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gráfico 7. El interior de la plataforma marítima SylWin 1
(utilizado con permiso de Siemens, www.siemens.com/press).

Tecnología de subestaciones
La opción de la tecnología de subestaciones influirá en su
diseño debido a que las tecnologías de GIS permiten dimensiones reducidas en comparación con las tecnologías de conmutadores aislados con aire. Aunque los GIS son una tecnología
madura en las redes de CA, no son ampliamente utilizados
para la HVdc. Los diseños de los GIS de CA no se pueden
transferir directamente a la CC debido a las diferencias que
existen en las distribuciones del campo eléctrico. En la actualidad, la tecnología de los GIS para las aplicaciones de CC se
encuentran en desarrollo para los niveles de tensión adecuados
de las futuras redes de HVdc. La primera aplicación mar adentro de GIS de CC será para el proyecto DolWin6 en Alemania;
por ahora, también se está desarrollando y probando tecnología de medición, como los divisores de tensión RC para GIS.

Subestaciones marítimas
Se espera que las redes de HVdc desempeñen una función
clave en las futuras redes marítimas que requieren instalaciones específicas en las plataformas donde el espacio y el
volumen son valiosos. Dado que estas subestaciones se ubican
lejos de la zona terrestre, el tamaño de la plataforma y el mantenimiento del sistema dominan las consideraciones de diseño
y costo. Las subestaciones de CC normalmente estarían lejos
de la costa debido a que se utilizaría tecnología de CA para
distancias más cortas. Aunque la distancia de equilibrio varía
de un sitio a otro, normalmente se indica en aproximadamente
100 km. Una subestación de CC mar adentro necesitaría ser
ubicada en una gran estructura protectora con un entorno
interno controlado que proteja los equipos contra la variación
de las temperaturas, el clima, el viento y las olas.
El gráfico 5 muestra una estructura marítima de HVdc típica
en una plataforma elevada, de muchos pisos de alto y del tamaño
de un campo deportivo. Las subestaciones han sido construidas
en las aguas relativamente bajas de la costa noroccidental de
Europa donde los ingenieros utilizan pilares de base fijos en
el fondo del mar. Los gastos de ingeniería civil e instalación
dominan los costos generales de dichas plataformas y generan
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una gran demanda de diseños compactos que minimicen el
tamaño de las estaciones. Como resultado, todas las subestaciones marítimas de CC han utilizado VSC y probablemente
continúen haciéndolo debido a una menor huella en comparación con los LCC. Una solución alternativa es la construcción
de islas artificiales, pero no existen aún ejemplos de esto.
Se está dando inicio a un trabajo considerable para reducir el
tamaño de la estructura (la parte superior), que reduciría más su
costo. También disminuiría el tamaño y el costo de la base. El
tamaño de los buques elevadores podría reducirse, lo que, dado
el suministro limitado de los buques elevadores grandes, podría
reducir potencialmente el tiempo y los costos de ejecución.
El otro factor de costo importante, el mantenimiento, surge
de las dificultades de transportar equipos grandes y personal
a una plataforma de subestaciones a una distancia larga de la
costa. Algunos factores que deben considerarse incluyen:
1) Clima: Transportar piezas grandes de equipos a una
plataforma en malas condiciones climáticas es difícil.
El envío de repuestos estará restringido por las condiciones climáticas disponibles.
2) Logística: Para el transporte de piezas más pequeñas
de la planta, partes y técnicos, un helicóptero podría
ser viable. Se debe contar con buques y tripulación
adecuados para los equipos grandes. Los equipos
grandes están diseñados para ser muy confiables; si
acaso fallan, podría ser solo una vez durante los más
de 20 años de existencia del sistema de HVdc. A pesar
la alta confiabilidad de los equipos, se requeriría tener y manejar buques y tripulaciones especiales en las
ocasiones poco comunes de interrupciones forzadas.
3) Repuestos: Los inventarios de equipos de repuesto
para las plantas grandes podrían tener costos prohibitivos. Podría ser necesario fabricar repuestos (o reparar equipos de plantas existentes en el lugar).
4) Acceso a la plataforma: Podría ser necesario extraer
de la plataforma la pieza a reemplazar, y esto podría
afectar la disposición de los elementos en la subestación, complicando el diseño eléctrico.
5) Pérdida de ingresos: Mientras una subestación de CC
está fuera de servicio, la energía del parque eólico al
que se conecta se bloquearía o restringiría.
Históricamente, las operaciones y consideraciones de mantenimiento han dado lugar a diferentes diseños de sistemas terrestres y marítimos. El gráfico 6 muestra un diagrama de línea
única simplificado de un enlace punto a punto a dos niveles. El
diseño de subestaciones terrestres optimiza el rendimiento eléctrico del sistema. El transformador de conexiones cuenta con
un cambiador de toma para adaptar mejor la tensión de CA de
la red al convertidor. Dado que los transformadores físicamente
grandes son componentes fundamentales de una planta e incluir
un cambiador de toma disminuye la confiabilidad de una planta,
los transformadores de conexiones marítimas no cuentan con un
cambiador de toma. Una disminución en la eficiencia del convertidor marítimo se acepta para conseguir costos inferiores en
las operaciones y el mantenimiento en general.
julio/agosto 2019

http://www.siemens.com/press

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