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de la energía renovable. Este enlace VSC HVdc de 520 kV
y 730 km transmitirá energía, principalmente submarina,
desde Blyth, Reino Unido, y Kvilldal, Noruega. Una vez que
entre en servicio, la línea será la interconexión energética
submarina más extensa del mundo. En caso de que se produzca un exceso de energía eólica en el Reino Unido, la energía fluirá a través del enlace con Noruega, lo que le permitirá
conservar agua en sus embalses. Durante los períodos de alta
demanda y baja energía eólica en el Reino Unido, la electricidad de las centrales hidroeléctricas de Noruega fluirá
hacia el Reino Unido.
El aumento de la estabilidad y la capacidad de transmitir
grandes cantidades de energía generada de forma remota a
través de distancias extremadamente largas ofrece oportunidades adicionales para mejorar la resiliencia. Debido al alto
grado de control del flujo de energía activa, se pueden implementar métodos de control adicionales para aumentar aún
más la estabilidad del sistema energético. La capacidad de
transmitir de forma arbitraria una corriente que se ajusta a
una forma de onda predeterminada (es decir, modulación de
energía activa) se utiliza principalmente en los métodos de
identificación de sistemas de alta fidelidad. La energía activa
puede modularse en función de formas de onda predeterminadas, lo que proporciona a los ingenieros información que
les permite comprender mejor las características resonantes
(es decir, los fenómenos oscilatorios electromecánicos) de
las grandes redes interconectadas.
Provistos de modelos precisos desarrollados mediante
estímulos deliberados, los sofisticados métodos de control de
amortiguación de área extensa (WADC) están disponibles
para reducir el comportamiento oscilatorio no deseado en el
sistema. Estos sistemas de control aumentan la estabilidad
al mismo tiempo que mejoran los flujos energéticos de CA
en todo el sistema al reducir las oscilaciones causadas por el
desequilibrio dinámico de energía de área a área. También
se ha demostrado que las interconexiones de HVdc reducen
el tiempo de recuperación de un apagón a nivel local, como
ocurrió en Finlandia en 2015. Una cuidadosa inyección de
energía activa en la estación convertidora remota más cercana al apagón mejora las capacidades de arranque autógeno
de la generación y las cargas afectadas.

el mayor número de redes de CA individuales mantengan
su estabilidad independientemente unas de otras, disminuyendo el número total de consumidores afectados durante
un evento.
Un sistema MTDC puede configurarse con todos los convertidores conectados en serie, como se muestra en el gráfico
2(a), de manera que todos puedan captar la misma corriente.
Este esquema se presta más a los esquemas de conversión
de corriente de línea conmutada, como el del proyecto de
transmisión Quebec-Nueva Inglaterra, el cual cuenta con
tres terminales. Una terminal controla la corriente continua,
mientras que las tensiones de CC locales son controladas por
las otras terminales del sistema para inyectar o extraer la
energía impuesta. El VSC HVdc soporta mejor las redes de
CC conectadas en paralelo o en malla, lo que podría evolucionar hacia redes de HVdc, como se muestra en el gráfico 2(b). Los actuales sistemas VSC requieren la acción de
un disyuntor de CA para eliminar las fallas de CC, pero el
desarrollo continuo de los disyuntores de CC proporcionará
una mayor selectividad para aislar las fallas de CC, mejorando la resiliencia.

¿Qué se puede hacer para garantizar la
seguridad de HVdc?
Dada la amplia variedad de capacidades de HVdc descritas
anteriormente, es conveniente plantear la siguiente pregunta:
Si el futuro de la resiliencia de las redes puede mejorarse
utilizando la seguridad de HVdc, ¿qué se puede hacer para
garantizar la seguridad de los sistemas HVdc?

(a)

HVdc multiterminal
Los sistemas HVdc multiterminales (MTDC) suelen estar
configurados para disponer de varios convertidores (de tres
a cinco hasta la fecha) conectados mediante múltiples líneas
HVdc. Los sistemas HVdc punto a punto se diferencian de
los sistemas MTDC en su capacidad de conectar más de dos
sistemas de forma simultánea, a la vez que proporcionan servicios similares a los que ofrece un esquema punto a punto.
Además de las mejoras mencionadas anteriormente en la
transmisión segura de energía a gran escala, MTDC proporciona, como última línea de defensa, el funcionamiento en
isla forzado o la división de la red de emergencia de ciertos
sistemas de CA durante eventos graves. Esto permitiría que
mayo/junio 2019

(b)

gráfico 2. (a) Sistema de MTDC conectado en serie y (b)
red de MTDC conectada en paralelo.
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