel Converter) basada en transistores  IGBT. Se basa en fuentes de tensión conectadas en serie, a través de un pequeño convertidor, que se conectan y desconectan de forma escalonada para formar una onda sinusoi-dal. Existen dos variantes de los esquemas básicos de 57RAMA DE ESTUDIANTES DEL IEEE DE BARCELONAconvertidores MMC en función de la tipología de los pequeños convertidores que lo integran, una basada en la unión de convertidores de medio puente, y la otra basada en un puente completo. La diferencia en-tre ellos reside en la posibilidad que presenta el puen-te completo de bloquear cortocircuitos. A nivel de características de operación, los convertidores MMC presentan una mayor capacidad de control y una míni-ma distorsión armónica, en cambio  muestra mayores pérdidas en comparación con  las clásicas tecnologías de convertidores de dos o tres niveles. La instalación de este tipo de convertidores ya se encuentra en fase comercial, un ejemplo de ello es el enlace subterráneo HVDC basado en tecnología VSC que se está cons-truyendo entre España y Francia.A gran escala, a medida que se fueron planteando y desarrollando proyectos de esta tecnología en Europa, la posibilidad de unir diferentes centros de conver-sión, mediante nuevos enlaces HVDC, creando una gran red eléctrica en corriente continua fue cobrando cierto sentido. Teniendo en cuenta las grandes can-tidades de potencia que podría transportar, estaría compuesta por varias estaciones generadoras, varios puntos de conexión a la red de transporte y podría in-corporar nodos como parques eólicos marinos o pla-taformas petrolíferas. Actualmente, no existe ninguna Superred, pero sí iniciativas, trabajos y organizacio-nes que la respaldan, como por ejemplo el proyecto European Supergrid [8], que plantea la creación de dicha red europea.BIBLIOGRAFÍA[1] J. Gutiérrez J.I. Frau. Transporte de energía eléctrica en corriente continua: HVDC, Automática e Instrumentación, nº 361, Abril 2005.[2] Oriol Gomis-Bellmunt, Agustí Egea-Alvarez, Adrià Junyent-Ferré, Jun Liang, Janaka Ekanayake and Nick Jenkins, Multiterminal HVDC-VSC for offshore wind power integration, Power and Energy Society General Meeting, 2011 IEEE , pp.1-6, 24-29 July 2011[3] Agustí Egea y Oriol Gomis. Las futuras autopis-tas paneuropeas de la energía eléctrica, Automática e Instrumentación, nº 443, Septiembre  2012. [4] Oriol Gomis-Bellmunt, Jun Liang, Janaka Eka-nayake, Rosemary King and Nicholas Jenkins, Topo-logies of multiterminal HVDC-VSC transmission for large offshore wind farms, Electric Power Systems Research, Volume 81, Issue 2, February 2011, Pages 271-281.[5] Mònica Aragüés-Peñalba, Agustí Egea-Alvarez, Oriol Gomis-Bellmunt and Andreas Sumper, Opti-mum voltage control for loss minimization in HVDC multi-terminal transmission systems for large offsho-re wind farms, Electric Power System Research, vol. 89, pág. 54-63, ISSN 0378-7796.[6] Eduardo Prieto-Araujo, Fernando D. Bianchi, Adrià Junyent-Ferre and Oriol Gomis-Bellmunt, Me-thodology for Droop Control Dynamic Analysis of Multiterminal VSC-HVDC Grids for Offshore Wind Farms, IEEE Transactions on Power Delivery, vol. 26 Issue:4, pág. 2476-2485, ISSN 0885-8977.[7] Fletcher Jin Yang, O'Reilly J.E, Multiterminal DC Wind Farm Collection Grid Internal Fault Analy-sis and Protection Design, IEEE Transactions on Power Delivery, vol.25, no.4, pp.2308-2318, October 2010. [8] Friends of the Supergrid, http://www.friendsof-thesupergrid.eu/AUTORESMònica Aragüés Peñalba. Es-tudiante de Doctorado en Inge-niería Eléctrica (UPC) e inge-niera  de proyectos del Centro de Innovación Tecnológica en Convertidores Estáticos y Ac-cionamientos (CITCEA-UPC) del Departamento de Ingeniería Eléctrica (DEE-UPC). Ingeniera Industrial, con espe-cialidad en electricidad por la ETSEIB  en 2011. Su tesis doctoral trata sobre modelización, control y si-mulación de parques eólicos offshore conectados me-diante alta tensión en corriente continua y alta tensión BURAN Nº 27 MAYO 201358en corriente alterna.  Desde Noviembre 2012 forma parte de la sección local del PES-IEEE. Sus intereses de investigación incluyen la integración de energías renovables, el transporte en alta tensión en corriente continua y alta tensión en corriente alterna, las mi-crorredes y la aplicación de electrónica de potencia a redes.Eduardo Prieto Araujo. Estu-diante de Doctorado en Ingeniería Eléctrica (UPC) e ingeniero  de proyectos del Centro de Innova-ción Tecnológica en Convertido-res Estáticos y Accionamientos (CITCEA-UPC) del Departamen-to de Ingeniería Eléctrica (DEE-UPC). Ingeniero Industrial, con especialidad en au-tomática por la ETSEIB  en 2011. Su tesis doctoral trata sobre aplicaciones de control avanzado para la integración energías renovables a la red.  Desde Noviembre 2012 forma parte de la sección local del PES-IEEE. Sus intereses de investigación incluyen máquinas eléctricas, integración de energías renova-bles, transporte en alta tensión en corriente continua, microrredes, electrónica de potencia y automatiza-ción industrial.Agustí Egea Alvarez. Estudian-te de Doctorado en Ingeniería Eléctrica (UPC)  e ingeniero de proyectos del Centro de Innova-ción Tecnológica en Convertido-res Estáticos y Accionamientos (CITCEA-UPC) del Departa-mento de Ingeniería Eléctrica (DEE-UPC). Ingeniero técnico industrial en electri-cidad por la EUETIB en 2008 e Ingeniero Industrial por la ETSEIB en 2010. Su tesis doctoral trata so-bre las redes de transmisión de energía en corriente continua.  Desde Noviembre 2012 es presidente de la sección local del PES-IEEE. Sus intereses de investi-gación son la aplicación de la electrónica de potencia a redes de trasporte y distribución, los accionamientos eléctricos, las energías renovables y la electrificación ferroviaria. Oriol Gomis Bellmunt. recibió el título de Ingeniería Industrial por la Escuela Técnica Superior de Inge-niería Industrial de Barcelona (ET-SEIB) de la Universidad Politécnica de Cataluña (UPC), Barcelona, en 2001 y el Doctorado en Ingeniería Eléctrica por la UPC en el 2007. En 1999 se unió a Engitrol S.L., donde trabajó como in-geniero de proyectos en la industria de automatiza-ción y control. En 2003, desarrolló parte de su Tesis doctoral en el DLR (Centro Aeroespacial Alemán) en Braunschweig (Alemania). Desde 2004 trabaja en el Departamento de Ingeniería Eléctrica de la UPC, don-de es profesor y participa en el grupo de investiga-ción CITCEA-UPC. Desde 2009 trabaja también en el Instituto de Investigación de Energía de Cataluña (IREC). Sus áreas de investigación incluyen actuado-res eléctricos inteligentes, máquinas eléctricas, elec-trónica de potencia, integración de energías renova-bles a la red y automatización industrial.59RAMA DE ESTUDIANTES DEL IEEE DE BARCELONA

Superredes, las redes eléctricas del futuro

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