Posibilidad de repotenciación de líneas eléctricas aéreas para la futura superred europea

Trabajo Fin de Máster Máster Universitario en Sistemas de Energía Eléctrica POSIBILIDAD DE REPOTENCIACIÓN DE LÍNEAS ELÉCTRICAS AÉREAS PARA LA FUTURA SUPERRED EUROPEA Autor: Borau Rumbao, Miguel. Tutores: Cruz Romero, Pedro L. De la Villa Jaén, Antonio. Dep. de Ingeniería Eléctrica Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Sevilla, 2016 2 3 Trabajo Fin de Máster Máster Universitario en Sistemas de Energía Eléctrica POSIBILIDAD DE REPOTENCIACIÓN DE LÍNEAS ELÉCTRICAS AÉREAS PARA LA FUTURA SUPERRED EUROPEA Autor: Miguel Borau Rumbao Tutores: Pedro L. Cruz Romero Antonio De La Villa Jaén Dep. de Ingeniería Eléctrica Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Sevilla, 2016 4 5 Trabajo Fin de Máster: POSIBILIDAD DE REPOTENCIACIÓN DE LÍNEAS ELÉCTRICAS AÉREAS PARA LA FUTURA SUPERRED EUROPEA Autor: Miguel Borau Rumbao Tutores: Pedro L. Cruz Romero Antonio De La Villa Jaén El tribunal nombrado para juzgar el Trabajo Fin de Máster arriba indicado, compuesto por los siguientes miembros: Presidente: Vocales: Secretario: Acuerdan otorgarle la calificación de: Sevilla, 2016 El Secretario del Tribunal 6 7 AGRADECIMIENTOS A mis tutores, Pedro Cruz Romero y Antonio de la Villa Jaén. Por dedicarme todo su tiempo para guiarme en la realización del Trabajo Fin de Máster, resolviéndome todas las dudas en cualquier momento y de cualquier forma, solventando las limitaciones que conllevan realizar el mismo desde la distancia. A la Escuela Técnica Superior de Ingeniería de la Universidad de Sevilla, y en especial al Departamento de Ingeniería Eléctrica. Por haber cumplido con creces el objetivo de mi formación académica y por enseñarme que cualquier objetivo es posible si se afronta con el suficiente empeño y esfuerzo. A mis padres y abuelos. Por ser los responsables de mi formación personal, por permitirme llegar hasta aquí e inculcarme los valores que siempre intento seguir: bondad, generosidad, respeto, humildad, sacrificio, superación y perseverancia, entre muchos otros. A mis hermanas y sobrinas. A las primeras, por ayudarme siempre que lo he necesitado y ser un apoyo en todas las etapas de mi vida; a las segundas, por ser unas de las mayores alegrías de mi vida y de toda mi familia. A Carmen, mi futura esposa. Por su amor y alegría. Sin su compañía y apoyo, no me hubiese sido posible superar todos los retos que me he propuesto en los últimos seis años. A mis amigos. Por su fidelidad desde que éramos niños y por estar presentes en todos los momentos de mi vida. A Dios. Por estar siempre presente en mi vida y ayudarme en todo momento. Gracias a todos. 8 9 RESUMEN El actual sistema de transporte europeo se enfrenta a un gran desafío a largo plazo: la integración de la mayor cantidad posible de energía renovable y, para ello, se están estudiando diversas alternativas. Una de ellas es la creación de una superred, para lo que resulta indispensable una repotenciación del sistema de transporte actual. En un continente con tanta población como el europeo, se encuentran muchas dificultades para la construcción de nuevas líneas de transporte, por lo que una de las premisas de esta repotenciación es el máximo aprovechamiento posible de la infraestructura actual. Además, en la actualidad, las posibilidades de realizar grandes inversiones son reducidas, por lo que se debe buscar una alternativa que sea económicamente competitiva. El aprovechamiento de la infraestructura actual también conllevaría una reducción importante de la inversión. Desde este Trabajo Fin de Máster, se proponen tres configuraciones para llevar a cabo la repotenciación. 16 Figura 39: Acoplamiento de los sistemas DC - AC en relación al gradiente superficial de los conductores .............................................................................................................. 88 Figura 40: Ruido audible de la configuración original AC ............................................... 91 Figura 41: Configuraciones propuestas para la red híbrida AC – DC ............................. 91 Figura 42: Niveles de ruido audible para las configuraciones propuestas ..................... 92 Figura 43: Esquema del módulo superior....................................................................... 96 Figura 44: Pérdidas en la línea ...................................................................................... 100 Figura 45: Costes de la alternativa 1 sin subestaciones ............................................... 101 Figura 46: Costes de la alternativa 2 sin estaciones convertidoras ............................. 105 Figura 47: Conversión de sistema HVAC a híbrido ....................................................... 107 Figura 48: Costes de la alternativa 3 sin subestaciones ............................................... 111 Figura 49: Desglose de costes de las alternativas presentadas. 0 subestaciones ........ 114 Figura 50: Costes de las alternativas con 2 subestaciones / estaciones convertidoras115 Figura 51: Costes de las alternativas con 3 subestaciones / estaciones convertidoras116 Figura 52: Costes de las alternativas con 2 subestaciones - 600 km............................ 116 Figura 53: Costes de las alternativas con 2 subestaciones - 2.000 km ........................ 117 17 ÍNDICE DE TABLAS Tabla 1: Parámetros típicos de algunas líneas de transporte (60 Hz) ............................ 26 Tabla 2: Capacidades de línea basadas en los datos de la tabla 1 ................................. 27 Tabla 3: Métodos de repotenciación por intensidad ..................................................... 29 Tabla 4: Métodos de repotenciación por tensión .......................................................... 30 Tabla 5: Configuraciones de haz para aumentar la capacidad de transferencia ........... 32 Tabla 6: Líneas HVAC activas en China ........................................................................... 42 Tabla 7: Líneas HVDC activas en China ........................................................................... 42 Tabla 8: Resumen de la sección 1 ................................................................................... 52 Tabla 9: Pesos espaciales utilizados ............................................................................... 60 Tabla 10: Costes de inversión: materiales ...................................................................... 66 Tabla 11: Costes de mano de obra: estudios y diseños ................................................. 66 Tabla 12: Costes de mano de obra: montaje y desmontaje ........................................... 67 Tabla 13: Costes de mano de obra: revisiones e inspecciones ..................................... 67 Tabla 14: Parámetros utilizados en el cálculo de la distancia entre conductores ......... 80 Tabla 15: Distancias de seguridad calculadas según RD 223/2008 ................................ 80 Tabla 16: Servidumbre de paso en función del nivel de tensión ................................... 85 Tabla 17: Propuestas para la configuración de los conductores en un sistema híbrido 90 Tabla 18: Capacidad de transporte límite en estos circuitos ......................................... 90 Tabla 19: Aumento de capacidad logrado ...................................................................... 90 Tabla 20: Pesos estimados de la estructura – alternativa 1 ........................................... 96 Tabla 21: Pesos estimados de la estructura – alternativa 2 ......................................... 102 Tabla 22: Resultados simulación para δ2 = 60°............................................................. 113 Tabla 23: Precios obtenidos de la base de datos de IMEDEXSA .................................. 127 Tabla 24: Precio de mano de obra obtenido de la base de datos de IMEDEXA ........... 129 Tabla 25: Otros precios de mano de obra obtenidos de la base de datos de IMEDEXSA ...................................................................................................................................... 129 18 19 Capítulo 1: INTRODUCCIÓN 1. Alcance de este Trabajo Fin de Máster Con el objetivo de integrar la mayor cantidad posible de energía renovable en el sistema de transporte europeo, se deben realizar modificaciones en el mismo. Debido a la situación económica actual, las posibilidades de realizar grandes inversiones son reducidas, por lo que se debe buscar una alternativa que sea económicamente competitiva. Además, en un continente con tanta población como el europeo, también se encuentran muchas dificultades para la construcción de nuevas líneas de transporte. La potencia estimada que se inyectaría en el futuro debido a la integración de las distintas fuentes renovables en Europa es de 1 GW. Para favorecer la integración de esta energía, una posible solución es la creación de una superred, para la que resulta indispensable llevar a cabo una repotenciación del sistema de transporte. Desde este Trabajo Fin de Máster, se proponen tres configuraciones para llevar a cabo dicha repotenciación. En las tres configuraciones propuestas se ha tratado de reaprovechar lo máximo posible la infraestructura del sistema de transporte actual, reduciendo de esta forma la inversión que habría que realizar. 2. Situación actual red europea Los sistemas de generación, transporte y distribución de energía eléctrica han evolucionado mucho a lo largo de la historia. Las primeras redes de distribución, tanto en Estados Unidos como en Europa, funcionaban con corriente continua y a baja tensión. Como es bien sabido, la utilización de la corriente alterna y la aparición del transformador supusieron una revolución, puesto que permitió el transporte de electricidad a unas tensiones más elevadas, disminuyendo de esta forma las pérdidas. Durante el siglo XX, la tecnología hegemónica en el transporte de electricidad fue la alterna, pero se siguieron investigando los sistemas de transporte en corriente continua, hasta que hoy ambas tecnologías están presentes en las redes eléctricas. El uso de una tecnología u otra depende de la viabilidad técnica, económica y ambiental de cada una [7]. En el caso de que se requiera conectar dos sistemas que funcionan a diferente frecuencia (asíncronos), es necesario usar la tecnología HVDC (High Voltage Direct Current). Además, la tecnología HVDC tiene la ventaja de poder transmitir la potencia de una manera casi constante, al contrario que sucede con la tecnología HVAC (High Voltage Alternating Current) a consecuencia de la potencia reactiva. Además, la tecnología alterna puede presentar inestabilidades de tensiones debido al desfase que produce el efecto inductivo de las líneas o cables en los extremos de la transmisión. Por este motivo, es necesaria la compensación de reactiva 20 para poder mantener la tensión deseada en ambos extremos de la línea. Cuanto mayor es la distancia, mayor es la necesidad de compensación de reactiva. A pesar de las ventajas mencionadas en favor de la tecnología HVDC, siguen existiendo factores que justifican la opción HVAC en muchas aplicaciones. Las principales dificultades que encuentra la tecnología HVDC son la operación de las redes malladas en continua, la dificultad para instalar protecciones, para transformar tensiones de corriente continua y el elevado coste de las estaciones de transformación. Para tener una aproximación de la potencia instalada y del volumen de energía en Europa, se presentan los siguientes datos: En Europa, según un informe presentado en 2015 por parte de Eurolectric [10], la capacidad total es de unos 1.100 GW, de los cuales unos 108 GW son en nuestro país. El volumen de energía que se maneja es de unos 3.500 TWh al año. Actualmente, el 56 % de la electricidad es generada con tecnologías bajas en carbono, como la tecnología nuclear y, por supuesto, las diferentes tecnologías renovables. En 2013, el 72,5 % de la potencia instalada en Europa fue de tecnología renovable. Para 2020, se espera que haya una potencia instalada de eólica alrededor de 18,9 %. Para ello, se están instalando muchos parques eólicos, tanto offshore como onshore, de hecho el 44 % de la potencia instalada en 2015 fue eólica. Además de los datos presentados, hay que tener presente que en los próximos años se necesitará una cantidad de energía mucho mayor que la actual, ya que se estiman otros 800 TWh al año, debido al auge del vehículo eléctrico. 3. ¿Por qué la superred? La superred es la solución que permitiría la integración masiva de energía renovable en el sistema eléctrico europeo. Especialmente en Europa parece una solución muy interesante, debido a la gran cantidad de fuentes renovables que hay disponibles, pero que se encuentran geográficamente muy distanciadas (a menudo offshore). La superred conectaría diferentes fuentes de energía, lejanas unas de las otras, a la red existente, al mismo tiempo que ofrecería un control adicional. Las fuentes de energía renovable, normalmente, tienen una generación variable e impredecible. Equilibrarlas es uno de los retos más importantes para su integración en la red. El segundo reto es transportar la energía desde los lugares remotos donde se producen hasta los centros de consumo. El transporte de energía para distancias tan grandes cargaría aún más el ya sobrecargado sistema de transporte europeo. Además, por la imprevisibilidad de las renovables, se necesitarían más líneas para la misma cantidad de energía. Sin embargo, las inversiones en sistemas de 21 transporte, especialmente para nuevas líneas, se han limitado en la parte más poblada de Europa, principalmente por razones ambientales, de salud o políticas. La futura superred, o un nuevo esqueleto para el sistema de transporte, tiene potencial para solucionar los problemas mencionados. La superred ofrece un equilibrio mediante la dispersión geográfica, que se consigue conectando las energías de distintas tecnologías – solar, eólica e hidráulica-. La variabilidad de producción de estas energías se puede reducir por la correlación entre ellas. La energía eólica del norte de Europa se podría equilibrar con la eólica de España o la solar del Sahara. Lo que quede por equilibrar se puede conseguir con la energía hidráulica, posiblemente de Escandinavia o de los Alpes. Incluso se podría permitir la conexión de energía geotérmica de Islandia. Como vemos, el resultado sería un mayor porfolio de energía de diferente procedencia. Además, incrementaría la seguridad de la red. El proyecto de la Unión Europea, BEST PATHS, se está desarrollando para dar solución a los desafíos que conlleva la creación de la superred. En este proyecto participan cuarenta organizaciones líderes en investigación, industria, servicios y operadores de los sistemas eléctricos de Europa. Este proyecto quiere desarrollar nuevas tecnologías para aumentar la capacidad de la red de transporte del continente. El consorcio que está detrás de este proyecto consta de un equipo multidisciplinar de once países: Bélgica, Dinamarca, Francia, Alemania, Hungría, Noruega, Italia, España, Suecia, Suiza y el Reino Unido. El objetivo global del proyecto BEST PATHS es presentar soluciones para permitir la transición de líneas HVDC a redes HVDC, aumentar y repotenciar la existente red de alterna y la integración de enlaces superconductores de alta potencia dentro de las redes malladas de alterna. El proyecto consta de cinco direcciones de investigación, una de las cuales es la repotenciación de la red de transporte existente. ENTSO-E estima que se necesitará construir o mejorar 523.000 km de líneas de transporte, lo que significaría una inversión de 104 G€, aunque la ventaja es que se podría hacer gradualmente. 