El HVDC pasa de nicho a tecnología convencional
La transmisión de corriente continua de alto voltaje (HVDC) ha sido tradicionalmente tratada como una tecnología especializada, reservada para líneas aéreas extremadamente largas, cables submarinos o interconexiones de red particularmente difíciles. Esa era está terminando. En un reciente episodio del pódcast Redefining Energy, Cornelis Plet, director de tecnología de integración de sistemas de red en GE Vernova, describió el HVDC como una tecnología que se une a la caja de herramientas habitual del planificador de transmisión, en lugar de permanecer al margen como una propuesta exótica.
Este cambio está impulsado por la aceleración de la transición energética. A medida que se expanden las fuentes de energía renovable, como la eólica marina y la solar a gran escala, a menudo se conectan a centros de demanda que están lejos o separados por agua. El HVDC ofrece menores pérdidas en largas distancias y la capacidad de controlar los flujos de energía con precisión. Con la jubilación de las plantas de energía convencionales, también se pide al HVDC que proporcione servicios de estabilidad que antes suministraban las máquinas rotativas.
Estandarización del hardware: el bloque de 2 GW
La señal más visible de la madurez del HVDC es la estandarización física. Según Plet, el mercado europeo converge en sistemas de 2 gigavatios (GW) y 525 kilovoltios (kV) como un bloque repetible. Estos sistemas utilizan configuraciones de convertidor comunes y diseños bipolares. Otras regiones están desarrollando sus propios patrones, incluidos proyectos de 3 GW planificados en Estados Unidos e India.
Esta repetición es transformadora para la cadena de suministro. Los fabricantes de convertidores, cables, transformadores y otros componentes pueden construir en torno a una familia de productos en lugar de diseñar cada proyecto desde cero. La estandarización acorta los plazos de entrega, reduce los costos y mejora la fiabilidad porque los proveedores ganan experiencia con equipos idénticos o similares. También simplifica los permisos y la integración a la red, ya que los reguladores y los operadores del sistema se familiarizan con la tecnología.
La brecha de control: los convertidores formadores de red carecen de estándares globales
Mientras el hardware se está estandarizando, el sistema eléctrico alrededor de esos convertidores no lo está. A medida que más generación se conecta a través de la electrónica de potencia, los sistemas de transmisión deben hacer más que entregar electricidad a granel. Se espera cada vez más que los convertidores ayuden a estabilizar la red proporcionando servicios como soporte de tensión, regulación de frecuencia y amortiguamiento. El control de formación de red (grid-forming) está emergiendo como una capacidad clave para los sistemas HVDC.
Sin embargo, Plet fue cuidadoso al señalar el estado actual de los estándares para estos controles. Aún no existe una definición global coherente de cómo debería implementarse el comportamiento de formación de red. Los requisitos difieren según el código de red y la práctica regional, lo que obliga a los proveedores a mantener múltiples variantes de control y a los operadores del sistema a conciliar comportamientos incompatibles. Esto crea un esfuerzo de ingeniería adicional y aumenta el riesgo de interacciones inesperadas.
Interoperabilidad multi-terminal y multi-proveedor
El desafío del control se vuelve aún más agudo a medida que Europa pasa de enlaces HVDC punto a punto a redes HVDC multi-terminal y eventualmente multi-proveedor. Los parques eólicos marinos en el Mar del Norte, por ejemplo, probablemente se conectarán a través de una red mallada en lugar de líneas radiales individuales. En tal sistema, una estación convertidora de un proveedor debe comunicarse y cooperar con equipos de otro proveedor.
La interoperabilidad no es simplemente una cuestión de acordar niveles de tensión y potencia. Los modos de control, los esquemas de protección, los protocolos de comunicación e incluso la propiedad intelectual deben estar alineados. Los proveedores pueden mostrarse reacios a compartir detalles propietarios, pero sin estándares comunes, el sistema no puede garantizar una operación estable en condiciones de falla. Este es uno de los obstáculos técnicos y comerciales más difíciles para la expansión de la red HVDC.
Lecciones de PROMOTioN y futuras investigaciones
Plet dirigió anteriormente PROMOTioN, un importante programa europeo de investigación y demostración centrado en la tecnología HVDC marina mallada. Ese proyecto avanzó el estado del arte en interruptores de corriente continua, estrategias de protección y control multi-terminal. Demostró que tales sistemas pueden funcionar, pero también destacó las brechas restantes. Las iniciativas posteriores están abordando ahora esas brechas con mayor atención.
La comunidad investigadora y la industria han aprendido que la estandarización del hardware por sí sola es insuficiente. Para aprovechar plenamente los beneficios del HVDC, los códigos de red deben evolucionar para acomodar nuevos esquemas de control, y las empresas de servicios públicos deben adoptar métodos de planificación que traten las redes multi-terminal como un sistema integrado en lugar de una colección de activos separados. La tecnología está lista; la arquitectura de red circundante todavía está poniéndose al día.
Diferencias regionales: Europa, Estados Unidos e India
El avance de Europa hacia bloques de 2 GW y 525 kV contrasta con los proyectos más grandes de 3 GW que se están desarrollando en Estados Unidos e India. Estas diferencias regionales reflejan distancias de transmisión variables, densidades de carga y objetivos de integración renovable. En Estados Unidos, las interconexiones de larga distancia entre regiones ricas en renovables y centros de población son cada vez más comunes, lo que impulsa la necesidad de enlaces HVDC de mayor capacidad. India también está invirtiendo en HVDC para trasladar energía desde sus corredores solares y eólicos a áreas de alta demanda.
Si bien el hardware puede diferir, los desafíos de control son universales. En todas las regiones, los requisitos de control de formación de red aún se están definiendo, y la interoperabilidad multi-proveedor sigue siendo un trabajo en progreso. La industria aún no ha establecido un marco común sobre cómo deben comportarse los convertidores durante la operación normal y las perturbaciones.
Conclusiones clave
- El HVDC es ahora una tecnología convencional para los planificadores de transmisión, no una solución de nicho.
- Los mercados europeos están estandarizando los sistemas HVDC de 2 GW y 525 kV, con proyectos de 3 GW en EE. UU. e India.
- Los controles de formación de red se están volviendo esenciales, pero faltan estándares globales.
- Las redes HVDC multi-terminal y multi-proveedor enfrentan desafíos significativos de interoperabilidad.
- Programas de investigación como PROMOTioN han demostrado viabilidad, pero también han revelado brechas que requieren un esfuerzo continuo.
El camino por delante
La transición hacia una red construida sobre HVDC ya está en marcha. El hardware es cada vez más estándar y asequible, pero el sistema circundante (los controles, códigos y prácticas de planificación) aún está evolucionando. Cerrar esta brecha requerirá la colaboración entre empresas de servicios públicos, reguladores, proveedores e investigadores. Sin estándares comunes para el comportamiento de formación de red y la interoperabilidad multi-proveedor, la promesa completa del HVDC seguirá sin cumplirse.
En la próxima década, es probable que el HVDC se vuelva tan común como la transmisión de CA en muchas partes del mundo. Pero la integración exitosa de estos sistemas depende de resolver el rompecabezas de la red que los rodea. Como Plet y sus colegas han enfatizado, la tecnología está por delante de la infraestructura que la rodea. La pregunta es cuán rápido puede ponerse al día el resto de la red.
Este artículo se basa en información de CleanTechnica. Lea el artículo original.
Originally published on cleantechnica.com