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De ser posible, los equipos no se ubican mar adentro. El
gráfico 6 muestra la ubicación terrestre de los resistores de
CC, que se utilizan para asegurar que los cables conectados de CC no experimenten sobretensiones. El espacio para
albergarlos no es parte de la subestación marítima, lo que
también reduce los costos.
Dado que las subestaciones multiterminales serían más
complejas y grandes, ubicarlas mar adentro aumentaría el
tamaño y el costo de las subestaciones marítimas. La mayor
complejidad también aumentaría la posibilidad de fallos en
los componentes. La aplicación de interruptores de HVdc,
con sus componentes grandes y complejos, aumentaría más
los costos de las subestaciones. Estos costos mayores son
particularmente altos cuando las subestaciones de CC multiterminales se ubican mar adentro en una plataforma, limitando potencialmente el desarrollo de dichas subestaciones.
Se han realizado inversiones importantes en la confiabilidad de la HVdc de VSC. Los convertidores ahora emplean
diseños de múltiples niveles modulares con varios submódulos. Como se muestra en el gráfico 7, cada submódulo
tiene aproximadamente el tamaño de una maleta grande y se
puede reemplazar de manera individual. Se puede diseñar un
convertidor con submódulos redundantes donde, si falla uno,
se puede cambiar y reemplazar con otro en línea.
El diseño de los convertidores marítimos requiere conocimientos especializados. Incluso con un 99 % de eficiencia,
una estación de 500 MW aún requiere sistemas de enfriamiento para soportar hasta 5 MW de calor. Además del
diseño térmico, el diseño de aislamiento eléctrico es un factor fundamental. Se debe dejar suficiente espacio libre entre
los componentes del convertidor y la estructura de la parte
superior para asegurar un aislamiento eléctrico adecuado.
Esto significa que gran parte de la estructura dentro de la
parte superior es aire limpio. Los autores anticipan que las
primeras aplicaciones de soluciones de GIS de CC se utilizarán mar adentro.
Aunque algunos diseños terrestres de HVdc de VSC utilicen tensiones de hasta 500 kV, las instalaciones marítimas
actuales se limitan a ±320 kV. Esto es coherente con los
niveles de tensión de los cables submarinos de XLPE que
estaban disponibles al momento de esta redacción.
Los principales fabricantes han iniciado una gran cantidad de subestaciones marítimas, que han estado funcionando con éxito durante varios años. Lo autores anticipan
un mayor progreso en la reducción del tamaño y costo de las
estaciones. En mantenimiento, el uso de robots, ya visto en
algunas subestaciones terrestres y turbinas eólicas, indudablemente se transferirá a los entornos marítimos.

Resumen
Aunque los principios de diseño para las subestaciones de
CA, como su disposición, son, en teoría, aplicables al diseño
de las subestaciones de CC, existen diferencias fundamentales y dependen de las decisiones tomadas en la topología, el
control y la protección de los sistemas. En primer lugar, la
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topología de la red de HVdc determina la cantidad de líneas
de transmisión a fijar en una subestación de CC. En segundo
lugar, los equipos primarios y secundarios requeridos en la
subestación de CC y sus características dependen de la filosofía de control y protección adoptada. Además, la ubicación
de la subestación (por ejemplo, terrestre o marítima) influye
en las decisiones tomadas en las tecnologías de construcción y aislamiento (por ejemplo, el aislamiento con aire o
gas). Los recientes desarrollos tecnológicos indican que la
mayoría de las bases están dispuestas para las futuras redes
de HVdc o que se está avanzando hacia una realización concreta. No obstante, la construcción de una red de HVdc confiable y rentable requerirá que los ingenieros consideren las
múltiples opciones para la protección, el funcionamiento y el
control del sistema, y las implicancias que tengan en la realización concreta de las subestaciones de CC subyacentes.

Lecturas complementarias
M. Barnes, D. Van Hertem, S. P. Teeuwsen y M. Callavik,
"HVDC systems in smart grids" (Sistemas de HVdc en redes
inteligentes), Proc. IEEE, vol. 105, n.° 11, págs. 2082-2098,
nov. de 2017.
Grupo de trabajo conjunto de CIGRÉ B4/B5-59, "Local
control and protection of HVDC grids" (Control y protección local de redes de HVdc), CIGRÉ, París, Francia, folleto
técnico, 2018.
Grupo de trabajo conjunto de CIGRÉ A3/B4.34, "Technical requirements and specifications of state-of-the-art
HVDC switching equipment" (Requisitos y especificaciones
técnicas de los equipos de conmutación de HVdc de última
generación), CIGRÉ, París, Francia, folleto técnico, 2017.
D. Van Hertem, O. Gomis-Bellmunt y J. Liang, HVDC
Grids: For Offshore and Supergrid of the Future (Redes de
HVdc: Para mar adentro y superredes del futuro). Hoboken,
Nueva Jersey: Wiley-IEEE Press, 2016.
V. Akhmatov et al., "Technical guidelines and prestandardization work for first HVDC grids" (Pautas técnicas y trabajo de preestandarización para las primeras redes de HVdc),
IEEE Trans. Power Del., vol. 29, n.° 1, págs. 327-335, feb. de
2014. doi: 10.1109/TPWRD.2013.2273978.

Biografías
Dirk Van Hertem pertenece a KU Leuven/EnergyVille,
Bélgica.
William Leterme pertenece a KU Leuven/EnergyVille,
Bélgica.
Geraint Chaffey pertenece a KU Leuven/EnergyVille,
Bélgica.
Mudar Abedrabbo pertenece a KU Leuven/EnergyVille,
Bélgica.
Mian Wang pertenece a KU Leuven/EnergyVille, Bélgica.
Firew Zerihun pertenece a KU Leuven/EnergyVille, Bélgica.
Mike Barnes pertenece a la Universidad de Manchester,
Reino Unido.
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