4. Diferentes alternativas Se puede construir un nuevo esqueleto para el sistema de transporte, y este puede ser de alterna (AC) o continua (DC). La alterna es una tecnología muy conocida, que ofrece una solución barata y contrastada para el transporte de grandes cantidades de energía usando las líneas aéreas. Los sistemas de continua, sin embargo, experimentan muchos menos problemas con el transporte a grandes distancias. Algunos autores descartan la tecnología AC como solución para superred [4]. Sin embargo, los sistemas de alterna son capaces de transmitir grandes cantidades de energía a largas distancias usando sistemas UHV (Ultra High Voltage, 1.000 kV AC o superior). Estos sistemas se desarrollaron ya en los setenta, y ya han sido instalados en diferentes lugares del mundo. Las razones técnicas por las que estos autores estiman 22 que UHV AC no es una solución para la superred son que las pérdidas en continua son menores al no existir efecto pelicular, que los cables (subterráneos o subacuáticos) que se necesitan para esta tensión aún no están disponibles, que los cables AC experimentan una alta corriente de carga que limita su longitud, que los recursos offshore son inaccesibles usando AC, y que HVDC ofrece un control de potencia activa, haciéndolos más flexibles y que hacen más fácil limitar las sobrecargas en el sistema. Aparte de estas razones técnicas, la tecnología continua no emitiría campos electromagnéticos variables, por lo que parece que se encontrarían menos rechazos a esta opción. Estos autores presentan una gráfica (véase figura 1) en la que podemos ver los costes relativos de los sistemas HVDC y HVAC. Esta gráfica es sensible a diferencias de precio en función de si la instalación en estudio se encuentra en países más o menos densos poblacionalmente, ya que el coste del terreno es distinto en cada caso. Figura 1: Coste en función de la distancia de transporte [3] Según esta gráfica, las líneas AC solo pueden ser una solución válida para pequeñas distancias por el menor coste de inversión de las subestaciones, pero la tecnología UHV puede ser utilizada para la superred en el caso de que las desventajas que presentan se demuestren menos importantes. Son una buena opción cuando hay mucho espacio sin habitar o con poca conexión offshore. Más adelante, se hará un análisis más detallado sobre esta gráfica. Una buena solución para explotar los beneficios de cada tecnología sería una red híbrida AC vs DC. Se dedica un espacio en el Capítulo 4: Repotenciación propuesta para explicar uno de los métodos más importantes para estudiar el coste de un proyecto de líneas eléctricas: el método del coste de ciclo de vida. Debido a la complejidad del uso de intervalos matemáticos de incertidumbre, esta parte queda fuera del alcance de este Trabajo Fin de Máster, pero se ha utilizado su fórmula principal para estimar el coste de las tres alternativas presentadas en este TFM. 23 Por su parte, la tecnología HVDC se lleva usando más de cincuenta años para aplicaciones como la presentada: el transporte de una gran cantidad de energía a grandes distancias. Para la solución con corriente continua, la tecnología más empleada para transportar grandes cantidades de energía es la basada en CSCs (Current Source Converter), también llamado convertidor conmutado por la línea (LCC). Aunque también sería interesante estudiar las posibilidades que pone la tecnología LCC a disposición de la superred, esta tecnología se utiliza principalmente para transmitir una cantidad de energía mayor a la que nos ocupa en este estudio, que es del orden de 1 GW. Podría ser una alternativa a la superred el hecho de ubicar una o dos líneas de gran dimensión con tecnología LCC atravesando Europa, pero no es el caso que se estudia en este Trabajo Fin de Máster, ya que desde este Trabajo Fin de Máster se proponen tres alternativas diferentes para la creación de la superred. En un futuro próximo, se espera que la tecnología VSC (Voltage Source Converter) alcance potencias del orden de las esperadas en la superred. Por tanto, la tecnología que aplica para la solución HVDC es la tecnología VSC HVDC. Se desarrolló en los noventa, y desde entonces también se ha utilizado en diferentes aplicaciones. Esta tecnología utiliza IGBTs y, por tanto, permite un control de la frecuencia y la tensión independientes de la red AC. Esto permite la conexión a redes aisladas y ofrece la capacidad de restauración del sistema. Una aplicación de esta tecnología es la conexión a parques eólicos offshore. El convertidor VSC, del que se muestra su esquema en la figura 2, provee una tensión continua constante y la intensidad se controla para variar el flujo de potencia. Figura 2: Esquema VSC [4] En este Trabajo Fin de Máster, se realiza una estimación de los costes para los casos de la superred continua o alterna, teniendo siempre en cuenta que para la futura superred no se quiere sustituir el sistema de transporte existente, sino que se quieren añadir nuevas líneas a la red, intentando aprovechar las torres existentes, de tal manera que cohabiten el sistema actual de 400 kV y un nuevo esqueleto en los casos de incluir un módulo superior. En el caso de HVAC, la tensión que se considera interesante sería de 800 kV; en el caso de HVDC, una tensión que permitiese la repotenciación deseada sería de unos ± 500 kV. Para ello, se desarrollarán tres alternativas: en las dos primeras, se estudiará la posibilidad de modificar la estructura 24 de las torres existentes con el objetivo de instalar un módulo superior que pueda soportar estas nuevas líneas; y una tercera opción, la posibilidad de utilizar la estructura de las torres de doble circuito para que cohabiten la alterna y la continua. En el Capítulo 5: Análisis del coste de nuestras alternativas de repotenciación, se compararán estas soluciones. 25 Capítulo 2: TIPOS DE REPOTENCIACIONES 1. Principios básicos Antes de analizar las distintas posibilidades de repotenciación, es conveniente hacer un breve repaso de algunos de los principios básicos de las líneas de transporte, comenzando por su modelo en π, representado en la figura 3. Figura 3: Equivalente en π de cada fase de una línea de transporte [5] 1) Admitancia e Impedancia: La figura 3 muestra el modelo monofásico equivalente en π de una línea de transporte entre los nodos s y r. El elemento serie se compone de una inductancia en serie con una resistencia. La resistencia depende, principalmente, de la resistividad ρ del conductor, del área transversal S del conductor y de la longitud L del conductor. R=ρ·L S (2-1) Por otra parte, la inductancia depende en primera instancia de la distancia entre los conductores, del diámetro de los conductores o conjunto de conductores y de la longitud de la línea. A la frecuencia nominal del sistema, la reactancia inductiva es habitualmente mucho mayor que la resistencia, aumentando esta diferencia cuanto mayor nivel de tensión exista. Se describe al elemento serie como R+jX, donde R es la resistencia y X es la reactancia inductiva. Los elementos shunt constan de un condensador en paralelo con una pequeña conductancia. La conductancia shunt depende, primeramente, de las características del aislador, de las condiciones ambientales y de la longitud de la línea. La capacidad depende, en primera instancia, de la distancia entre conductores y de la longitud de la línea. En líneas cortas, la capacidad shunt es despreciable habitualmente, pero en líneas mayores de 200 km no es así. 32 configuraciones de haz expandido y haz HSIL-EXB, mostradas en la tabla 5, aumentan la impedancia característica a un valor cercano al límite térmico de la línea. Esta técnica también ayuda a mejorar la regulación de tensión y puede ayudar a reducir la intensidad del campo eléctrico en la superficie del conductor. En una línea de 238 kV, se consiguió una mejora de hasta un 38 % en la capacidad de transporte. Tabla 5: Configuraciones de haz para aumentar la capacidad de transferencia [1] Haz convencional Haz expandido (EXB) HSIL-EXB En la figura 5, podemos observar un ejemplo de estas configuraciones. Figura 5: Aplicación del haz expandido y HSIL-EXB [1] 33 2.2 Repotenciación por tensión La repotenciación de líneas aéreas a través del aumento del nivel de tensión es menos frecuente que a través del nivel de intensidad. Esto es debido a que aumentar el nivel de tensión es más costoso que el de intensidad, ya que usualmente se requieren modificaciones de los equipamientos de las subestaciones. Pese a ser más costosa, la repotenciación por tensión puede proporcionar un mayor aumento de la capacidad de transferencia. Esta repotenciación por tensión es posible si se consiguen las distancias eléctricas necesarias. Para ello, se necesitan dos áreas de estudio: la primera se basa en las distancias aéreas, y la segunda está basada en el nivel de aislamiento. a) Distancia aérea de los conductores: Una práctica habitual para conseguir la suficiente distancia eléctrica para llevar a cabo la repotenciación por tensión de líneas aéreas es haber puesto, anteriormente, distancias eléctricas para un nivel mayor de tensión. Estas distancias son las distancias a tierra y a otras estructuras de sujeción, las distancias fase a fase, entre los conductores y cables de tierra, y las distancias oportunas para un posible mantenimiento. Cuando se estudia el incremento del nivel de tensión, la distancia disponible en la línea existente debe ser suficiente para soportar las sobretensiones de un nivel de tensión superior. En la mayoría de los casos, la condición más restrictiva para incrementar el nivel de tensión de una línea es la distancia de fase a tierra. Existen diferentes técnicas para incrementar la distancia eléctrica:  Para mantener el conductor a una distancia a tierra suficiente: o Volver a tensionar los conductores existentes. o Realizar ajustes de la flecha. o Aumentar la altura del punto de sujeción. o Realzar o mover torres. o Añadir torres adicionales.  Otra opción es utilizar técnicas de compresión de las líneas para ajustar la distancia fase-fase: o Reducir la distancia entre conductores de fase. o Incrementar la distancia entre conductores de un haz (véase figura 5 anterior). o Utilizar aisladores con forma de V (véase figura 6). 34 Figura 6: Aislador con forma de V [49] b) Reaislamiento Otra solución para conseguir las distancias eléctricas necesarias es a través de la evaluación de la capacidad dieléctrica del aislador disponible. Este proceso requiere la evaluación de los esfuerzos de tensión. El objetivo es establecer la suficiente distancia para cumplir con la mínima distancia requerida y con el nivel de aislamiento para el nivel de tensión superior. Para reducir las distancias mínimas requeridas, es importante realizar la selección de los aisladores a través de una evaluación de la configuración del conductor en la estructura. El número de aisladores y su geometría tiene una gran importancia en el proceso. El reaislamiento es la técnica más usada para asegurar la capacidad dieléctrica del aislamiento. Para seguir esta técnica, se debe tener en cuenta el añadir o sustituir aisladores otros de otro material u otra geometría. 2.3 Otras opciones de repotenciación. Además de estos métodos, también es posible incrementar la capacidad de transferencia en líneas aéreas convirtiendo una línea trifásica a más de tres fases o convirtiendo un sistema HVAC a un híbrido AC-DC. El método consistente en utilizar más de tres fases es ampliamente rechazado debido al gran coste que se deriva de todo el cambio de equipamiento en las subestaciones. Además del coste, tampoco es una opción por el ruido audible y por el campo eléctrico que genera. El concepto de la red híbrida AC-DC para el sistema de transporte incluye el transporte simultáneo AC y DC en la misma línea. Algunos estudios en Suecia [24] e India [25] demuestran que es factible convertir las líneas AC de doble circuito en líneas 35 compuestas AC-DC, utilizando uno de los circuitos como DC bipolar, lo que significaría no alterar la estructura existente. Se puede ver un ejemplo en la figura 7. Figura 7: Esquema conversión doble circuito AC a sistema híbrido AC – DC [1] Como en todos los tipos de repotenciación expuestos anteriormente, el objetivo de esta conversión a una red híbrida es incrementar la capacidad de transferencia de energía. Para obtener una información más detallada de esta opción, se han analizado las referencias [24] y [25], que tratan sobre la conversión de una red de 380 kV AC a una híbrida, en el primer caso, y muestran un análisis de las ventajas observadas al convertir una línea AC en una híbrida sin alteraciones de los aisladores, conductores ni de las torres, en el segundo. El objetivo de la referencia [24] es estimar el aumento de capacidad de transferencia que se podría obtener al hacer la conversión de tecnología alterna a híbrida, teniendo en cuenta los principales efectos ambientales, el ruido audible generado por el efecto corona y los campos eléctricos al nivel del suelo. Los efectos ambientales son decisivos para la determinación del máximo nivel de tensión DC y para la selección de la configuración de polaridad DC más favorable. Además, los aisladores cerámicos tendrán que ser reemplazados por aisladores de material compuesto. El caso particular estudiado en [24] consistía en una configuración típica AC de 380 kV de doble circuito con conductor dúplex, como se muestra en la figura 8, que incluye las dimensiones principales (en metros) de la configuración. 36 Figura 8: Dimensiones (m) utilizadas en el estudio de [24] Hay diferentes formas de convertir la línea AC de conductor dúplex y doble circuito en una línea híbrida. Una opción podría ser mantener los conductores y los aisladores cerámicos en sus posiciones originales para formar una línea DC bipolar con un conductor de retorno metálico. Sin embargo, una manera más eficiente para incrementar la capacidad de transferencia sería redistribuir la configuración de los conductores disponibles, separando el haz de conductor dúplex superior y moviendo cada subconductor a las fases inferiores para formar la línea DC bipolar con un haz de conductor tríplex, como se observa en la figura 9. Figura 9: Línea híbrida creada con el reordenamiento de los conductores [24] 37 Las configuraciones A y B de la figura 9 se refieren a las dos posibilidades de configuración de polaridad. La elección de la polaridad dependerá del esquema HVDC empleado. La tecnología estudiada en este Trabajo Fin de Máster, VSC, está basada en IGBTs, por lo que la polaridad permanecerá constante. Para esquemas basados en tiristores, la polaridad cambia con la dirección del flujo de potencia, lo que significa que la configuración de polaridad más favorable iría en consonancia con la dirección de flujo de potencia más frecuente. Los aspectos ambientales que hay que considerar en los proyectos de líneas de transporte incluyen, fundamentalmente, el efecto corona, ruido audible, interferencias de radio, campos eléctricos y magnéticos. Los efectos corona y de campo dependen de los niveles de tensión e intensidad, así como de la configuración y posicionamiento de los conductores. Los gradientes de tensión en la superficie del conductor son de vital importancia para el efecto corona, mientras que la posición de los conductores son esenciales para los campos magnéticos y eléctricos a nivel del suelo. Para una línea híbrida AC - DC, el efecto corona depende también del posicionamiento relativo de los conductores DC y AC. La razón es que se inducirán cargas estáticas en los conductores AC debido al campo eléctrico de los conductores DC y viceversa. Además, el gradiente de tensión en la superficie de los conductores AC tendrá una componente DC adicional y de igual modo ocurre en los conductores DC con una componente adicional AC. También hay que tener en cuenta que los campos eléctricos al nivel del suelo dependen del posicionamiento relativo de los conductores AC y DC, ya que los conductores DC actúan como cables de tierra al campo eléctrico AC, y viceversa. De modo que hay que tener en cuenta las implicaciones que tiene esta conversión en términos del ruido audible, interferencia de radio, campo eléctrico y magnético. El nivel de ruido audible en una línea AC es más alto en condiciones de lluvia, siendo casi inapreciable con buen tiempo. Por otra parte, el nivel de ruido audible en una línea DC es mayor cuando los conductores están secos. Esto implica que en una línea híbrida, el ruido audible aumentará en condiciones de buen tiempo. De este modo, el nivel máximo de ruido audible aceptable con buenas condiciones atmosféricas es esencial para la selección del máximo nivel de tensión DC. Este límite se establece por regulaciones locales y se suele situar entre los 40 – 50 dB. Las interferencias de radio se comportan de una manera muy parecida al ruido audible en cuestiones de condiciones atmosféricas, lo que significa que el nivel de interferencia de radio con condiciones climatológicas favorables será mayor para la configuración híbrida debido a la contribución de la línea DC. Sin embargo, en condiciones de lluvia, la contribución de interferencia de radio de la línea AC aumentará unos 15 – 20 dB, mientras que la contribución de la línea DC disminuirá. El 38 máximo nivel de interferencia de radio de la línea, que se da en casos de lluvia, se verá afectado por la configuración híbrida. En cualquier caso, la interferencia de radio, a pesar de ser importante, no es un factor determinante, por lo que no hay que darle una importancia mayúscula. Los límites de campo eléctrico también están recogidos en las normativas locales. Para este caso particular suele situarse en torno a los 5 kV/m. Al contrario de lo que ocurre para líneas AC, no se aplican límites para el campo eléctrico estático causado por fuentes DC. Sí es cierto que existen límites nacionales, pero la información es muy escasa. Lo cierto es que los efectos del campo eléctrico DC parece que son más molestos que dañinos, por lo que es difícil establecer niveles máximos recomendados. Los límites de campo magnético también son cubiertos por regulaciones locales. Un valor límite habitual para la exposición de campos magnéticos es de 100 µT para campos AC y de 40 mT para campos DC. Otro de los factores más determinantes para la conversión a configuración híbrida es el dimensionamiento de los aisladores. Así pues, unos que encajan bien para el circuito DC de la red híbrida son los aisladores suspendidos de material compuesto. Su ventaja principal es que para una misma longitud de conexión, su rendimiento ante la contaminación es superior que en los aisladores de vidrio o cerámica. Una vez dimensionada la red híbrida con todos estos aspectos, se estudia el aumento de la capacidad de transferencia. En el caso de la referencia [24], se obtuvo el aumento en la capacidad de la línea reconvertida mostrado en la figura 10. Se puede observar que la capacidad de la línea reconvertida aumenta en las alternativas DC respecto a la AC original. Figura 10: Capacidad de transferencia de la línea reconvertida. Alternativas AC y DC a diferentes tensiones [24] 39 En la referencia [25] se demuestra que al modificar la configuración de una línea de doble circuito a una híbrida, se puede conseguir una mejora en la capacidad de transferencia. En el caso particular estudiado en este artículo, los autores intentaban aumentar carga de las líneas hasta su límite térmico sin alterar los conductores, aisladores ni las torres; todo ello sin causar ningún problema de estabilidad transitoria. El aumento de capacidad conseguido en este caso particular fue de un 83 %. Por la particularidad de nuestro caso, es importante tener en cuenta ciertos aspectos sobre la coordinación de aislamientos. El objetivo de la coordinación de aislamientos es asegurar que, ante cualquier fallo de aislamiento, el sistema se restaura de manera autosuficiente y que la probabilidad de fallo está por debajo de los límites aceptables. La coordinación de los aislamientos para líneas aéreas se basa en la estimación de la sobretensión más severa. El proceso de repotenciación requiere el estudio de la coordinación de los aislamientos de las líneas aéreas a su nivel de tensión, basándose en el esfuerzo aplicado y la capacidad dieléctrica. A continuación se describe el proceso para la coordinación de los aislamientos para sobretensiones transitorias y permanentes. Como es bien sabido, las sobretensiones en las líneas de transporte se generan por cambios repentinos en las condiciones de operación. Estos cambios pueden ser debidos a operaciones de conmutación, caída de rayos o fallos en el sistema. La magnitud de estas sobretensiones es clave a la hora de seleccionar el nivel de resistencia requerido para el equipamiento y las distancias de aislamiento. La IEC clasifica las sobretensiones en tres tipos: permanentes, transitorias de tipo rápido (fast-front overvoltages) y transitorias de tipo lento (slow-front overvoltages), siendo las transitorias las que tienen una mayor repercusión a la hora de identificar la distancia aérea adicional para el nivel de tensión superior. Los requerimientos de distancia eléctrica para un nivel de tensión determinado se derivan de las características de la tensión de ruptura (breakdown voltage). Las distancias de aislamiento para una línea aérea de transporte bajo diferentes sobretensiones son las mostradas en la figura 11. 