Power & Energy Magazine - Spanish - May/June 2019 - 144

en mi opinión

Willis Long

evolución de los enlaces
de HVdc
válvulas de arco de mercurio, tiristores y más

P

PARTICIPAR EN LAS ACTIVI
dades de la Power & Energy Society
del IEEE y CIGRE es de gran valor,
particularmente por las oportunidades que proporcionan para cumplir y
colaborar con ingenieros y científicos
con intereses similares. No se puede
enfatizar suficiente estos beneficios,
como sé por experiencia durante mi
larga carrera que abarcó el trabajo de
CC de alta tensión (HV) en los círculos
académicos e industriales. Insto encarecidamente a los ingenieros nuevos y
con experiencia a participar en comités
y grupos de trabajo.
Desde mi perspectiva, las nuevas
aplicaciones de HVdc han continuado
su evolución con mejoras en los equipos, y las perspectivas para el desarrollo de nuevas tecnologías en el mercado
de los EE. UU. son prometedoras. Esta
columna rastrea los desarrollos desde
las más antiguas aplicaciones de convertidor corriente-fuente de válvula
de arco de mercurio hasta hoy en día,
cuando la nueva tecnología de apagado
de los semiconductores de potencia ha
dado comienzo a los convertidores de
fuente de tensión (VSC, por sus siglas
en inglés) con capacidad nominal de
tensión de más de 500 kV.
A fines de la década de 1880 y comienzos de la de 1890, existió una
"batalla de las corrientes". De un lado
estaba Thomas Edison, que prefería la
CC para la distribución de energía eléctrica. Del otro lado estaba Nikola Tesla
(y George Westinghouse), quienes entendían las ventajas de la CA. La transIdentificador de Objeto Digital 10.1109/MPE.2019.2896692
Fecha de publicación: 17 de abril de 2019

144

ieee power & energy magazine

misión de grandes bloques de energía
eléctrica vía CC fue poco común por
medio siglo. El avance técnico definitivo ocurrió en Suecia en 1954. En 1970,
se encargó el primer enlace de HVdc de
los EE. UU.

Isla de Gotland, 1954
El primer enlace de HVdc "moderno" entró en funcionamiento en 1954.
Conectaba la isla de Gotland a la tierra firme sueca (96 km, o 60 millas)
y transmitía 20 MW en 100 kV a través de un solo cable conductor. (El
flujo de retorno era a través de agua
y tierra.) El equipo convertidor de
CA a CC y de CC a CA incluía dos
grupos de válvulas de seis pulsos
(puente rectificador), cada uno con capacidad nominal de 50 kV, 200 A y 10
MW. Los grupos fueron dispuestos en
serie del lado de la CC. Cada válvula
tenía dos ánodos en paralelo.
Cabe escribir algunas palabras sobre el término válvula. Para habilitar
la conversión de CA a CC y de CC a
CA, se requería un dispositivo de conmutación de HV. En los comienzos de
la transmisión de HVdc, la válvula del
convertidor era un dispositivo de arco
de mercurio. Una piscina de mercurio
en el fondo de la válvula funcionaba
como el cátodo. Durante la porción
positiva de la forma de onda de CA, la
válvula conduciría si se proporcionara un impulso de disparo (impulso de
puerta). La válvula dejaría de conducir
(bloque) si ocurriera una corriente cero
después de que la tensión de CA invirtiera su polaridad. (¡Es mucho más fácil imaginar esto si el elemento de con-

mutación es un tiristor y no una válvula
de arco de mercurio!)
Se da crédito al científico sueco
Uno Lamm por el diseño de la primera válvula de arco de mercurio exitosa,
la cual llevó al desarrollo y aplicación
de la válvula en el enlace de la isla de
Gotland. El modo de funcionamiento
normal era que la tensión del convertidor positivo estuviera en tierra firme
(el rectificador o convertidor CA a CC)
y que el inversor (convertidor CC a CA)
estuviera en la isla de Gotland. El funcionamiento inverso era posible pero
rara vez se usó.

Sistema de HVdc
Pacific Intertie
A principios de la década de 1960, un
pequeño grupo de ingenieros/planificadores de la Administración de Energía de Bonneville (BPA, por sus siglas
en inglés), en la región noroeste de los
Estados Unidos, comenzó a examinar
formas de enviar al sur el exceso de
energía hidroeléctrica desde las represas del río Columbia a la cuenca de Los
Ángeles. Se esperaba que, en verano,
hubiera necesidad de aire acondicionado y otras cargas y que la energía
hidroeléctrica del noroeste del Pacífico
fuera más económica que la generación
basada en combustibles usada en aquel
momento en el sur de California. El intercambio, entonces, se revertiría en el
invierno. Los ingenieros creyeron que
la idea de HVdc era interesante porque
la distancia era de aproximadamente
850 millas (1,370 km) y no había nece-

(continúa en la pág. 140)
mayo/junio 2019



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Contents
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