Corriente continua de alto voltaje

La primera transmisión de energía eléctrica a larga distancia se demostró utilizando corriente continua en 1882 en la transmisión de energía Miesbach-Múnich de 57 km , pero solo  se transmitieron 1,5 kW. ^{[ 6 ]} Un método temprano de transmisión HVDC fue desarrollado por el ingeniero suizo René Thury ^{[ 7 ]} y su método, el sistema Thury, fue puesto en práctica en 1889 en Italia por la empresa Acquedotto De Ferrari-Galliera. Este sistema utilizaba grupos motor-generador conectados en serie para aumentar el voltaje. Cada grupo estaba aislado de tierra eléctrica y accionado por ejes aislados de un motor primario . La línea de transmisión operaba en modo de corriente constante , con hasta 5000 voltios a través de cada máquina, algunas máquinas tenían conmutadores dobles para reducir el voltaje en cada conmutador. Este sistema transmitió 630  kW a 14  kV CC a lo largo de una distancia de 120 kilómetros (75 mi) . ^{[ 8 ] [ 9 ]} El sistema Moutiers-Lyon transmitió 8600 kW de energía hidroeléctrica a una distancia de 200 kilómetros (120 mi) , incluyendo 10 kilómetros (6,2 mi) de cable subterráneo . Este sistema utilizó ocho generadores conectados en serie con conmutadores dobles para un voltaje total de 150 kV entre los polos positivo y negativo, y operó desde c. 1906 hasta 1936. Quince sistemas Thury estaban en funcionamiento para 1913. ^{[ 10 ]} Otros sistemas Thury que operaban a hasta 100 kV CC funcionaron hasta la década de 1930, pero la maquinaria rotativa requería un alto mantenimiento y tenía una alta pérdida de energía.      

Se probaron varios otros dispositivos electromecánicos durante la primera mitad del siglo XX con escaso éxito comercial. ^{[ 11 ]} Una técnica que se intentó para convertir la corriente continua de un alto voltaje de transmisión a un voltaje de utilización más bajo fue cargar baterías conectadas en serie y luego reconectarlas en paralelo para alimentar cargas de distribución. ^{[ 12 ]} Si bien se probaron al menos dos instalaciones comerciales alrededor del cambio de siglo XX, la técnica no fue generalmente útil debido a la capacidad limitada de las baterías, las dificultades para cambiar entre configuraciones en serie y en paralelo, y la ineficiencia energética inherente de un ciclo de carga/descarga de la batería. ^{[ b ]}

Propuesta por primera vez en 1914, ^{[ 13 ]} la válvula de arco de mercurio controlada por la red estuvo disponible durante el período de 1920 a 1940 para las funciones de rectificador e inversor asociadas con la transmisión de CC. A partir de 1932, General Electric probó válvulas de vapor de mercurio y una  línea de transmisión de CC de 12 kV, que también servía para convertir  la generación de 40 Hz para servir  cargas de 60 Hz, en Mechanicville, Nueva York . En 1941, se diseñó un enlace de cable enterrado de 60  MW, ±200  kV, 115 km (71 mi) , conocido como el Proyecto Elba , para la ciudad de Berlín utilizando válvulas de arco de mercurio pero, debido al colapso del gobierno alemán en 1945 , el proyecto nunca se completó. ^{[ 14 ]} La justificación nominal del proyecto era que, en tiempos de guerra, un cable enterrado sería menos visible como objetivo de bombardeo. El equipo fue trasladado a la Unión Soviética y puesto en servicio allí como el sistema HVDC Moscú-Kashira. ^{[ 15 ]} El sistema Moscú-Kashira y la conexión realizada en 1954 por el grupo de Uno Lamm en ASEA entre la Suecia continental y la isla de Gotland marcaron el comienzo de la era moderna de la transmisión HVDC. ^{[ 6 ]}  