40 Figura 11: Distancias eléctricas para distintas sobretensiones [1] Por lo tanto, antes de ejecutar cualquier tipo de repotenciación, se deben estudiar exhaustivamente las distancias disponibles de la línea existente para identificar cualquier insuficiencia de las distancias para un nivel de tensión superior. 41 Capítulo 3: ESTADO DEL ARTE En este capítulo, se presentan aplicaciones y ejemplos tanto de líneas en las que se ha utilizado las tecnologías HVAC y HVDC, como de diferentes repotenciaciones. 1. Tecnologías HVAC y HVDC presentes en el mundo Para analizar con propiedad lo que se presenta en esta sección, es necesario volver a presentar esta curva de costes de las tecnologías HVAC y HVDC. Es importante ver en la figura 12 que las estaciones convertidoras para la tecnología HVDC tienen un coste muy superior a las subestaciones necesarias para la tecnología HVAC. No obstante, como las líneas HVDC presentan unas menores pérdidas durante el transporte de energía, el coste se equilibra en un punto, llamado distancia crítica. Figura 12: Curvas de coste de las tecnologías HVAC y HVDC [33] El primer ejemplo de tecnología HVAC presentado se encuentra en el continente asiático. A raíz del fuerte apagón sufrido en China en el año 2005, el gobierno de este país decidió hacer fuertes inversiones en la seguridad de suministro para cumplir con la demanda de la industria y para asegurar el crecimiento económico. Entonces, la potencia instalada creció desde 443 GW hasta 793 GW en el periodo de 2004 a 2008. En China, hay dos provincias, Yunnan y Guizhou, que cuentan con el 90 % de reservas de energía del país. Una tercera provincia, Guandong consume el 56 % de la energía, por lo que se necesita transportar la energía desde el oeste al este [11]. 48 Figura 18: SouthWest Link [16] La parte norte del enlace consta de 180 km de líneas aéreas de 400 kV AC, y su puesta en servicio fue en abril de 2015. Sin embargo, la parte sur aún está en construcción. Ésta consta de 250 km de tecnología HVDC VSC MTDC (60 km líneas aéreas y 190 de cables subterráneos) con una capacidad de transferencia de 1.200 MW. La puesta en servicio está establecida para septiembre de 2016 para los primeros 600 MW y para junio de 2017 los 600 MW restantes. La inversión del proyecto es de unos 800 M€. Otro ejemplo de esta tecnología utilizada en el presente se puede ver en Alemania con el proyecto BorWin2 [17]. Con este proyecto, el operador del sistema alemán TenneT cuenta en su haber con una nueva conexión DC a su red de 200 km de largo y una capacidad de transporte de potencia adicional de 800 MW. Esta conexión puede ser utilizada por los parques eólicos offshore de Veja Mate und Global Tech 1, situados a más de 100 km de la costa, para integrar una gran cantidad de energía a la red. El proyecto se aceptó en 2010 y se puso en servicio el 30 de enero de 2015. BorWin2 ha sido construido con la tecnología de Siemens. La tecnología empleada fue VSC y los convertidores multinivel modulares. La atracción especial de este enlace es que una de las dos estaciones convertidoras está construida en el mar. Cada estación convertidora está equipada con dos transformadores trifásicos de 590 MVA offshore y 585 MVA onshore. Cada cable de 300 kV (hay dos) que unen la plataforma con la subestación onshore tienen una longitud de 200 km, de los cuales 125 son cables subacuáticos y 75 km son subterráneos. Se puede ver un esquema en la figura 19. 49 Figura 19: BorWin2 [17] Sin ir más lejos, se puede encontrar otro ejemplo de esta tecnología en nuestro país, en la última conexión para interconectar Francia y España [18]. La interconexión eléctrica subterránea España – Francia es una obra pionera en el mundo. Los operadores del sistema de ambos países (Red Eléctrica de España – REE; Réseau de Transport d’Électricité - RTE) firmaron en 2008 un acuerdo para construir, a partes iguales, la sociedad Inelfe con el fin de ejecutar la construcción de una nueva línea eléctrica que uniera España y Francia por el este de los Pirineos, duplicando la capacidad de intercambio de 1.400 a 2.800 MW. De este modo, también se aumenta la seguridad, estabilidad y calidad del suministro eléctrico en ambos países, además de permitir una mayor integración de la energía eólica procedente del sistema ibérico, así como de la energía nuclear procedente del sistema francés. La nueva línea tiene un trazado de 64,5 km y enlaza los municipios de Santa Llogaia (Figueres) con Baixas, próximo a Perpiñán. El trazado de la interconexión va soterrado en zanja de hormigón menos el túnel de 8,5 km que atraviesa los Pirineos y que transcurre paralelo a la línea ferroviaria de alta velocidad. Vemos su localización en la figura 20. 50 Figura 20: Interconexión Francia - España. Año 2015 [18] Se trata de una línea DC de 320 kV de tensión y ha sido necesario construir dos estaciones convertidoras, una en cada extremo del trazado. Cada estación cuenta con más de 5.400 módulos de potencia para la conversión. Por primera vez en Europa, se ha utilizado la tecnología VSC en un enlace eléctrico de esta potencia. Los trabajos de construcción de la línea finalizaron en febrero de 2015, coincidiendo con la inauguración oficial de la misma. Desde esa fecha, la línea ha estado funcionando en modo de pruebas técnicas, y desde el 5 de octubre de 2015, ha iniciado su operación comercial. La inversión total de la interconexión asciende a 700 millones de euros. El último proyecto en funcionamiento que se presenta es el Caprivi Link Interconnector, en África [22]. Este enlace de HVDC que utiliza la tecnología VSC conecta las redes AC de Namibia y Zambia con 950 km de líneas aéreas operando a 350 kV. La puesta en servicio de los primeros 300 MW fue completada en octubre de 2010, pero está previsto ampliar la conexión otros 300 MW. Se puede observar su localización en la figura 21. Figura 21: Caprivi Link Interconnector [22] 51 La red existente en el sur de África (SAPP: Southern African Power Pool) está representada por un sistema AC interconectado con tres sistemas HVDC. La mayor parte de la generación situada en Sudáfrica consiste principalmente en centrales térmicas, mientras que el área central (Zimbabue y Zambia) contiene una gran proporción de centrales hidroeléctricas. Por último, el corredor oeste (Namibia) tiene una pequeña generación hidroeléctrica y térmica. El enlace Caprivi Link es muy importante para la conexión de la zona ya que une el sudoeste con la parte sur de África. Para la puesta en servicio de los primeros 300 MW, el coste del proyecto fue de 350 M€. Como información adicional, se presentan dos proyectos HVDC – VSC que están en fase de diseño y construcción, y que tienen prevista la puesta en servicio en 2020 y 2021. Estos enlaces son, respectivamente, el NordLink y el North Sea Link, ambos de ABB. El NordLink [19] es un excelente ejemplo de cómo la interconexión de redes utilizando la tecnología HVDC puede ayudar a los países a conseguir un mix energético sostenible. Este enlace tiene una longitud de 623 km, siendo de este modo la interconexión más larga de Europa. Este enlace es fundamental para conectar Alemania con la península escandinava (véase figura 22) y ha sido declarado como proyecto de interés europeo, ya que se prevé que pueda ayudar a crear el ansiado mercado europeo único de la electricidad. Figura 22: NordLink [19] En este caso, ABB proporciona a Statnett y TenneT dos estaciones convertidoras de ± 525 kV para poder transferir 1.400 MW y un sistema de cables de 525 kV, donde se encontrarán cables subacuáticos, subterráneos y líneas aéreas. Por último, el enlace North Sea Link [20] interconectará los mercados británico y nórdico (véase figura 23), aumentando de esta manera la seguridad de suministro de ambas regiones. Al igual que el mencionado anteriormente, la capacidad de transporte 52 será de 1.400 MW y también será de doble circuito. Este enlace será el mayor enlace subacuático del mundo y la primera interconexión entre el Reino Unido y Noruega. El enlace ayudará a evacuar la energía desde el Reino Unido cuando, por ejemplo, la generación eólica sea alta y la demanda sea baja, reservando el agua de las centrales hidroeléctricas de Noruega. Cuando la demanda sea alta en el Reino Unido y la generación eólica sea baja, la energía será transmitida en sentido contrario, mejorando la seguridad de suministro del Reino Unido. Además, también será un enlace determinante para el futuro mercado europeo único de la electricidad. La longitud de los cables subacuáticos será de 730 km, la tensión DC de ± 525 kV y ABB fabricará dos estaciones convertidoras de tecnología VSC, una a cada lado de la conexión subacuática. Figura 23: North Sea Link [20] Con el objetivo de recopilar la información presentada en esta sección, se muestran los datos más relevantes en la tabla 8. Tabla 8: Resumen de la sección 1 Proyecto País Fabricante Capacidad aportada (MW) Puesta en servicio SouthWest Link Suecia Alstom Grid 1.200 Junio 2017 BorWin2 Alemania Siemens 800 Enero 2015 Interconexión España – Francia España - Francia Siemens 1.400 Octubre 2015 Caprivi Link Interconnector Namibia – Zambia ABB 600 300 MW: Enero 2010 300 MW: Sin determinar NordLink Alemania - Noruega ABB 1.400 Previsto 2020 North Sea Link Reino Unido – Noruega ABB 1.400 Previsto 2021 53 2. Diferentes casos de repotenciaciones en el mundo Hay diferentes estudios sobre repotenciación y modernización de las líneas aéreas de transporte. Normalmente, estos estudios obtienen distintos incrementos en la capacidad de transporte, por lo que consecuentemente habrá diferentes costes asociados. El método de repotenciación será distinto para caso particular, por lo que habrá que analizarlo individualmente. El primer caso que se presesnta es el de una red existente de 88 kV entre Normandie y Hlungwana, en Sudáfrica [13]. Se buscaba aumentar la capacidad de transferencia de energía. El conductor presente en esta red es Wolf ACSR y con un cable de guarda de acero 7/2,65 con torres de celosía. La línea fue diseñada para 50 °C. El conductor Wolf ACSR está limitado a una temperatura máxima permitida por el conductor (MACT) DE 90 °C. Cabe mencionar que la mayoría de las líneas tienen conductores ACSR que están limitados a un MACT de 75 a 100 °C, mientras que los conductores HTLS están limitados a unos 150 – 210 °C. Se estudiaron distintas opciones para llevar a cabo esta repotenciación, entre ellas incrementar el límite térmico de los conductores existentes. Para ello, se analizó el proyecto con el software PLS-Cadd y se determinó que el conductor existente tenía buen rendimiento a 132 kV. Otras opciones que se consideraron para conseguir la repotenciación deseada fueron: aumentar el nivel de tensión de los conductores existentes, sustituir (quitar y volver a construir) las líneas actuales por otras nuevas o, incluso, recablear la línea actual con conductores HTLS, que tienen un nivel de elongación térmico más pequeño, menor flecha, diámetro del conductor similar y una resistencia similar. Por tanto, es una opción atractiva para la repotenciación de la línea. Para este caso particular, se tuvieron en cuenta los siguientes conductores: el conductor ACSS/TW Oriole (Aluminum Conductor Steel Supported / Trapezoidal Wire), que tiene unas propiedades de expansión térmica muy similares a las de los ACSR; el conductor ACCC (Aluminum Conductor Composite Core), que tiene un funcionamiento muy bueno al presentar una elongación térmica más pequeña; el ACCR (Aluminum Alloy Conductor Composite Reinforced), que tiene unas características de conductividad y resistencia a la tracción muy buenas y también presenta una menor flecha a temperaturas elevadas; el GZTACSR Hawk (Gap-Type Heat Resistant Aluminum Alloy (Aluminum Zirconium) Conductor Steel Reinforced), que tiene un pequeño hueco entre el núcleo y la cara interna de la capa exterior que favorece a la distribución de la resistencia a la tracción; el ZTACIR Hawk Equivalent (Extra Heat Resistant Aluminum Allot (ZT – Aluminum) Conductor Invar Reinforced), similar al ACSR pero con núcleo de aleación de invar de alta resistencia. Tiene una flecha relativamente baja a temperaturas altas. El precio es caro debido al coste del material invar. 54 Casi tan importante como la viabilidad técnica, lo es la viabilidad económica. El análisis económico de las opciones técnicamente válidas determina que la opción más económica sería incrementar el límite térmico del conductor existente Wolf ACSR. El problema de esta opción radica en que las pérdidas resistivas serían altas. Las pérdidas resistivas (I2·R) fueron cuantificadas sobre un periodo de inversión de 18 años. Tras esta, la siguiente mejor opción consistía en el recableado de la línea actual con cables del tipo HTLS y, por último, echar abajo y reconstruir la línea con conductores Single o Twin Kingbird ACSR. Todas las opciones estudiadas incluyen en su coste total de inversión (TIC) el coste de inversión de capital (CIC), incluyendo el coste de desmontar la línea existente para las opciones de reconstrucción; y el coste total de las pérdidas o coste de operación total (TOC). La mejor opción en cuanto al coste, basado en el TIC, es mantener el conductor Wolf ACSR en su sitio, incrementar su nivel térmico y luego aumentar la tensión a 132 kV. Las opciones de reconstruir la línea son más competitivas de lo que cabría esperar en un principio. Esto es debido a las bajas pérdidas que experimental los conductores Kingbird. Entre el resto de opciones, el recableado con HTLS, la mejor opción es la de GZTACSR Hawk. Un parámetro más eficiente para evaluar el coste es el ratio del TIC por cada MVA incrementado. Mantener el conductor existente Wolf ACSR es una muy buena opción si obviamos que, después del año 18, el Wolf ACSR no será capaz de soportar la carga requerida. Si no lo obviamos, entonces otras opciones son más atractivas. En cuanto a la opción de reconstruir la línea, la opción de Twin Kingbird es la más competitiva y atractiva. Sin embargo, esta opción es a menudo prohibitiva, ya que conllevaría un corte de la red durante un tiempo. La opción más atractiva de recableado es la de GZTACSR Hawk. Un poco más cara, pero capaz de funcionar a temperaturas más altas y a una potencia mayor, están las opciones de ACCC Copenhagen y ZTACIR Hawk Equivalent. Como se ha visto, repotenciar una línea aérea puede ser una opción económica para incrementar la capacidad de transferencia. La opción de tirar la línea, en el caso de que sea asumible, y volver a construir la línea con un conductor a una tensión más elevada puede ser una opción más competitiva que la sustitución por conductores HTLS, ya que estos conductores, a pesar de que ofrecen unas mejoras más importantes de la capacidad de transferencia, son soluciones caras. Un caso similar al que nos aplica en Europa, también se ha estudiado en Estados Unidos. El caso particular que se describe a continuación es el proyecto de Clean Line Rock Island, en el estado de Iowa [3]. 55 Al igual que en el caso de Europa, se deben tener en cuenta razones tecnológicas, políticas, económicas y ambientales a la hora de implementar la red de transporte. La solución escogida, en este proyecto, es la tecnología HVDC, usando LCC. El motivo de esta elección está razonado más adelante, pero conviene destacar que el objetivo de este proyecto era interconectar los distintos sistemas de transporte en Estados Unidos, pero sin hacer una red mallada (véase figura 24). Cuando se habla de conexiones malladas, la tecnología LCC no es tan buena opción por razones económicas y de rendimiento, ya que se necesita instalar equipamiento adicional para integrar múltiples líneas HVDC en una sola subestación convertidora, lo que aumenta considerablemente el coste del proyecto. Por lo que, para redes malladas (véase figura 25), consideran que la solución más adecuada es la de utilizar VSC. Figura 24: Configuración punto a punto o radial [3] Figura 25: Configuración multiterminal o mallada [3] En cuanto a la perspectiva económica, la inversión necesaria para un nuevo sistema de transporte se puede separar en diferentes categorías: costes de las subestaciones, uso de la tierra, coste de los cables/líneas, costes operacionales y de construcción, costes de mantenimiento y seguro. A la hora de hacer el estudio económico, se deben tener en cuenta los factores que pueden tener un impacto directo en el coste de la estructura: cantidad de energía que se quiere transmitir, el medio de transporte, condiciones ambientales, de seguridad y otras normativas. En el artículo [3] se estudian cuatro alternativas para líneas de 600 km: dos de alterna (aérea) y dos de continua. 56 El coste estimado para la primera opción planteada, es decir, una línea aérea HVAC de 500 kV con circuito simple y capacidad de transferencia de 2.000 MW es de 1,05 M€/km para la línea de transporte y 39,4 M€ por cada subestación. También se necesitan tres TCSC (Thyristor Controlled Series Compensator). El precio para los tres TCSC serían 60,89 M€. Se esquematizan estos costes en la figura 26. Figura 26: Línea aérea de 600 km. Circuito simple 500 kV AC. 2.000 MW [3] Para el caso particular estudiado en este Trabajo Fin de Máster, como se va a reutilizar la mayor parte de la estructura existente de las líneas de transporte, el coste de 1,09 M€/km se vería reducido. La segunda opción es igual que la primera pero utilizando un doble circuito (4.000 MW). Ambos circuitos se instalan en la misma torre. Esto aumenta un poco la servidumbre de paso y hace que las torres que se utilicen sean mayores. El precio de la subestación es aproximadamente el doble: 73,46 M€. Se pueden ver estos costes resumidos en la figura 27. Figura 27: Línea aérea de 600 km. Doble circuito 500 kV AC. 4.000 MW [3] Las dos próximas opciones utilizan la tecnología HVDC, por lo que es importante recordar que las subestaciones convertidoras de HVDC son mucho más costosas que las subestaciones HVAC. Aproximadamente, el coste del equipamiento necesario para AC es el 40 % del necesario para HVDC. 57 La tercera opción consiste en una línea aérea de ± 500 kV HVDC LCC bipolar – 3.000 MW. El coste de la línea de transporte en esta opción es de 0,62 M€/km. El coste aproximado de este convertidor sería de 266,13 M€, cinco veces más que su equivalente en AC (véase figura 28). Figura 28: Línea aérea de 600 km. LCC HVDC ± 500 kV. 3.000 MW [3] La cuarta y última opción propuesta es una línea subterránea ± 500 kV HVDC con una capacidad de transferencia de 2.000 MW. El coste estimado del conductor es 0,65 M€/km. El coste de empalme es de 0,05 M€ por unidad y el de terminación de 0,26 M€ por unidad. Los costes más importantes de esta opción son los de instalación, de 1,5 M /km; y el coste de la estación convertidora HVDC es de 209,62 M€. En la figura 29 se presenta un esquema de los costes. Figura 29: Cable subterráneo de 600 km. LCC ± 500 kV HVDC. 2.000 MW [3] En la figura 30 se puede ver un resumen de estas opciones para una distancia de 600 km. Es conveniente destacar que la opción 3 presentada es de tecnología LCC, cuando la opción que considerada en este Trabajo Fin de Máster para la superred es VSC, pero el resultado puede servir para obtener una idea global del coste de las alternativas. 64 La aplicación del método LCC para evaluar el coste de la línea de transporte incluye factores macroeconómicos que dependen de la economía del país. Debemos tener claro que cada país tiene una regulación local, unas tasas de impuestos distintas y que, por lo tanto, los datos aportados pueden variar de un país a otro. En el caso que nos ocupa en este Trabajo Fin de Máster, el proyecto debe desarrollarse bajo el amparo de la Unión Europea, por lo que deberían existir las mismas condiciones para todos los países en los que estuviese presente la superred. Cada proyecto de líneas de transporte es único, pero el modelo típico se rige por la ecuación 4-1. CLC =CCI +COM +CEL (4-1) Donde CLC es el coste de ciclo de vida, CCI es el coste de inversión de capital, COM es el coste de operación y mantenimiento; y CEL es el coste debido a las pérdidas.  Coste de inversión de capital: Para una nueva línea de transporte, este coste es el de las estructuras, conductores, trabajos civiles, ingeniería y administración. Los factores que influyen en estos costes son la servidumbre de paso, las regulaciones locales y los materiales de construcción. Es decir, los costes de inversión son los que se presentan en la ejecución de la obra. Este coste lo componen las cantidades y los costes unitarios de materiales, obra civil, montaje y desmontaje. Los materiales que se deben tener en cuenta en un proyecto de líneas de transporte son las estructuras (apoyos), ya sean torres metálicas o postes; conductores de fase, cables de guarda, cadenas de aisladores con herrajes, los distintos accesorios y los materiales para la puesta a tierra. En el caso que aplica, tratándose de líneas de muy alta tensión que se ubican generalmente en zonas rurales alejadas de centros urbanos, las estructuras utilizadas son de tipo torre. Para estimar el coste de las mismas, primero hay que distinguir entre estructuras de anclaje y de suspensión, ya que para cada una de ellas, se tienen unas dimensiones y accesorios diferentes. Generalmente, ambos tipos de estructuras tienen precios similares, pero no pasa lo mismo con los accesorios. En estructuras de anclaje, el conjunto de herrajes tiende a ser más costoso. También hay que tener en cuenta que el número de estructuras de suspensión es mayor que el de estructuras de anclaje. 65 En casos de repotenciación, según la alternativa empleada, puede no ser necesario un cambio en la estructura de las torres, por lo que el coste de inversión en las estructuras podría ser cero. Para las tres alternativas de repotenciación que se presentan en este Trabajo Fin de Máster sí que se necesita una inversión en las estructuras. En las dos primeras alternativas hay que contar con el material de los módulos superiores en los que se sitúan los nuevos conductores de las líneas de tensión superior y con el material necesario para reforzar la estructura original. En el tercer caso, modificación a red híbrida, al aumentar el número de conductores, también es necesario reforzar la estructura original. En cualquier caso, se detalla en el capítulo 5. El siguiente coste de inversión referente a los materiales sería el de las cadenas de aisladores. Estos costes incluyen el conjunto de herrajes para los conductores de fase, para el cable de guarda y los aisladores. Para nuestras alternativas, se necesitarán unos aisladores de material compuesto en las tres opciones propuestas, y además algunos accesorios extras, como espaciadores. Otro coste de inversión con relación al material es el del equipo de puesta a tierra, que incluye la varilla de puesta a tierra y el cable a utilizar de puesta a tierra. Es posible que la varilla de puesta a tierra no sea necesario modificarla. El cable de puesta a tierra que se suele utilizar es de 3 a 4 metros por estructura. El último coste de inversión en referencia al material es el de los conductores. Para este caso particular, se contará con este coste de inversión para las tres alternativas, ya que se necesitarán nuevos conductores. Para las dos primeras alternativas, hay que añadir los conductores que se situarán en el módulo superior, mientras que para la tercera alternativa, hay que añadir también nuevos conductores en el lado de AC que no se va a convertir, con el objetivo de mantener la capacidad que existía antes de la conversión. Tras el coste de inversión, también hay que tener en cuenta el coste de la mano de obra. Obviamente, al coste los materiales y equipos necesarios, hay que sumarle el coste de su montaje y desmontaje; de igual modo que hay que sumarle el coste de los estudios previos realizados. El coste de montaje y desmontaje es especialmente destacable en los proyectos de repotenciación, ya que el coste de desmontaje puede ser alto cuando haya que desmontar la estructura. El objetivo de nuestras propuestas es que el desmontaje se reduzca únicamente al desmontaje de los conductores y accesorios, recortando así en el coste de la mano de obra. Por ello es de vital importancia para las opciones 1 y 2 que el módulo adicional se pueda instalar sin desmontar la estructura original. 66 Dentro del coste de mano de obra, también entran los costes de las obras civiles si fuesen necesarias, como la construcción (excavación, adición de acero de refuerzo…) de cimentaciones donde se apoyan las estructuras. El último coste que hay que considerar de mano de obra es el de revisión, que incluye actividades como la verificación de la resistencia de la puesta a tierra o el etiquetado de las estructuras. En las tablas 10 a 13 se presentan los costes más importantes en un proyecto de repotenciación de líneas eléctricas AT. Estas tablas aparecen en la referencia [26], pero se incluyen únicamente aquellos costes que son de aplicación a nuestro caso particular. Tabla 10: Costes de inversión: materiales [26] Conductores y cables Cable de guarda 447 €/km Cable de Puesta a Tierra (2/0 AWG Cu desnudo) 4.300 €/km Conductor 3.000 €/km Conductor Alta temperatura ACCR Condor 30.000 €/km Cadenas de aisladores Varilla puesta a tierra 5/8”x2,44 m cobrizada 19,5 € p.u. Conjunto de herrajes de suspensión para conductor 42 € p.u. Conjunto de herrajes de suspensión para conductor Alta Temperatura ACCR Cóndor 438 € p.u. Conjunto de herrajes de anclaje para conductor 46 € p.u. Conjunto de herrajes de anclaje para conductor Alta Temperatura ACCR Cóndor 467 € p.u. Conjunto de herrajes de suspensión para cable de guarda 52 € p.u. Conjunto de herrajes de anclaje para cable de guarda 54 € p.u. Aislador polimérico de AT, 115 kV 210 kN 80 € p.u. Estructuras Acero galvanizado torres 2 €/kg Tabla 11: Costes de mano de obra: estudios y diseños [26] Estudios de suelos con sondeo mecánico para sitios de estructuras de AT 710 € p.u. Diseño de cimentación para apoyo tipo torre 315 € p.u. Estudio de alternativas para rutas de líneas AT 350 €/km Diseño electromecánico de línea (115 kV) apoyada en torres 1.500 €/km Inspección visual exhaustiva para líneas AT 55 €/km Inspección y análisis de termovisión 80 €/km Inspección de termovisión puntual 60 € p.u. Inspección visual para búsqueda de averías 40 €/km 67 Tabla 12: Costes de mano de obra: montaje y desmontaje [26] Excavación mecánica en terreno común 15 €/m3 Relleno compactado con materiales de la misma excavación 9 €/m3 Aditivo acelerante de fraguado a 3 días 10 €/m3 Montaje de torre acero galvanizado 0,35 €/kg Montaje cadena aisladores en suspensión 115 kV (poliméricos o porcelana) 21 € p.u. Montaje cadena aisladores en anclaje sencillo 115 kV (poliméricos o porcelana) 30 € p.u. Montaje de cadena de aisladores en anclaje sencillo con compresión 115 kV (poliméricos o porcelana) 40 € p.u. Montaje de cadena de aisladores en anclaje doble 115 kV (poliméricos o porcelana) 35 € p.u. Montaje de cadena de aisladores en anclaje doble con compresión 115 kV (poliméricos o porcelana) 42 € p.u. Instalación de balizas 40 € p.u. Instalación retiro o cambio de amortiguadores 13 € p.u. Elaboración empalme de compresión 72 € p.u. Instalación de puesta a tierra para torre AT 10 € p.u. Tendido y regulación de cable conductor 605 kcmil ACSR 700 €/km Tendido y regulación de cable de guarda 33.2 kcmil ACSR 320 €/km Desmontaje de torre en celosía 0,40 €/kg Desmontaje de cadena de aisladores en suspensión (polimérico o porcelana) 20 € p.u. Desmontaje de cadena de aisladores de anclaje 20 € p.u. Desmontaje de conductor 0,40 €/m Desmontaje de cable de guarda 0,25 €/m Cambio de cadena de suspensión o platos de porcelana 47 € p.u. Cambio cadena de suspensión de porcelana por aislador polimérico 42 € p.u. Cambio de cadena de anclaje de porcelana por aislador polimérico 60 € p.u. Cambio de amortiguadores 32 € p.u. Retensionado general de un conductor 207 €/km Retensionado general de un cable de guarda 186 €/km Cambio de conductor 605 ACSR 119 €/km Cambio de cable de guarda 33.2 kcmil 91 €/km Tendido y regulación de un circuito en conductor 605 ACSR 1.200 €/km Tendido y regulación de cable de guarda 33.2 kcmil 140 €/km Tabla 13: Costes de mano de obra: revisiones e inspecciones [26] Instalación o cambio de placa de identificación o de seguridad en estructura de apoyo 44 € p.u. Medición de resistencia de puesta a tierra con influencia del cable de guarda 40 € p.u. 68  Costes operativos y de mantenimiento: Se pueden estimar como un porcentaje de la inversión total de capital. El mantenimiento y operación de la línea es esencial para la fiabilidad y, por tanto, es un coste con el que se debe contar como medida preventiva. En estos costes se incluyen los costes de personal para la operación y control de la línea, reparaciones generales, labores en el terreno, sustitución de útiles dañados, actividades de mantenimiento y monitorización en tiempo real, además de otras actividades necesarias para mantener la línea en unas condiciones de operación oportunas. Los costes de operación y mantenimiento se estiman en un 1,5 % del coste de inversión de capital para una línea aérea. El VAN de los costes de operación y funcionamiento se rige por la ecuación 4-2. VAN⁡de⁡COM =(1+i)n−1 i·(1+i)n·COM (4-2) Donde COM es el coste de operación y mantenimiento, i es la tasa de interés, y n es el número de años de la inversión. Una vez analizados los costes de inversión, de operación y mantenimiento, se analizan los costes de pérdidas. Este análisis de costes de pérdidas se realiza comparando las alternativas utilizando el VAN de los costes de pérdidas anuales en un horizonte de cuarenta años, vida útil de un conductor.  Costes de pérdidas: Este coste es fundamentalmente el coste de las pérdidas por el efecto Joule y por el efecto corona. Hablando estrictamente, las pérdidas por el efecto Joule son de la forma I2·R, donde I es el valor eficaz de la corriente en la línea y R es la resistencia. La función de pérdidas se puede aproximar cuadráticamente con la magnitud de la potencia aparente, P2 + Q2. Las pérdidas Joule representan las pérdidas debidas a la resistividad eléctrica del conductor durante el transporte de la energía. Algunos de los factores importantes que influyen en las pérdidas de la línea son la longitud de la línea, su carga, el factor de pérdidas o su nivel de tensión. El VAN del coste de pérdidas es el presentado en la ecuación 4-3. VAN⁡de⁡CEL n=(1+i)n−1 i∗(1+i)n·CEL n (4-3) Donde CEL es el coste de las pérdidas, i es la tasa de interés, 69 n es el número de años de la inversión, y el coste inicial de las pérdidas se calcula con la ecuación 4-4. CIL =3·I2·R·CIE ·Lf (4-4) Donde CIL es el coste inicial de las pérdidas, I es la corriente máxima en Amperios, R es la resistencia del conductor en Ω/km, CIE es el coste incremental de la energía en €/kWh y Lf es el factor de pérdidas. Este factor de pérdidas se calcula como el cociente del promedio de las pérdidas y las máximas pérdidas en un tiempo determinado. Utilizando el concepto del factor de carga (cociente entre la demanda promedio y la demanda pico), se obtiene la siguiente expresión para el factor de pérdidas [40]: Lf = 0,15·(Factor de carga) + 0,85·(Factor de carga)2. El coste de las pérdidas para cada año durante la vida útil se calcula con la ecuación 4-5. CEL n=CIL ∗CEE ∗Lg (4-5) Donde CELn es el coste de pérdidas para el año “n”, CIL es el coste inicial de las pérdidas, CEE es el coste de los aumentos de energía y Lg es el aumento de la carga. Las pérdidas en las líneas de continua son más pequeñas comparadas con los sistemas de alterna, pero los convertidores sí que presentan pérdidas importantes. Las pérdidas de estos convertidores son considerablemente más altas debido a la frecuencia de conmutación (1 – 2 kHz). Los enlaces HVDC VSC tienen unas pérdidas de 1,7 % por convertidor [4], pero se espera que en los próximos años se puedan reducir estas pérdidas al orden del 1 %. Esta tecnología (HVDC VSC) es la más apropiada para aplicaciones multiterminales, ya que utiliza una tensión continua común, haciendo que las conexiones paralelas sean fáciles de construir y controlar. Como vimos en el capítulo 3, entre Suecia y Noruega se está construyendo un enlace de este tipo (SouthWest Link); y otro ya se encuentra disponible entre Namibia y Zambia con el Caprivi Link Interconnector. 70 Las otras pérdidas que hay que tener en cuenta son las producidas por el efecto corona. El efecto corona se produce por la ionización del fluido (aire) que rodea a un conductor cargado. Ocurre espontáneamente en las líneas de alta tensión y se manifiesta en forma de halo luminoso. Por la forma de los conductores, el halo adopta una forma de corona, de ahí el nombre del fenómeno. Cuando el potencial de la línea se excede y genera un gradiente eléctrico radial superior a la rigidez del aire, se generan corrientes de fuga. Es decir, el aire se vuelve conductor. Estas pérdidas se tienen en cuenta en tensiones superiores a 345 kV, como es nuestro caso. En los casos en los que se produce el efecto corona, la pérdida de potencia se calcula según la fórmula, obteniendo los resultados en kW/km ρ=241 δ·(f+25)·√r D·[Umax √3−Uc √3]2·10−5 (4-6) Donde Uc=[84·mc·mt·r·log⁡(D r)]·δ (4-7) Donde δ es el factor de corrección de la densidad del aire, f es la frecuencia (en Hz), r es el radio del conductor (en cm), Umax es la tensión máxima de operación (en kV), UC es la tensión capaz de producir el efecto corona (en kV), mc es el coeficiente de rugosidad del conductor y mt es el coeficiente meteorológico. Una vez que se han visto detalladamente los costes que se deben tener en cuenta para llevar a cabo un proyecto de repotenciación, se muestran los datos propuestos en otro estudio [5], en el que se estudian los costes de diferentes alternativas para incrementar la capacidad de transporte sin aumentar la contaminación visual. Para tener una referencia sobre los costes de repotenciación, se van a introducir los costes de capacidad específicos en un sistema de transporte existente. Los costes, además de por la capacidad de la línea, varían de una manera importante debido a otros factores. Por ejemplo, los datos de FERC (Federal Energy Regulatory Comission) para líneas de transporte que se encuentran en operación en Estados Unidos muestran los siguientes costes, estando los mismos en un intervalo tan grande debido a la utilización como potencia base de 1 MW. 71 o De 220 a 1.645 €/MW·km, incluyendo los costes del terreno y de subestaciones, para líneas de transporte operando a niveles de tensión por debajo de 200 kV. o De 220 a 550 €/MW·km, incluyendo los gastos de terreno y de subestaciones, para líneas de transporte operando a niveles de tensión por encima de 200 kV. Como se mencionó anteriormente, los costes de capacidad de transporte dependen en gran medida de factores locales, a causa de los costes de adquisición del terreno o las tasas impositivas. Los costes son generalmente mayores para líneas más cortas, ya que lo costes de subestación tienden a fijarse independientemente de la longitud de la línea. Según datos de otros estudios [6], para una línea de transporte de 500 kV, asumiendo una capacidad térmica de 2.500 MW, los costes variaban en el rango de 70 a 220 €/MW·km. Al utilizar una tensión más aproximada al caso particular que nos ocupa y al presentar una capacidad térmica del orden que nos interesa y estar dentro del rango que se observa en [5], se concluye que el caso de repotenciación propuesto debería estar en torno a los 220 €/MW·km. Como también se ha visto anteriormente, hay distintas formas de cambiar la capacidad efectiva de una línea. Para hacer un análisis económico completo, es interesante presentar el coste que tendrían estas alternativas: compensación serie y shunt, transformadores desfasadores o dispositivos FACTS. Estas tecnologías permiten optimizar la capacidad térmica de la línea, a veces alterando los parámetros de la línea. Para cada tecnología, se caracteriza la repotenciación efectiva de la capacidad y se estima el coste de esta repotenciación, con base en los costes específicos por tecnología y por las condiciones operacionales. En este estudio [5] se ven líneas de tensión 345 y 138 kV. Se van a describir varias formas para optimizar el uso de la capacidad térmica y también se mostrará, de una manera aproximada, el coste de cada una de ellas. 1) Compensación shunt: Para grandes flujos de potencia, las líneas de transporte absorben reactiva, lo que significa que el consumo de reactiva de la parte inductiva de la línea es mayor que la producción de reactiva de la parte capacitiva. Si el extremo receptor de la línea no tiene una fuente de reactiva, la reactiva se importará desde el extremo emisor, lo que tiene dos implicaciones. La primera, que la tensión en el extremo emisor será más baja, reduciendo así la capacidad de la línea. La segunda, parte de la capacidad de la línea se usará para importar la reactiva. La compensación con condensadores shunt puede proporcionar esta reactiva. Incrementando la tensión en el extremo receptor, la 72 compensación shunt incrementa la capacidad de la línea. Además, al reducirse el transporte de reactiva, la compensación shunt permite que la capacidad térmica se aproveche mejor para el transporte de potencia activa, y además ayuda a regular la tensión en el extremo receptor de la línea. La compensación shunt se puede fijar conmutando de forma mecánica, electrónica o con una combinación de ambas. La conmutación mecánica tiene unos costes específicos de unos 9 – 44 €/kvar, aumentando el coste a la misma vez que la tensión de funcionamiento. Puede ser diseñado para responder a cambios en los niveles de tensión o para modificarse según la hora del día. Generalmente, en la compensación conmutada mecánicamente, no se conmuta frecuentemente para minimizar el desgaste en los interruptores. Para traducir estos costes como costes de capacidad de repotenciación, se debe considerar el efecto de la potencia activa y reactiva en la intensidad de la línea. Imaginemos una línea transportando activa y reactiva con un factor de potencia de 0,9. Por cada kW de potencia transmitida, la línea también transmite unos 0,48 kvar de reactiva, o lo que es lo mismo: cada 2 kvar adicionales producidos en el extremo receptor, se podría transportar 1 kW adicional por la línea. Esta reactiva se podría producir a través de condensadores conmutados, generación local o a través de dispositivos FACTS en el extremo receptor de la línea. Asumiendo un coste específico instalado de los condensadores conmutados del orden de 9 €/kvar, que éstos proporcionen 2 kvar, costaría unos 18 €; por lo que el coste efectivo de capacidad de activa de unos 18 €/kW. El coste efectivo de repotenciación, referenciándolo a unidad de longitud de 100 millas (160 kilómetros), es de 113 €/(MW·km). Siguiendo el mismo razonamiento, para condensadores de 44 €/kvar, el coste efectivo de capacidad de activa sería de 88 €/kW, y al referenciarlo por unidad de longitud, el coste efectivo de repotenciación sería de 550 €/(MW·km). Cuando se añade compensación de reactiva, hay dos puntos en contra. Uno es la posibilidad de que la tensión llegue a ser peligrosamente alta bajo algunas condiciones transitorias, particularmente si los condensadores solo son conmutados ocasionalmente. El segundo asunto desfavorable es que, en sistemas muy compensados, a tensiones muy altas, se puede dar una inestabilidad de tensiones. La relación entre la compensación y la inestabilidad de tensiones se debe al hecho de que la producción de reactiva por un condensador es proporcional al cuadrado de la tensión del sistema, de modo que cuando la tensión cae, la reactiva de los condensadores fijos también decae, lo que puede acabar produciendo una inestabilidad de tensiones. Las fuentes de generación de reactiva basadas en FACTS son menos propensas a este problema porque la salida de reactiva se puede ajustar muy rápidamente 73 para mantener la tensión y evitar la inestabilidad de tensiones. Consecuentemente, niveles altos de compensación pueden requerir FACTS acompañando a los condensadores conmutados, incrementando el coste total de la compensación. Líneas más largas justificarían niveles más altos de compensación de reactiva, mientras que es menos justificable en líneas más cortas. En gran parte de América del Norte, la compensación shunt ha sido utilizada para incrementar la utilización efectiva de la capacidad térmica. 2) Compensación serie: Si varias líneas están en paralelo, entonces el flujo de potencia en ellas se reparte en función de sus admitancias serie. Si estas líneas tienen diferente ratios de capacidad térmica, entonces el reparto de flujos a través de ellos no será repartido proporcionalmente a su capacidad térmica, sino que se comporta como un divisor de intensidad. Consecuentemente, incrementándose el flujo total, una línea alcanzará su capacidad antes que otras. La compensación serie, por tanto, no incrementa la capacidad de la línea, sin embargo sí permite que la capacidad térmica de la línea sea mejor utilizada para el transporte de potencia activa. Esto puede ser útil para líneas de mayor tensión que están en paralelo con otras líneas de menor tensión y capacidad. Los condensadores serie son más caros que los condensadores shunt por las mayores tensiones que experimentan en condiciones de fallo. Sería razonable establecer un rango de 13 – 53 €/kvar para los condensadores conmutados. Asumiendo un coste específico de 18 €/kvar, conllevaría un coste de repotenciación de unos 26.500 €/MW. Reduciéndolo al contexto de una línea de 160 km de longitud, el coste efectivo de repotenciación es de 16,5 €/MW·km. El coste efectivo de repotenciación es proporcionalmente inferior para líneas más largas. Por lo que, la compensación serie tiene más sentido para líneas largas. Como se observa, referenciado a una base de 1 MW y 1 km, la compensación serie es más económica que la compensación shunt. Desafortunadamente, la compensación serie también presenta alguna desventaja. La razón es que los grandes generadores tienen resonancias mecánicas con frecuencias resonantes que corresponden a las frecuencias eléctricas en el rango de varias decenas de Hertzios, lo que podría dañar los generadores. Esto limita la aplicación de la compensación serie mecánicamente conmutada o fija, aunque también es cierto que los dispositivos FACTS pueden solucionar este problema. 3) Transformadores desfasadores: El flujo de potencia de la línea depende del seno del ángulo a través de la línea. Un transformador desfasador puede 80 Tabla 14: Parámetros utilizados en el cálculo de la distancia entre conductores [27] Tensión nominal Un (kV) Tensión más elevada de la red US (kV) Del (m) Dpp (m) Conductor Flecha (m) Longitud cadena (m) 400 420 2,80 3,20 402-AL1 / 52-ST1A 22 3,50 Teniendo en cuenta que las líneas bipolares de continua tienen dos polos, uno con tensión positiva a tierra y otro con tensión negativa, se propone la adopción de los siguientes criterios a la hora de cuantificar las distancias de seguridad: las distancias conductor a tierra y conductor – apoyo se calculan en función de la diferencia de potencial entre polo y tierra; y que para el cálculo de la distancia entre conductores, se tomará como referencia la diferencia de potencial entre los polos. Tabla 15: Distancias de seguridad calculadas según RD 223/2008 [27] Un (kV) US (kV) Conductor – Terreno (m) Conductor – Conductor (m) Conductor – Apoyo (m) 400 420 8,1 6,25 2,8 Del análisis realizado [26] se concluye que las distancias entre conductores aumentan de una manera significativa en continua, mientras que la distancia conductor – apoyo sufre un aumento moderado que se acentúa con el nivel de tensión asignada y que la distancia de los conductores al terreno no se ve afectada. El diseño generalmente sobredimensionado de las líneas existentes y la configuración de las líneas bipolares hace que en muchos casos estas variaciones no sean significativas y se puedan solventar con cambios mínimos en los apoyos. Uno de los puntos más interesantes en el estudio de las limitaciones mecánicas es el de los aisladores. En cualquiera de nuestras tres alternativas, este punto es muy relevante. Con total seguridad, en el caso de conversión a una red híbrida, como mínimo será necesaria la sustitución de los aisladores; pero también son la opción más acertada para utilizarlos en los módulos superiores de las alternativas 1 y 2. Se debe tener en cuenta que los aisladores de corriente continua tienen un comportamiento distinto a los de corriente alterna y que las condiciones medioambientales son más críticas en los sistemas de continua que en los de alterna. La característica más importante de los aisladores es su comportamiento en ambientes contaminados [27]. Por este motivo, los aisladores se suelen elegir en función de la línea de fuga necesaria para soportar las condiciones de contaminación bajo la tensión del sistema. En este sentido, los aisladores de continua son más propensos a acumular contaminación. Las partículas suspendidas en el aire que rodea a la cadena de aisladores se mueven bajo la influencia de un campo eléctrico unidireccional y son atraídas por el final de la cadena, donde el campo eléctrico es mayor, generando depósitos irregulares de contaminación que provocan una 81 distribución de tensión no lineal. Para mejorar la distribución del depósito y reducir su tamaño, se suelen colocar anillos colectores en la parte superior e inferior del aislador. Como consecuencia, los aisladores de corriente continua se diseñan específicamente con una línea de fuga mayor por unidad de longitud que los de alterna. Como hemos visto, es de primordial importancia el estudio en profundidad de los aisladores. Los aisladores de corriente continua deben soportar continuamente la tensión asignada entre polo y tierra, y ocasionalmente sobretensiones de conmutación provocadas por faltas o por descargas atmosféricas. En este sentido, la tensión de continua determina la línea de fuga de los aisladores. Como ya se ha mencionado en varias ocasiones, la idea principal consiste en hacer las mínimas modificaciones en la configuración existente, ya sea añadiendo un módulo superior o con otro tipo de modificación, para permitir una mayor capacidad de transferencia. Una de las opciones para modificar lo menos posible la estructura sería aprovechar el sobredimensionamiento en las torres existentes actualmente y permitir unos márgenes de seguridad más bajos de las distancias, pero un método más adecuado es utilizar una tecnología compacta para líneas aéreas [12], que modifica las distancias que se necesitan para el mismo nivel de tensión y permite un mayor nivel de tensión con las mismas distancias. Con esta tecnología de líneas AC compactas, se pueden utilizar crucetas aisladas y un vano más pequeño, reduciendo de esta forma la flecha de la línea para conseguir un incremento sustancial en la potencia transferida. La tecnología AC compacta se puede aplicar a una estructura de torre existente, reemplazando las crucetas existentes y los aisladores suspendidos por crucetas aisladas; o también se puede construir una nueva ruta compacta en la misma infraestructura. Las rutas de transporte que utilizan la tecnología compacta ofrecen un menor peso y un menor ancho de las torres. Uno de los beneficios clave de estas crucetas es que la oscilación del aislador bajo condiciones de viento se reduce al mínimo y se limita por ensamblados de sujeción metálicos. Los diseños de torre convencionales usan aisladores suspendidos colgados de una cruceta metálica. Los aisladores suspendidos permiten el balanceo en los conductores en cada torre y, por tanto, la cruceta metálica debe ser diseñada para permitir este movimiento mientras se mantienen unas distancias seguras entre la torre y el conductor o entre los distintos conductores. Tampoco hay requerimientos para acomodar la longitud de la cadena del aislador en función de la altura de la torre. Usar crucetas aisladas de material compuesto puede reducir de una manera muy eficaz la altura de los conductores para una misma distancia, es decir unos 4 metros en el caso de una línea de 400 kV. Resumiendo, esta tecnología de líneas AC compactas puede: o Resolver los problemas de distancia a tierra en las líneas existentes. 82 o Permitir una flecha más pequeña en los conductores nuevos o existentes, algo crítico para mejorar la capacidad de transferencia, ya que permite que los conductores vayan a un nivel más alto de temperatura sin infringir las distancias a tierra. o Facilitar una repotenciación de tensión debido a unas mejoradas distancias desde las torres. o Permitir torres más compactas con menores cimientos, reduciendo de esta manera los costes. Con las crucetas aisladas, se estima que una torre convencional de 40 metros de altura y 12 metros de ancho se puede reducir a 30 metros de altura y 10 metros de ancho. O dicho de otra manera, una torre convencional diseñada para 132 kV puede transportar 275 kV y, del mismo modo, una de 275 kV puede transportar 400 kV. La base de la tecnología de línea AC compacta es el aislador de material compuesto, que puede utilizarse en una configuración vertical u horizontal. Al contrario que las cadenas de aisladores convencionales, las de material compuesto tienen un núcleo sólido y una estructura rígida. Esto permite un montaje tanto horizontal como vertical. Los componentes del aislador son los mostrados en la figura 35. Figura 35: Aislador de material compuesto [12] o Barra de núcleo: El núcleo es la parte aisladora interna del aislador. Su función es llevar la carga mecánica, que puede ser de tracción o de flexión. Consiste principalmente de fibras de vidrio dentro de una matriz de resina para conseguir la mayor fuerza a la tracción posible. o Cubierta: La cubierta de goma de silicona le da el aislamiento eléctrico y protege al núcleo de los elementos externos. o Extremos de fijación: Transmiten la carga mecánica al núcleo. Son normalmente hechos de acero forjado, de una fundición maleable o de aluminio. 83 Los aisladores de material compuesto son mucho más ligeros que los de vidrio o porcelana, y la estructura rígida permite que funcionen como miembros estructurales de las crucetas. Además de estos aisladores de material compuesto, se están desarrollando más accesorios que van a favorecer la repotenciación del actual sistema de transporte [14]. Por ejemplo, conjuntos V horizontales. La base fija, no pivotante, se puede utilizar en estructuras donde hay cargas longitudinales, por ejemplo en torres de ángulo. Para cargas longitudinales altas (como en el caso de rotura del conductor), los aisladores del poste se ordenan horizontalmente en forma de V. Otros accesorios son los conjuntos V invertidos y conjuntos T. Los conjuntos V invertidos se utilizan especialmente en casos donde la distancia entre conductor y la torre es limitada, pero las condiciones de contaminación requieren una gran longitud de aislamiento para acomodar grandes líneas de fuga. Esto suele ocurrir cuando se ha tenido que sustituir por culpa de la contaminación los aisladores de vidrio o porcelana por otros de material compuesto. Ambos tipos de aisladores son válidos para una repotenciación en continua utilizando las torres actuales. Los conjuntos Y también son válidos para repotenciaciones utilizando las mismas crucetas. El conjunto Y limita el giro del conjunto y, de esta forma, la distancia entre el conductor y la torre se cumple. También se pueden utilizar conjuntos semianclados. Forman una estructura aisladora y rígida para para evitar cualquier tipo de giro de los aisladores. Otra idea es formar conjuntos de aislamiento trifásicos. La compacidad de este diseño podemos contrastarla en la figura 36, donde se compara con una solución estándar. Esta solución aún está en desarrollo, sin embargo ya se han hecho algunos ensayos de diseño y se pasaron satisfactoriamente. Próximamente, se hará una línea piloto de algunos kilómetros para evaluar la experiencia. 84 Figura 36: Proyecto de aislamiento para una torre de 420 kV [14] El último accesorio que veremos son los espaciadores entre fases. Se aplican para asegurar la distancia entre conductores. La figura 37 muestra una disposición típica con aisladores de material compuesto flexibles, que también contribuyen a la amortiguación de vibraciones del conductor. Figura 37: Espaciador situado en una línea repotenciada desde 245 a 420 kV [14] 3. Impacto en la servidumbre de paso y preocupaciones medioambientales 3.1. Impacto en la servidumbre paso La servidumbre de paso de una línea de transporte, que muy frecuentemente se encuentra en la literatura con su nombre en inglés: Right of Way (ROW), se define como la franja de tierra utilizada para construir, operar y mantener las instalaciones de las líneas de transporte, teniendo en consideración las distancias de seguridad y los límites de exposición del campo magnético. El ancho de la servidumbre de paso depende de la tensión de la línea y de la altura de las estructuras. Por lo general, la 85 servidumbre de paso debe estar libre de estructuras no autorizadas que pudieran interferir con una línea eléctrica. Se puede observar una definición gráfica en la figura 38. Figura 38: Esquema de la servidumbre de paso [32] Se presenta la tabla 16 para estimar la servidumbre de paso que se necesitará en nuestro caso particular. Este ancho depende de la altura y diseño de las torres, distancias de seguridad de los conductores y de los niveles de campo magnético. Tabla 16: Servidumbre de paso en función del nivel de tensión [32] Nivel de tensión (kV) Ancho de la servidumbre de paso (m) 69 15 138 30 230 40 345 50 500 65 De las tres alternativas presentadas, al utilizar las dos primeras un módulo superior en el que irán situados conductores que trabajarán a un nivel de tensión superior al de la torre, sí que se debe tener en cuenta el posible aumento de la servidumbre de paso, especialmente en la opción de alterna, donde ya se ha visto que el campo magnético podría aumentar más. Para la tensión deseada de 800 kV, hay que tener en cuenta que se utilizará la tecnología compacta y que los conductores que se añaden se situarán sobre los existentes, por lo que la servidumbre de paso no seguirá la misma relación que en la tabla 32. Es aceptable estimar que la servidumbre de paso estará en torno a los 70 - 75 metros [50]. En la opción de continua, pese a que habría que hacer un estudio detallado, no debería variar mucho debido a que el campo magnético que se genera no afecta tanto 86 como en la opción de alterna. En caso de que la servidumbre de paso se viese afectada, no supondría una gran variación. La opción de convertir las líneas AC de doble circuito en torres híbridas con un circuito AC y otro DC también podría variar ligeramente la servidumbre de paso. Al hacer un reordenamiento de los conductores, se tendrá que estudiar detenidamente su implicación en la servidumbre de paso. En cualquier caso, habría que hacer una evaluación detallada de cada alternativa antes de llevarla a cabo. En este Trabajo Fin de Máster queda fuera de alcance. Conviene recordar que el objetivo de la repotenciación del sistema de transporte es, entre otros motivos, la integración de energías renovables, y además se hará sin construir nuevas líneas. Desde luego, el impacto ambiental será reducido al mínimo. Además, el uso de tecnología compacta favorece la conservación de la arborización disminuyendo la frecuencia y el volumen de poda, reduciendo también de esta forma el impacto ambiental. Conforme mayor es la tensión de la línea, más aumenta la magnitud e importancia de los impactos y, por tanto, se necesitan unas estructuras de soporte y una servidumbre de paso cada vez más grandes. Por ejemplo, los efectos del campo electromagnético son mucho mayores para líneas de 1.000 kV que para las de 69 kV. Los impactos negativos de las líneas de transporte son causados por la construcción, operación y mantenimiento de las mismas. La operación y mantenimiento de la línea de transporte incluye el control químico o mecánico de la vegetación dentro de la servidumbre de paso. En el lado positivo, si se maneja adecuadamente, la servidumbre de paso puede ser beneficiosa para la fauna. Las áreas desbrozadas pueden proporcionar sitios de reproducción y alimentación para las aves y los mamíferos. Las líneas y las estructuras pueden albergar los nidos y servir como perchas para muchas aves, especialmente las de rapiña. El mayor impacto de las líneas de transporte de energía eléctrica se produce en los recursos terrestres. Se requiere una servidumbre de paso exclusiva para la línea de transporte. Normalmente, no se prohíbe el pastoreo o uso agrícola en las servidumbres de paso, pero en general, los otros usos son incompatibles. Hay una variedad de técnicas para limpiar la vegetación de la servidumbre de paso y controlar la cantidad y tipo de la nueva vegetación. Desde el punto de vista ambiental, se prefiere el desbroce selectivo utilizando medios mecánicos o herbicidas y debe ser analizado en las evaluaciones ambientales del proyecto. 87 3.2. Preocupaciones medioambientales La superred en ninguno de los casos supondría un motivo de preocupación medioambiental, de hecho viene a ser todo lo contrario. Lo comentado sobre la servidumbre de paso de las líneas de transporte es algo que ya se encuentra en el sistema actual, y las alternativas presentadas en este Trabajo Fin de Máster, al utilizar las mismas torres de transporte, no tendrán mucha influencia en este sentido. La evaluación ambiental que hay que realizar para la superred se centra más en los aspectos comentados en el capítulo 2: Tipos de repotenciaciones y en la sección 4-4: Acoplamiento entre líneas, efecto corona y ruido audible. A sabiendas de los beneficios que la superred podría suponer, algunas organizaciones medioambientales han propuesto posibles topologías para la misma, centrándose especialmente en las conexiones del Mar del Norte para aprovechar todo el potencial eólico [15]. No se debe perder de vista que la superred permitirá unir fuentes de tecnología renovable que están lejos de los centros de consumo y, por tanto, podría suponer un paso más hacia la descarbonización del mix energético. En este sentido, uno de los principales objetivos de la Unión Europea es reducir entre un 80 y un 95 % las emisiones de CO2 para el año 2050 en relación a los niveles de 1990, y para ello se ha anunciado una revisión de la directiva de eficiencia energética. Para cumplir este objetivo, a medio plazo se debe conseguir esta descarbonización del sistema eléctrico, y no podrá conseguirse sin integrar en la red toda la energía renovable posible. Los resultados del informe [30] indican que, para cumplir con la hoja de ruta a 2050, la penetración de renovables debe alcanzar entre el 55 % y el 75 % del consumo bruto de energía final. En 2013, la cuota de renovables aumentó en la UE, situándose en el 14,9 % del consumo bruto de energía final. Además, el crecimiento medio anual de las energías renovables ha sido del 6,4 %. Estos resultados animan a que el sistema de transporte que dé cobijo a esta integración de las renovables sea lo más eficiente posible. Por tanto, si la superred cumple con la normativa en cuanto al no aumento de interferencias de radio, ruido audible y campos eléctrico y magnético sobre los niveles máximos permitidos, se concluye que las soluciones que aporta la superred son más convincentes que el impacto visual que causaría la instalación de los módulos superiores de nuestras alternativas de repotenciación 1 y 2; y por supuesto que el impacto visual de la alternativa 3, que permanece prácticamente invariable. 88 4. Acoplamiento entre líneas, efecto corona y ruido audible A la hora de analizar estos parámetros, es indispensable hablar sobre el efecto corona. Como introdujimos en la sección anterior, el efecto corona consiste en la ionización del aire que rodea a los conductores de alta tensión. Cuando el gradiente superficial del conductor es mayor que la rigidez dieléctrica del aire, el aire se comporta como conductor y es cuando aparece el efecto corona, manifestándose como un haz de luz con forma de corona. Como ya se ha analizado, este efecto conlleva unas implicaciones económicas debido a las pérdidas. Algunos aspectos que tienen afección en la aparición del efecto corona son la tensión de línea, la humedad relativa del aire, el número de conductores en una fase y el estado de la superficie del conductor. El efecto corona aparece con mayor intensidad conforme mayor es la tensión de línea, mayor humedad, menor número de subconductores y cuanto peor estado presente la superficie del conductor. Vc=21,2·δ·r·Ln·DMG RMG ·n·Kr·Km (4-12) Con motivo de la creación de estas nuevas líneas a un nuevo nivel de tensión, hay que ver si cabe alguna posibilidad de que haya interferencias entre los campos magnéticos de las líneas existentes y las nuevas. El hecho de que los circuitos AC y DC estén tan próximos en una misma torre hace que exista una influencia mutua entre las líneas AC y DC (véase figura 39). Esta influencia entre las líneas AC y DC incluye:  Acoplamiento capacitivo, que resulta en un desplazamiento de las intensidades de AC a DC y en un cambio en los gradientes superficiales de los conductores, aunque este efecto se reduce cuando el efecto corona no se presenta [29].  Acoplamiento magnético, que resulta en corrientes AC inducidas desde el circuito AC al DC.  La corriente iónica procedente de la corona del polo DC se agrupa entre las fases AC, por lo que aparece una corriente DC en el circuito AC. Figura 39: Acoplamiento de los sistemas DC - AC en relación al gradiente superficial de los conductores [29] 89 Este acoplamiento de los circuitos AC y DC en una línea híbrida tiene diferentes consecuencias técnicas como:  En estado estacionario, la inducción de corrientes AC en el circuito DC conlleva la saturación del transformador del convertidor. Una opción para mitigar este efecto es transponer las líneas AC o DC. Ocurre el mismo problema con las corrientes DC en el circuito de AC (con la corriente DC proveniente del efecto corona).  Las sobretensiones en una línea DC sola son más pequeñas que para el circuito DC en la configuración híbrida. La transposición de fases AC también es una opción para mitigar este problema. Además de estos problemas técnicos, también es importante estudiar el impacto de las condiciones ambientales. Normalmente, las investigaciones están basadas en los problemas ambientales presentes en sistemas de transporte puros, ya sean AC o DC, como la interferencia de radio, el ruido audible, los campos eléctricos y magnéticos a nivel del suelo y, en el caso de la corriente continua, las corrientes iónicas. El efecto corona tiene mayor influencia en condiciones de mal tiempo, tanto para los sistemas en alterna como en continua. Es en estos casos cuando las corrientes iónicas en las líneas DC son las mayores. No obstante, al igual que el efecto corona es diferente con condiciones de buen o mal tiempo, la interferencia de radio y el ruido audible también varían. En los casos de DC, los efectos de la interferencia de radio y el ruido audible se reducen cuando hay mal tiempo. Lo contrario ocurre en los sistemas AC, donde el ruido audible causado por el efecto corona es mayor en condiciones de mal tiempo. De este modo, el cambio de buen tiempo a mal tiempo tiene los siguientes efectos: en AC, el ruido audible aumenta; en DC, el ruido audible es menor. El ruido audible es provocado por el efecto corona y consiste en un zumbido a baja frecuencia, provocado por el movimiento de los iones y por el ruido producido por las descargas eléctricas. El potencial de ruido de cada conductor se calcula con la ecuación 4-13. NPai⁡[dB]=⁡−164,6+120∗log(Ei)+55∗Log(Rei) (4-13) Donde Ei es la intensidad de campo eléctrico máxima (kV/cm); y Rei es el radio equivalente, que se obtiene de otra fórmula [33]. El nivel de ruido audible en condiciones de buen tiempo debe cumplir con límites más restrictivos que con mal tiempo. La diferencia entre estos límites es de unos 10 dB. Los resultados extraídos de las pocas referencias que existen sobre el ruido audible en líneas híbridas determinan que el efecto corona en líneas puras AC o 96 las cadenas de aisladores con sus respectivos herrajes, los materiales de puesta a tierra y otros posibles accesorios. Como se comentó en el capítulo 4, se debe tener en cuenta si las torres son de anclaje o de suspensión ya que para cada una de ellas se tienen unos accesorios distintos. En las torres de anclaje, el conjunto de herrajes suele ser más costoso. En nuestra alternativa, las torres de anclaje seguirán siendo de anclaje, y las de suspensión también seguirán siendo de suspensión. En esta alternativa, la estructura del apoyo debe ser modificada. En esta alternativa se instala un módulo adicional sobre la estructura existente. Este módulo debe sostener los tres conductores de fase de tecnología alterna (se considera que el transporte será a través de circuito simple, ya que utilizar doble circuito conllevaría una complejidad mecánica aún mayor) y los cables de guarda. El módulo adicional a instalar en la torre actual debe parecerse al que se muestra en la figura 43. Este tipo de cruceta es bastante frecuente en el sistema de transporte europeo. Este esquema no es el que debe instalarse tal y como se presenta, sino que se debería modificar para ser lo más compacto posible, reduciendo así los costes de material necesarios. Obviamente, el esquema será distinto para la alternativa 2, puesto que no se requieren las tres fases, sino solo dos polos. Sería interesante conocer otras alternativas a este módulo, pero este esquema sirve para visualizar las alternativas 1 y 2. Figura 43: Esquema del módulo superior [41] A continuación se muestran los resultados (tabla 20) que obtenidos sobre las estimaciones de peso a través de la fórmula de Marjerrison. Tabla 20: Pesos estimados de la estructura – alternativa 1 Peso del apoyo original 5.000 kg Peso del módulo superior 1.200 kg Peso de la estructura completa 9.700 kg Peso del acero necesario para reforzar el apoyo original 3.500 kg Una vez visto esto, se desglosan los costes de inversión de esta alternativa: 97 Coste del nuevo conductor (Conductor Cardinal LA-545 [1.832 kg/km]): Como se ha introducido anteriormente, se considerará un circuito simple para evitar que el módulo superior sea aún más complejo mecánicamente. Se consideran cinco conductores por fase. Conductor Cardinal LA-545 Precio 4,95 €/kg · 1.832 kg/km: 9.068 €/km 5 conductores/fase: 45.340 €/km 3 fases = 15 conductores: 136.020 €/km 1.000 km de línea: 136 M€ Coste del nuevo cable de guarda: No se requiere. Se reutilizan los cables de guarda existentes. Coste del acero para el módulo superior: Producto Precio Acero: 2 €/kg 1.200 kg/apoyo: 2.400 €/apoyo Acero necesario para instalar el módulo superior en los 4.550 apoyos 10,9 M€ Coste del acero para reforzar el apoyo original: Producto Precio Acero: 2 €/kg 3.500 kg/apoyo: 7.000 €/apoyo Acero necesario para reforzar el apoyo original en 4.550 apoyos 31,8 M€ Coste del refuerzo a la cimentación: La cantidad de hormigón que habría que añadir en cada apoyo es de 1,47 m3. Producto Precio m3 de hormigón 63 €/m3 Coste refuerzo hormigón/apoyo 92,6 € Hormigón que hay que añadir en 4.550 apoyos 0,4 M€ Coste de las cadenas de aisladores y conjunto de herrajes para conductores de fase y de guarda: Se instalarán aisladores poliméricos. Se requiere una cadena de aisladores y, al menos, un accesorio para cada fase. Este accesorio dependerá de la localización de la torre. Uno de los accesorios analizados son los espaciadores de fase, que podrán ser muy útiles en esta alternativa. Para cada apoyo, se requieren dos cadenas de aisladores y dos accesorios por cada 98 fase, ya que hay que situar uno a cada lado del apoyo. Esto hace que se necesiten seis aisladores y seis accesorios para cada apoyo. Elemento para conductor Precio Aislador polimérico: 80 € por unidad 6 aisladores/apoyo: 480 € por apoyo Aisladores necesarios para 4.550 apoyos: 2,2 M€ Otros accesorios (herrajes, grapas…): 50 € por unidad 6 accesorios/apoyo: 300 € por apoyo Otros accesorios para 4.550 apoyos: 1,4 M€ Elemento para cable de guarda Precio Otros accesorios: 55 € por unidad 2 accesorios/apoyo: 110 € por apoyo 2 cables de guarda/apoyo: 220 € por apoyo Accesorios para el cable de guarda en 4.550 apoyos: 1 M€ Coste de tensionar el nuevo conductor: Para calcular el coste de tender, tensar y engrapar los cinco subconductores que conforman cada fase, se emplea el factor reductor mencionado anteriormente. Tendido, tensado y engrapado de un solo conductor Precio de mano de obra Cardinal LA-545: 9.620 €/km 5 conductores/fase: 21.164 €/km 3 fases = 15 conductores: 63.492 €/km Tensionado de 1.000 km: 63,5 M€ Coste de desmontaje y montaje de los cables de guarda (OPGW-48): Acción Coste de mano de obra Desmontaje del cable de guarda 250 €/km Desmontaje de 1.000 km de 1 cable de guarda: 0,25 M€ Tendido, tensado y engrapado del cable de guarda 4.100 €/km Tendido de 1.000 km de 1 cable de guarda: 4,1 M€ Total desmontaje + montaje de 1 cable de guarda 4,35 M€ Desmontaje y montaje de 2 cables de guarda en 1.000 km 8,7 M€ 99 Coste del montaje para el módulo superior: Acción Coste de mano de obra Montaje, armado e izado de apoyos: 0,9 €/kg 1.200 kg/apoyo: 1.080 €/apoyo Montaje del módulo superior en 4.550 apoyos: 4,9 M€ Coste del montaje del acero para reforzar el apoyo original: Acción Coste de mano de obra Montaje, armado e izado de apoyos: 0,9 €/kg 3.500 kg/apoyo: 3.150 €/apoyo Montaje del acero para reforzar 4.550 apoyos originales: 14,3 M€ Coste de mano de obra del refuerzo de la cimentación. Acción Coste de mano de obra Movimiento de tierra, excavación y hormigonado: 110 €/m3 1,47 m3 de hormigón en cada apoyo: 161.7 €/apoyo Mano de obra para el refuerzo de la cimentación en 4.550 apoyos: 0,8 M€ Coste de montaje de los nuevos aisladores y accesorios. Acción Precio de mano de obra Montaje de aisladores: 40 € por unidad 6 aisladores/apoyo: 240 € por apoyo Monte de aisladores para 4.550 apoyos: 0,9 M€ Montaje de otros accesorios 40 € por unidad 10 accesorios/apoyo (6 de fase y 4 de guarda): 400 € por apoyo Montaje de otros accesorios para 4.550 apoyos: 1,8 M€ Coste de inversión total: 279,3 M€ Los costes de ingeniería y administración no se tendrán en cuenta para la comparación debido a que serán precios muy similares en las tres alternativas.  COM es el coste de operación y mantenimiento: El mantenimiento y operación de la línea es esencial para la fiabilidad y, por tanto, es un coste con el que se debe contar como medida preventiva. En estos costes se incluyen los costes de personal para la operación y control de la línea, reparaciones generales, labores en el terreno, sustitución de útiles dañados, actividades de mantenimiento y monitorización 100 en tiempo real, además de otras actividades necesarias para mantener la línea en unas condiciones de operación oportunas. Los costes de operación y mantenimiento se estiman en un 1,5 % del coste de inversión de capital para una línea aérea. De este modo, el coste anual de operación y mantenimiento es de 4,2 M€. Referenciando este coste a los 40 años de vida útil, el coste de operación y mantenimiento es de 72,1 M€. Coste de operación y mantenimiento en 40 años = 72,1 M€  CEL es el coste debido a las pérdidas. Aunque las pérdidas en las subestaciones HVAC son menores que las pérdidas obtenidas en una estación convertidora HVDC, lo cierto es que contando con las pérdidas en la línea debido a las pérdidas Joule y, sobre todo, a las de efecto corona, la tecnología alterna tiene unas pérdidas totales mayores que la tecnología en continua. La tecnología alterna suele presentar aproximadamente el doble de pérdidas que la tecnología continua [37]. Es por esto que el término de coste de las pérdidas no será en ningún caso beneficioso para esta alternativa. Para el cálculo de las pérdidas se hace uso de la figura 44. Se observa que las pérdidas que existen en una línea de 800 kV AC de 1.000 km son del orden del 8 %. En este porcentaje se incluyen las pérdidas de efecto corona y de efecto Joule. Figura 44: Pérdidas en la línea [50] De este modo, las pérdidas del 8 % aplicadas a la potencia de transferencia objetivo, 1 GW, resulta en unas pérdidas de 80 MW. En términos de energía, las pérdidas anuales, suponiendo que la línea estará operativa un 90 % del tiempo (7.900 horas), resultan ser de 632 GWh. Se asume un coste de la energía de 0,05 €/kWh, que es el precio medio del mercado mayorista de la electricidad (OMIE) en el año 2015. Por lo que el coste anual 101 de las pérdidas es 31,6 M€. Se considera una tasa de interés anual (i) del 5 %, una tasa de descuento (td) del 2 % y una vida útil (n) de 40 años. El valor actual neto de las pérdidas de energía en la vida útil de la línea se calcula de la siguiente forma: 31,6⁡𝑀€·⁡1 𝑖 1− 1 (1+𝑖)𝑛·1 𝑡𝑑 1− 1 (1+𝑡𝑑)𝑛=416,4 M€ Coste de las pérdidas en 40 años = 416,4 M€ En la figura 45 se desglosan los costes de esta alternativa antes de tener en cuenta el coste de las subestaciones. Se puede observar el gran impacto que tienen las pérdidas en esta alternativa. Figura 45: Costes de la alternativa 1 sin subestaciones Se estima que el coste de una subestación HVAC está en torno a los 39,4 M€ [3], a los que hay que sumarle 60,89 M€ por la utilización de compensadores de reactiva TCSC. En la sección 4 se utilizarán estos datos para la comparativa de las tres alternativas. Otro punto a favor es que, como no hay que desmontar la línea existente, se reduce el coste de la mano de obra correspondiente al desmontaje de los conductores. Esto también implica que los tiempos de los trabajos se reducen. Además, al no tener que tirar la línea existente, el suministro de la misma apenas se verá afectado, lo que supone un gran alivio en líneas de transporte. 2. Instalar un módulo adicional y usar tecnología HVDC Al igual que en el caso anterior, se vuelve a utilizar el modelo del coste de ciclo de vida, cuya fórmula es la presentada en 4-1. 102 CLC =CCI +COM +CEL (4-1)  CCI es el coste de inversión de capital: Al igual que en la primera alternativa, en este caso la estructura del apoyo también debe ser modificada. Esta alternativa consiste en colocar un módulo adicional sobre la estructura existente. Este módulo debe sostener los dos conductores de tecnología continua (ida y retorno), además de los dos cables de guarda. Por tanto, aunque el módulo de esta alternativa será parecido al presentado en la figura 42, en esta alternativa el peso requerido será menor debido a que el número de fases/polos pasa de tres a dos. Se vuelve a utilizar la fórmula de Marjerrison para estimar el peso de la estructura original, el módulo superior y el refuerzo necesario en el apoyo original (véase tabla 21). Tabla 21: Pesos estimados de la estructura – alternativa 2 Peso del apoyo original: 5.000 kg Peso del módulo superior: 944 kg Peso de la estructura completa: 8.631 kg Peso del acero necesario para reforzar el apoyo original: 2.605 kg Coste del nuevo conductor (Conductor Cardinal LA-545 [1.832 kg/km]): Conductor Cardinal LA-545 Precio 4,95 €/kg · 1.832 kg/km: 9.068 €/km 5 conductores/polo: 45.342 €/km 2 polos (Ida y retorno) = 10 conductores: 90.684 €/km Conductor necesario para 1.000 km: 90,7 M€ Coste del nuevo cable de guarda: No se requiere. Se reutilizan los cables de guarda existentes. Coste del acero para el módulo superior: La estructura, como se ha explicado, será ligeramente más sencilla que en el caso anterior. Producto Precio Acero: 2 €/kg 945 kg/apoyo: 1.890 €/apoyo Acero necesario para el módulo superior en 4.550 apoyos: 8,6 M€ Coste del acero para reforzar el apoyo original: Producto Precio Acero: 2 €/kg 2.605 kg/apoyo: 5.210 €/apoyo Acero necesario para reforzar los 4.550 apoyos originales 23,7 M€ 103 Coste del refuerzo que hay que añadir a la cimentación: Al ser el incremento de peso menor, el refuerzo de la cimentación, obviamente será menor. Se muestran los cálculos en el apéndice II. La cantidad de hormigón que habría que añadir en cada apoyo es de 0,61 m3. Producto Precio m3 del hormigón: 63 €/m3 0,6 m3 refuerzo hormigón en un apoyo: 37,8 € Coste del refuerzo de la cimentación en 4.550 apoyos 0,2 M€ Coste de las cadenas de aisladores y conjunto de herrajes para conductores de fase y de guarda: Se utilizará un aislador polimérico para cada polo. Se requieren dos en cada apoyo (uno en cada lado). Esto hace que se necesiten cuatro aisladores por cada apoyo. Elemento para conductor Precio Aislador polimérico: 80 € por unidad 4 aisladores/apoyo: 320 € por apoyo Aisladores necesarios para 4.550 apoyos: 1,5 M€ Otros accesorios (herrajes, grapas…): 50 € por unidad 8 accesorios por apoyo (2 de fase y 2 de guarda): 400 € por apoyo Otros accesorios necesarios para 4.550 apoyos 2 M€ Coste de tensionar el conductor: Se vuelve a hacer uso del factor corrector. Tender cinco conductores: (9.620 + 4·0,3·9.620) €/km. Tendido, tensado y engrapado de un solo conductor Coste de mano de obra LA-545: 9.620 €/km 5 conductores por polo: 21.164 €/km 2 polos (ida y retorno): 42.328 €/km Tensionado de 1.000 km: 42,3 M€ Coste de desmontaje y montaje de los cables de guarda (OPGW-48). Acción Coste de mano de obra Desmontaje del cable de guarda 250 €/km Desmontaje de 1.000 km de 1 cable de guarda: 0,25 M€ Tendido, tensado y engrapado de 1 cable de guarda: 4.100 €/km 104 Tendido, tensado y engrapado de 1 cable de guarda para 1.000 km: 4,1 M€ Desmontaje + montaje de 1 cable de guarda: 4,35 M€ Desmontaje y montaje de 2 cables de guarda 8,7 M€ Coste del montaje del módulo superior: Acción Coste de mano de obra Montaje, armado e izado de apoyos: 0,9 €/kg 945 kg/apoyo: 850,5 €/apoyo Montaje del módulo superior en los 4.550 apoyos: 3,9 M€ Coste de montaje del acero para reforzar el apoyo original: Acción Precio de mano de obra Montaje, armado e izado de apoyos: 0,9 €/kg 2.605 kg/apoyo: 2.345 €/apoyo Acero necesario para reforzar los 4.550 apoyos originales 10,7 M€ Coste de mano de obra del refuerzo de la cimentación: Acción Coste de mano de obra Movimiento de tierra, excavación y hormigonado 110 €/m3 0,61 m3 de hormigón en cada apoyo: 67,1 €/apoyo Coste de mano de obra para refuerzo de la cimentación en 4.550 apoyos 0,4 M€ Coste de montaje de los nuevos aisladores y accesorios. Acción Precio de mano de obra Montaje de aisladores: 40 € por unidad 4 aisladores/apoyo: 160 €/apoyo Montaje de aisladores necesarios para 4.550 apoyos: 0,8 M€ Montaje de otros accesorios: 40 € por unidad 8 accesorios/apoyo (4 de fase y 4 de guarda): 320 € por apoyo Montaje de otros accesorios para 4.550 apoyos: 1,5 M€ Coste de inversión total: 195 M€  COM es el coste de operación y mantenimiento: Como mencionamos en el punto anterior, en estos costes se incluyen los costes de personal para la operación y control de la línea, reparaciones generales, labores en el terreno, sustitución de 105 útiles dañados, actividades de mantenimiento y monitorización en tiempo real, además de otras actividades necesarias para mantener la línea en unas condiciones de operación oportunas. Se estiman en un 1,5 % del coste total de inversión. Estos 2,9 M€ anuales, al final de los 40 años de vida útil, resultan en 49,7 M€. Coste de operación y mantenimiento en 40 años = 49,7 M€  CEL es el coste debido a las pérdidas. En general, las pérdidas que se presentan en un sistema de transporte de esta tecnología HVDC son menores comparadas a la tecnología alterna [37]. Por eso, el término de coste de las pérdidas es beneficioso para esta alternativa. Según se ha visto en la figura 44 anterior, las pérdidas de una línea de 1.000 km que utiliza la tecnología continua a ± 500 kV se encuentran en torno al 6 %. Estas pérdidas, referenciadas a la potencia de 1 GW que se pretende transportar, resultan ser de 60 MW. En términos de energía, las pérdidas anuales, suponiendo que la línea estará operativa un 90 % del tiempo (7.900 horas), resultan ser de 474 GWh. Se asume un coste de la energía de 0,05 €/kWh, que es el precio medio del mercado mayorista de la electricidad (OMIE) en el año 2015. Por lo que el coste anua de las pérdidas es 23,7 M€. Se considera una tasa de interés anual (i) del 5 %, una tasa de descuento (td) del 2 % y una vida útil (n) de 40 años. El valor actual neto de las pérdidas de energía en la vida útil de la línea se calcula de la siguiente forma: 23,7⁡M€·⁡1 i 1− 1 (1+i)n·1 td 1− 1 (1+td)n=312,3 M€ Coste de las pérdidas en 40 años = 312,3 M€ En la figura 46 se desglosan los costes de esta alternativa antes de tener en cuenta el coste de las subestaciones. Figura 46: Costes de la alternativa 2 sin estaciones convertidoras 112 Resumiendo, las ventajas de esta tercera alternativa es la reducción en los costes de inversión totales debido a la reutilización de los conductores y a la innecesaridad de modificar la estructura de la torre. Además, hay muchas torres del sistema de transporte que fueron construidas de doble circuito y no están instalados los dos circuitos, pensando en una futura repotenciación. Por lo que el coste de inversión inicial podría ser menor. Por el contrario, el resultado no es tan bueno como a priori se podía esperar debido a que hay que desmontar y volver a montar todos los conductores del circuito reconvertido. Además, con esta alternativa, los procesos de ejecución de la repotenciación serán mayores debido a que hay que tirar los circuitos. Aunque se haga primero uno y después otro, se reducirá temporalmente la capacidad de transferencia. Además, se ha cambiado la configuración de los dos circuitos. Para el circuito HVDC, será necesario instalar subestaciones convertidoras; y para el circuito HVAC, también será necesario realizar ciertas modificaciones en las subestaciones. Se han encontrado en la literatura algunos estudios [28] que muestran las bondades de esta conversión a red híbrida. Precisamente en este estudio se ha hecho un estudio aplicable a lo estudiado en este Trabajo Fin de Máster. Si bien en nuestra alternativa de conversión a híbrida se considera sustituir los aisladores por unos nuevos de tecnología compacta, los autores de este artículo no han considerado modificación de ningún tipo ni en conductores, aisladores ni en los apoyos. Un sistema de transporte híbrido AC – DC presenta una ventaja fundamental, que los flujos de potencia AC y DC fluyen de manera independiente y, además, el flujo de potencia DC no causa inestabilidad transitoria. Entonces, el sistema de transporte AC existente de doble circuito sería sustituido por un sistema híbrido que transporta las tres fases AC más la DC. El valor instantáneo de cada tensión del conductor resulta mayor en caso de un sistema de transporte híbrido debido a la cantidad de tensión DC superpuesta a la de AC. Eso sí, se deben añadir más discos a cada cadena de aisladores para soportar el nuevo nivel de tensión. Otra ventaja principal del sistema híbrido de transporte sobre el HVDC puro es su capacidad de utilizar la línea para compensar reactiva, ya que en el sistema HVDC la tensión de línea DC es continua en el tiempo. Se va a mostrar la eficacia de la repotenciación sin necesidad de modificar la estructura de los apoyos, los aisladores ni los conductores. La potencia total de transferencia en la línea de doble circuito antes de la conversión, mostrada en su versión trifásica, al contrario que en la ecuación 2-3, se rige por la ecuación 5-1. P′total ≈(3·Vph2·sin𝛿)/X (5-1) 113 Donde X es la reactancia de la línea de doble circuito, y δ es el ángulo entre las tensiones del extremo emisor y receptor. La potencia total de transferencia en la línea híbrida AC – DC viene dada por la fórmula 5-2. Ptotal =Pac +Pdc ≈3·Va2·sinδ2 X+2·Vd·Id (5-2) Donde el ángulo δ2 entre las tensiones en los dos extremos de la línea se puede incrementar hasta un valor más alto debido al mayor control que aporta la componente continua. Un valor aproximado de la corriente AC en el sistema de doble circuito se puede definir con la ecuación 5-3. Ia=V·(sinδ/2)/X (5-3) Mientras que la corriente DC viene dada por la ecuación 5-4. Id=3·√Ith ∗2 −Ia ∗2 (5-4) Donde Ith es la capacidad de transporte de corriente. El incremento de capacidad de transferencia, expresado en tanto por ciento, en un sistema híbrido AC – DC se puede definir como la capacidad de transferencia de la nueva línea híbrida menos la capacidad anterior con el sistema puramente AC, dividido entre la capacidad del sistema puramente AC. La tabla 22 muestra los resultados de simulación obtenidos para estimar la potencia que se puede transmitir tras la conversión citada para distintas longitudes. Es una reconversión efectiva para líneas mayores de 500 km. Tabla 22: Resultados simulación para δ2 = 60° [28] Longitud línea (km) 500 600 700 800 PAC (MW) 450,25 383,95 338 304 PDC (MW) 1.615,48 1.662,27 1.650 1.600 PTOTAL (MW) 2.065,73 2.046,22 1.988 1.904 Grado de repotenciación (%) 101,96 135,44 159,25 173,85 4. Comparación Hasta ahora, no se ha tenido en cuenta el coste de las subestaciones o estaciones convertidoras. El bloqueo de las inversiones a la hora de construir nuevas líneas eléctricas, motivo por el cual se estudian las opciones de repotenciación, hace que se tenga que estudiar hasta el mínimo detalle. El coste de las subestaciones HVAC 114 o estaciones convertidoras HVDC son muy importantes, ya que se trata de uno de los mayores costes de inversión inicial, pese a que no sean en sí mismas parte del sistema de transporte. La comparación de las alternativas se realiza a través de la ecuación 4-1, utilizada para estimar el coste de las distintas alternativas. CLC =CCI +COM +CEL (4-1) Sin tener en cuenta el coste de las subestaciones, en la figura 49 se desglosan los costes correspondientes a las alternativas estudiadas. Figura 49: Desglose de costes de las alternativas presentadas. 0 subestaciones Se observa que la comparativa es claramente desfavorable a la alternativa HVAC debido a la magnitud de las pérdidas. En cuanto se tiene en cuenta el coste de las subestaciones, esta gráfica cambia radicalmente. Así como se han podido reutilizar muchos elementos del sistema de transporte para esta repotenciación, no será así para el caso de las subestaciones o de las estaciones convertidoras, ya que habrá que construirlas de cero. Se obtiene el coste de las estaciones convertidoras y subestaciones los datos presentados en [3]. Estos datos son, en el caso de las subestaciones HVAC, un coste de 39,4 M€, a los que es necesario sumar los 60,89 M€ correspondientes a tres dispositivos TCSC para compensar reactiva. En el caso de las subestaciones HVDC, el coste es de 209,62 M€. 115 Como mínimo, serán necesarias dos subestaciones, una en cada extremo de la línea, por tanto se van a mostrar los resultados para este caso: Con dos subestaciones HVAC / estaciones convertidoras HVDC, se recalculan los costes de la misma forma que se ha explicado en las secciones anteriores. Se muestran los resultados en la figura Figura 50: Costes de las alternativas con 2 subestaciones / estaciones convertidoras Se observa que la situación se ha invertido, y al tener en cuenta los costes de las subestaciones, la tecnología HVAC es la tecnología más competitiva económicamente debido al menor coste de las subestaciones necesarias. En una línea de 1.000 kilómetros, podría ser interesante el hecho de tener tres subestaciones en la misma línea de transmisión, una a cada extremo de la línea y otra intermedia para poder conectar algún centro de consumo. En ese caso, los resultados son los que se muestran en la figura 51. 116 Figura 51: Costes de las alternativas con 3 subestaciones / estaciones convertidoras Otros casos particulares que se ha creído conveniente presentar es cuando se hace referencia a una línea de 600 km y de 2.000 km. En una línea de 600 km, según la figura 42, las pérdidas de la tecnología HVAC 800 kV son del 5 %, frente al 4 % que presenta la tecnología HVDC ± 500 kV. Se muestran los resultados obtenidos en la figura 52. Al ser líneas de menor longitud, los resultados demuestran la bondad de la tecnología HVAC a menor longitud de transmisión. Figura 52: Costes de las alternativas con 2 subestaciones - 600 km 117 Por último, en una línea de 2.000 km, según la figura 42, las pérdidas de la tecnología HVAC 800 kV son del 16 %, frente al 13 % que presenta la tecnología HVDC ± 500 kV. Se muestran los resultados obtenidos en la figura 53. Como se esperaba, los resultados de una línea de 2.000 km no son favorables a la tecnología HVAC debido a las altas pérdidas que presenta. Figura 53: Costes de las alternativas con 2 subestaciones - 2.000 km 118 Capítulo 6: CONCLUSIONES En este Trabajo Fin de Máster se ha estudiado la posibilidad de repotenciación de las líneas eléctricas aéreas para la futura superred europea. Los impedimentos que existen para la construcción de nuevas líneas, ya sean por motivos ambientales, de salud o políticos hacen que sea muy interesante estudiar la repotenciación del sistema actual de transporte, ya que además reportaría en una menor inversión inicial al no tener que construir las líneas desde cero. Sin embargo, hay que tener en cuenta los beneficios que la superred aportaría a la sociedad en la que vivimos. La superred es la solución que permitiría la integración masiva de renovables en el sistema eléctrico. En Europa hay un potencial de generación renovable muy grande, pero en algunos casos estos lugares se sitúan en lugares apartados de los grandes centros de consumo. Dos ejemplos de localizaciones alejadas de los grandes centros de consumo y con un gran potencial de generación renovable son el Mar del Norte, con su energía eólica; y el norte de África, con su potencial de generación fotovoltaica o termosolar. También se han analizado diferentes técnicas de repotenciación que se han utilizado hasta el presente y se ha hecho un análisis concreto de algunos ejemplos interesantes. Como en este Trabajo Fin de Máster no se estudia una repotenciación al uso, sino que se busca es una coexistencia de los sistemas de transporte actual de 400 kV y el nuevo, para lo cual se presentan tres alternativas diferentes. La primera alternativa, que utilizaría la tecnología HVAC, consiste en la adición de un módulo superior para soportar las nuevas líneas de transporte. El módulo que se debería instalar debería parecerse al mostrado en la figura 42, por supuesto contando con las modificaciones del mismo que fuesen necesarias para reducir todo lo posible el material necesario. La segunda alternativa es esencialmente la misma, pero utilizaría la tecnología HVDC. Por este motivo, el módulo superior, basado nuevamente en el esquema mostrado en la figura 42, sería más sencillo que el de la alternativa 1, debido a que el apoyo sostendrá una fase/polo menos que en la tecnología HVAC. Por último, la tercera alternativa que se ha presentado consiste en la conversión de un sistema de transporte AC de doble circuito a un sistema de transporte híbrido, que mantenga un circuito de tecnología alterna y otro de tecnología continua. El de tecnología continua utilizará los mismos conductores, pero reordenados de una manera distinta. Para que la repotenciación consiga transportar el objetivo, es necesario reforzar el circuito que se mantiene con la tecnología HVAC, pasando de ser de configuración dúplex a cuádruplex. Tras realizar el análisis económico, el estudio de las limitaciones mecánicas, las implicaciones que se tendrían en referencia al acoplamiento entre líneas, efecto corona y ruido audible, además de un análisis sobre el impacto ambiental y sobre la 119 influencia que tendría el cambio sobre el mantenimiento de las líneas, se han detallado los costes que conllevaría cada alternativa, demostrando que la alternativa más económica varía en función de la longitud de la línea de transmisión. Para el estudio presentado, de 1.000 km y dos subestaciones o estaciones convertidoras (una a cada extremo de la línea), la alternativa más económica ha resultado ser la HVAC, seguida de HVDC y, por último, la configuración híbrida. Entre la segunda y tercera alternativa, la diferencia de costes es muy pequeña debido a que en la tercera alternativa hay que contar con el desmontaje y montaje de los dos circuitos. Además de esto, esta tecnología presenta la desventaja de que para su ejecución, la línea se mantendría fuera de servicio durante más tiempo que en las dos primeras alternativas. Lo que está claro es que, en cualquier caso, cualquiera de las tres alternativas reduce de una manera sustancial las inversiones necesarias si se compara con la opción de construir unas nuevas líneas de transporte, y el impacto ambiental también será reducido al no requerirse nuevos espacios para instalar las nuevas líneas. Ante la necesidad de aumentar la capacidad de transferencia del sistema de transporte, es innegable que la repotenciación es la alternativa más interesante. Con el objetivo de que se pueda continuar la investigación en esta línea, será interesante el estudio de las protecciones. Al principio eran muy costosas para el caso de la tecnología HVDC y además presentaban una gran complejidad, pero el avance de la investigación en este campo hace que se pueda estudiar con más detenimiento. Otro punto considerado de vital importancia es desarrollar de una manera más profunda la interacción magnética, ya que aunque se ha mencionado en este Trabajo Fin de Máster en varias ocasiones, su análisis minucioso quedaba fuera de alcance. También resultaría interesante estudiar cómo se vería afectada la configuración de las subestaciones extremas de las líneas en cuanto a interruptores, seccionadores y barras. Por último, otra línea de investigación que se podría estudiar más a fondo es el de los intervalos de incertidumbre a la hora de realizar el análisis económico. Finalmente, también sería muy interesante estudiar diferentes alternativas a la repotenciación propuesta, como podría ser la utilización de los sistemas HVDC con su tecnología LCC, que es capaz de transportar más energía que la VSC, que es la que se ha tenido en cuenta en este Trabajo Fin de Máster. En caso de que se quisiese utilizar la tecnología LCC, se podría plantear la posibilidad de trazar una línea de gran longitud y con mucha capacidad de transferencia, y que se vayan realizando las conexiones necesarias a la misma. Desde el punto de vista estricto, esto no sería una superred, pero también podría mejorar el sistema de transporte europeo. 120 121 Bibliografía [1] Uprating of Overhead Lines. Roshan Bhattarai. (2011). B.E.M. Tech. (Electrical Engineering). School of Engineering. Cardiff University. [2] Optimization of Transmission Technology and Routes for Pan-European Electricity Highways Considering Spatial Aspects. Ergun, H., Rawn, B., Belmans, R., & Van Hertem, D. (2015). 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Rüberg, H. Ferreira, A. L’Abbate, U. Häger, G. Fulli, Y. Li, J. Schwippe. Technical University Dortmund (TUDo) [9] HVDC SuperGrids with Modular Multilevel Converters – the Power Transmission Backbone of the Future. Noman Ahmed, Staffan Norrga, Hans-Peter Nee, Arif Haider, Dirk Van Hertem, Lidong Zhang, Lennart Harnerfors. 2012 – 9TH International Multi-Conference on Systems, Signals and Devices. [10] Eurelectric Activity Report: Eurelectric, 2015. [11] Página web de GO 15: Reliable and Sustainable Power Grids: www.go15.org 128 Aisladores de Vidrio 7 – 27 € p.u. Aisladores Poliméricos 22 – 120 p.u. Grapas 4 – 8 p.u. Herrajes 2 -14 p.u. Salvapájaros y Aislamiento Avifauna Aislamiento de cables en conductores y/o puentes flojos 11 €/m Aislamiento de las grapas de amarre o suspensión con forros aislantes 36 €/m Dispositivos anticolisión en fase 2 € p.u. Dispositivos anticolisión en protección 5 € p.u. 129 Tabla 24: Precio de mano de obra obtenido de la base de datos de IMEDEXA Acción Precio de mano de obra Montaje, armado e izado de apoyos 0,9 €/kg Movimiento de tierra, excavación y hormigonado 110 €/m3 Avifauna Aislamiento de cables en conductores y/o puentes flojos 7,5 €/m Aislamiento de las grapas de amarre/suspensión con forros aislantes 10 € p.u. Colocación de dispositivos anticolisión en fase 8 € p.u. Colocación de dispositivos anticolisión en protección 28 € p.u. Tabla 25: Otros precios de mano de obra obtenidos de la base de datos de IMEDEXSA Tendido, tensado y engrapado de un solo conductor Precio de mano de obra (€/km) LA-30 320 LA-110 650 LA-280 6.000 LA-455 7.915 LA-545 9.620 LARL-56 385 LARL-125 850 LARL-280 6.000 LARL-455 7.050 LARL-545 9.620 AC-50 3.200 AC-75 4.500 OPGW-48 4.100 OPGW-130 4.100 130 131 APÉNDICE II: Estimación del peso del apoyo y del módulo adicional Alternativa 1 A continuación se presentan los cálculos realizados para buscar una aproximación del peso de la estructura. Para hacer una estimación aceptable, se debe estimar el peso del apoyo existente antes de instalar el módulo adicional y después de instalarlo. También se estimará por separado el peso del módulo adicional para calcular la cantidad de acero que se necesita para reforzar el apoyo existente. Para ello se utiliza la fórmula de Marjerrison (ecuación 4-8), presentada en el capítulo 4. W=⁡Ck·He·(FT2/3 +FV1/2 +FL2/3) (4-8) Ck es una constante empírica que varía con la forma de la torre y la tensión nominal, un valor típico para esta constante es 0,45 y es el que se utilizará. He es la altura equivalente [m]: Como altura equivalente del apoyo antes de instalar el módulo adicional, se toman 33 metros, que es un valor razonable para los apoyos existentes en el sistema de transporte europeo. Según el apartado 5.6.1 del RD 223/2008, de 15 de febrero [42], la distancia mínima entre las líneas superior e inferior debe ser, al menos, de 7 metros, por lo que este es el valor que se considerará para calcular el peso del módulo superior. Por tanto, la altura equivalente que se ha considerado para calcular el peso de la estructura completa (el apoyo existente más el módulo adicional) es la suma de las dos alturas equivalentes: 40 metros. FT, FV y FL: Suma de las fuerzas transversales, verticales o longitudinales de los conductores y cables de guarda. Se muestran las ecuaciones utilizadas y los cálculos realizados.  FL: Por la hipótesis de carga normal, las cargas longitudinales se estiman nulas.  FT = FTCOND + FTAISL + FTGUARDA (A-1) FTCOND =n· ØCOND·QV·VV·FS·10-3 (A-2) FTAISL = ØAISL·QV·LA·FS·10-3 (A-3) FTGUARDA =n· ØGUARDA·QV·VV·FS·10-3 (A-4) 132 Donde n es el número de conductores por fase [n = 5 cuando se estima el peso del módulo superior (800 kV); n=2 cuando se estima el peso del apoyo existente (400 kV); n=1 para calcular FTGUARDA]; ØCOND es el diámetro del conductor [ØCOND = 30,42 mm]; QV es la presión máxima de viento. [QV = 40 kgf/m2]; VV es el vano de diseño. [VV = 220 m]; FS es el factor de seguridad [FS = 1,1]; ØGUARDA es el diámetro del conductor [ØGUARDA = 17 mm]; ØAISL es el diámetro de los aisladores [ØAISL = 150 mm]; y LA es la longitud de la cadena de aisladores [LA = 2 m]. Se obtienen los siguientes resultados: FT800 kV = 1.472,8 + 13,2 = 1.486 kg/m FTGUARDA = 165 kg/m FT400 kV = 589 +13,2 = 602,2 kg/m  FV = VPESO·WC + WAISL + WMANT (A-5) Donde VPESO es el vano peso de diseño [VPESO = 220 m]; WC es el peso del conductor [WC = 1,832 kg/m]; WAISL es el peso de la cadena de aisladores [WAISL = 40 kg]; y WMANT es el peso de los operarios de mantenimiento [WMANT = 400 kg] Se obtienen los siguientes resultados: FV800 kV = 2.015 + 40 +400 ≈ 2.500 kg/m FVGUARDA = 137 + 400 = 537 kg/m FV400 kV = 806 + 40 +400 ≈ 1.250 kg/m Como se comentó anteriormente, para calcular el refuerzo necesario en el apoyo existente, ha sido necesario estimar el peso de la estructura existente antes y después de instalar el módulo superior. W400⁡𝑘𝑉 =0,45·33·((6·602,2+2·165)2/3 +(6·1.250+2·537)1/2 +02/3) ≈ 5.082 kg 133 El peso estimado de toda la estructura (la existente más el módulo superior) es: FTTOTAL = 3·1.486 + 2·165 + 6·602,2 = 8.401 kg/m FVTOTAL= 3·2.500 + 2·537 + 6·1.250 = 16.074 kg/m WTOTAL =0,45·40·(8.4012/3 +16.0741/2 +02/3) ≈ 9.721 kg Por otro lado, se estima por separado el peso del módulo superior (figura 42): W800⁡kV =0,45·7·[(3·1.486+2·165)2/3 +(3·2.500+2·537)1/2 +02/3] = 1.186 kg La diferencia de peso después de instalar el módulo y antes de hacerlo corresponde al peso del módulo superior, más el peso del acero necesario para reforzar el apoyo existente. WTOTAL – W400 kV – W800 kV ≈ 3.500 kg Realizando las diferencias, se ha llegado a la conclusión de que se necesitan unos 3.500 kg de acero para reforzar el apoyo existente. Hay que tener en cuenta este coste para que el apoyo soporte el peso del módulo superior instalado. Para calcular el refuerzo necesario de la cimentación: Volumen de hormigón inicial: 𝑃𝐼𝑁𝐼𝐶𝐼𝐴𝐿 =√𝐹𝑇𝐼𝑁𝐼𝐶𝐼𝐴𝐿2+𝐹𝐿𝐼𝑁𝐼𝐶𝐼𝐴𝐿2= √(6·0,602+2·0,165)2 = 3,94 t Ar = 2,5 · P = 9, 86 t. VH1 = 3,4256 – 0,0784·Ar + 0,00385·Ar2 – 0,00001·Ar3 = 3,017 m3 Con los nuevos conductores, el volumen de hormigón necesario es: 𝑃𝐼𝑁𝐼𝐶𝐼𝐴𝐿 =√𝐹𝑇𝐼𝑁𝐼𝐶𝐼𝐴𝐿2+𝐹𝐿𝐼𝑁𝐼𝐶𝐼𝐴𝐿2= √(6·0,602+2·0,165+3·1,486)2 = 8,4 t Ar = 2,5 · P = 21 t. VH2 = 3,4256 – 0,0784·Ar + 0,00385·Ar2 – 0,00001·Ar3 = 3,38 m3 Por tanto, el volumen de hormigón que se necesita añadir es de: 4·(VH2-VH1) = 1,47 m3. 134 Alternativa 2 De igual manera que en la alternativa 1, se debe estimar el peso del apoyo existente antes de instalar el módulo adicional y después de instalarlo. También se estimará por separado el peso del módulo adicional para calcular la cantidad de acero que se necesita para reforzar el apoyo existente. Para ello se utiliza la fórmula de Marjerrison (ecuación 4-8), presentada en el capítulo 4. W=⁡Ck·He·(FT2/3 +FV1/2 +FL2/3) (4-8) Ck es una constante empírica que varía con la forma de la torre y la tensión nominal, un valor típico para esta constante es 0,45 y es el que se utilizará. He es la altura equivalente [m]: Como altura equivalente del apoyo antes de instalar el módulo adicional, se toman 33 metros, que es un valor razonable para los apoyos existentes en el sistema de transporte europeo. Según el apartado 5.6.1 del RD 223/2008, de 15 de febrero [42], la distancia mínima entre las líneas superior e inferior debe ser, al menos, de 7 metros, por lo que este es el valor que se considerará para calcular el peso del módulo superior. Por tanto, la altura equivalente que se ha considerado para calcular el peso de la estructura completa (el apoyo existente más el módulo adicional) es la suma de las dos alturas equivalentes: 40 metros. FT, FV y FL: Suma de las fuerzas transversales, verticales o longitudinales de los conductores y cables de guarda. Se muestran las ecuaciones utilizadas y los cálculos realizados.  FL: Por la hipótesis de carga normal, las cargas longitudinales se estiman nulas.  FT = FTCOND + FTAISL + FTGUARDA (A-1) FTCOND =n· ØCOND·QV·VV·FS·10-3 (A-2) FTAISL = ØAISL·QV·LA·FS·10-3 (A-3) FTGUARDA =n· ØGUARDA·QV·VV·FS·10-3 (A-4) Donde n es el número de conductores por fase [n = 5 cuando se estima el peso del módulo superior (800 kV); n=2 cuando se estima el peso del apoyo existente (400 kV); n=1 para calcular FTGUARDA]; 135 ØCOND es el diámetro del conductor [ØCOND = 30,42 mm]; QV es la presión máxima de viento. [QV = 40 kgf/m2]; VV es el vano de diseño. [VV = 220 m]; FS es el factor de seguridad [FS = 1,1]; ØGUARDA es el diámetro del conductor [ØGUARDA = 17 mm]; ØAISL es el diámetro de los aisladores [ØAISL = 150 mm]; y LA es la longitud de la cadena de aisladores [LA = 2 m]. Se obtienen los siguientes resultados: FT800 kV = 1.472,8 + 13,2 = 1.486 kg/m FTGUARDA = 165 kg/m FT400 kV = 589 +13,2 = 602,2 kg/m  FV = VPESO·WC + WAISL + WMANT (A-5) Donde VPESO es el vano peso de diseño [VPESO = 220 m]; WC es el peso del conductor [WC = 1,832 kg/m]; WAISL es el peso de la cadena de aisladores [WAISL = 40 kg]; y WMANT es el peso de los operarios de mantenimiento [WMANT = 400 kg] Se obtienen los siguientes resultados: FV800 kV = 2.015 + 40 +400 ≈ 2.500 kg/m FVGUARDA = 137 + 400 = 537 kg/m FV400 kV = 806 + 40 +400 ≈ 1.250 kg/m Como se comentó anteriormente, para calcular el refuerzo necesario en el apoyo existente, ha sido necesario estimar el peso de la estructura existente antes y después de instalar el módulo superior. W400⁡𝑘𝑉 =0,45·33·((6·602,2+2·165)2/3 +(6·1.250+2·537)1/2 +02/3) ≈ 5.082 kg El peso estimado de toda la estructura (la existente más el módulo superior) es: FTTOTAL = 2·1.486 + 2·165 + 6·602,2 = 6.915,2 kg/m 136 FVTOTAL= 2·2.500 + 2·537 + 6·1.250 = 13.574 kg/m WTOTAL =0,45·40·(6.915,22/3 +13.5741/2 +02/3) ≈ 8.631 kg Por otro lado, se estima por separado el peso del módulo superior (figura 42): W800⁡kV =0,45·7·[(2·1.486+2·165)2/3 +(2·2.500+2·537)1/2 +02/3] = 944 kg La diferencia de peso después de instalar el módulo y antes de hacerlo corresponde al peso del módulo superior, más el peso del acero necesario para reforzar el apoyo existente. WTOTAL – W400 kV – W800 kV ≈ 2.605 kg Realizando las diferencias, se ha llegado a la conclusión de que se necesitan unos 2.605 kg de acero para reforzar el apoyo existente. Hay que tener en cuenta este coste para que el apoyo soporte el peso del módulo superior instalado. Para calcular el refuerzo necesario de la cimentación: Volumen de hormigón inicial: 𝑃𝐼𝑁𝐼𝐶𝐼𝐴𝐿 =√𝐹𝑇𝐼𝑁𝐼𝐶𝐼𝐴𝐿2+𝐹𝐿𝐼𝑁𝐼𝐶𝐼𝐴𝐿2= √(6·0,602+2·0,165)2 = 3,94 t Ar = 2,5 · P = 9, 86 t. VH1 = 3,4256 – 0,0784·Ar + 0,00385·Ar2 – 0,00001·Ar3 = 3,017 m3 Con los nuevos conductores, el volumen de hormigón necesario es: 𝑃𝐼𝑁𝐼𝐶𝐼𝐴𝐿 =√𝐹𝑇𝐼𝑁𝐼𝐶𝐼𝐴𝐿2+𝐹𝐿𝐼𝑁𝐼𝐶𝐼𝐴𝐿2= √(6·0,602+2·0,165+2·1,486)2 = 6,91 t Ar = 2,5 · P = 17,29 t. VH2 = 3,4256 – 0,0784·Ar + 0,00385·Ar2 – 0,00001·Ar3 = 3,17 m3 Por lo que, el volumen de hormigón que se necesita añadir es de: 4·(VH2-VH1) = 0,61 m3. Alternativa 3 En esta alternativa, aumenta el número de conductores. El circuito de HVAC pasa a tener de seis a doce conductores. Por tanto, es necesario calcular el acero que será necesario para soportar este peso. También hay que hacer el cálculo para ver el refuerzo de las cimentaciones necesario. 137 Se estima el peso del apoyo existente antes de instalar los nuevos conductores y después hacerlo. Para ello se utiliza la fórmula de Marjerrison (ecuación 4-8), presentada en el capítulo 4. W=⁡Ck·He·(FT2/3 +FV1/2 +FL2/3) (4-8) Ck es una constante empírica que varía con la forma de la torre y la tensión nominal, un valor típico para esta constante es 0,45 y es el que se utilizará. He es la altura equivalente [m]: Como altura equivalente del apoyo antes de instalar el módulo adicional, se toman 33 metros, que es un valor razonable para los apoyos existentes en el sistema de transporte europeo. FT, FV y FL: Suma de las fuerzas transversales, verticales o longitudinales de los conductores y cables de guarda. Se muestran las ecuaciones utilizadas y los cálculos realizados.  FL: Por la hipótesis de carga normal, las cargas longitudinales se estiman nulas.  FT = FTCOND + FTAISL + FTGUARDA (A-1) FTCOND =n· ØCOND·QV·VV·FS·10-3 (A-2) FTAISL = ØAISL·QV·LA·FS·10-3 (A-3) FTGUARDA =n· ØGUARDA·QV·VV·FS·10-3 (A-4) Donde n es el número de conductores por fase [n=2 para la configuración original; n=4 para la alternativa propuesta; n=1 para calcular FTGUARDA]. ØCOND es el diámetro del conductor [ØCOND = 30,42 mm]; QV es la presión máxima de viento. [QV = 40 kgf/m2]; VV es el vano de diseño. [VV = 220 m]; FS es el factor de seguridad [FS = 1,1]; ØGUARDA es el diámetro del conductor [ØGUARDA = 17 mm]; ØAISL es el diámetro de los aisladores [ØAISL = 150 mm]; y LA es la longitud de la cadena de aisladores [LA = 2 m].