Las válvulas de arco de mercurio eran comunes en los sistemas diseñados hasta 1972, y el último sistema HVDC de arco de mercurio (el sistema Nelson River Bipole 1 en Manitoba , Canadá) se puso en servicio por etapas entre 1972 y 1977. ^{[ 16 ]} Desde entonces, todos los sistemas de arco de mercurio se han cerrado o convertido para usar dispositivos de estado sólido. El último sistema HVDC que utilizó válvulas de arco de mercurio fue el enlace HVDC interinsular entre las islas Norte y Sur de Nueva Zelanda, que las utilizó en uno de sus dos polos. Las válvulas de arco de mercurio se desmantelaron el 1 de agosto de 2012, antes de la puesta en servicio de los convertidores de tiristores de reemplazo.

El desarrollo de válvulas de tiristores para HVDC comenzó a finales de la década de 1960. El primer sistema HVDC completo basado en tiristores fue el sistema Eel River en Canadá, construido por General Electric y que entró en servicio en 1972. ^{[ 17 ]}

Desde 1977, los nuevos sistemas HVDC utilizan dispositivos de estado sólido , en la mayoría de los casos tiristores . Al igual que las válvulas de arco de mercurio, los tiristores requieren conexión a un circuito de CA externo en aplicaciones HVDC para su encendido y apagado. El HVDC que utiliza tiristores también se conoce como HVDC con convertidor conmutado por línea (LCC).

El 15 de marzo de 1979, se puso en funcionamiento una  conexión de corriente continua basada en tiristores de 1920 MW entre Cabora Bassa y Johannesburgo ( 1410 km; 880 mi ). El equipo de conversión fue construido en 1974 por Allgemeine Elektricitäts-Gesellschaft AG (AEG) , y Brown, Boveri & Cie (BBC) y Siemens fueron socios en el proyecto. Las interrupciones del servicio durante varios años fueron consecuencia de la guerra civil en Mozambique . ^{[ 18 ]} La tensión de transmisión de ±533 kV era la más alta del mundo en ese momento. ^{[ 6 ]}   

Los convertidores conmutados por línea presentan ciertas limitaciones en su uso para sistemas HVDC. Esto se debe a que requieren un período de tensión inversa para efectuar la desconexión. Un intento por solucionar estas limitaciones es el convertidor conmutado por condensador (CCC). El CCC incorpora condensadores en serie insertados en las conexiones de la línea de CA. El CCC se ha mantenido como una aplicación minoritaria debido a la aparición de los convertidores de fuente de tensión (VSC), que abordan de forma más directa los problemas de desconexión.

Los convertidores de fuente de tensión (VSC), ampliamente utilizados en accionamientos de motores desde la década de 1980, comenzaron a aparecer en la transmisión de corriente continua de alta tensión (HVDC) en 1997 con el proyecto experimental Hellsjön-Grängesberg en Suecia. A finales de 2011, esta tecnología ya había captado una parte significativa del mercado de HVDC.

El desarrollo de transistores bipolares de puerta aislada (IGBT), tiristores de desconexión de puerta (GTO) y tiristores conmutados por puerta integrados (IGCT) de mayor capacidad ha hecho que los sistemas HVDC sean más económicos y fiables. Esto se debe a que los IGBT modernos incorporan un modo de fallo por cortocircuito, en el que, si un IGBT falla, se cortocircuita mecánicamente. Por lo tanto, las estaciones convertidoras HVDC VSC modernas están diseñadas con suficiente redundancia para garantizar el funcionamiento durante toda su vida útil. El fabricante Hitachi Energy (anteriormente Hitachi ABB Power Grids y ABB ) denomina a este concepto HVDC Light , ^{[ 19 ]} mientras que Siemens denomina a un concepto similar HVDC PLUS ( Power Link Universal System ) de manera similar, General Electric Vernova ( Alstom , parte de General Electric posteriormente) denomina a su producto basado en esta tecnología HVDC MaxSine. Además, Toshiba denomina a su producto tecnología HVDC-VSC MMC ^{*1 [ 20 ]} y Mitsubishi Electric denomina a su producto HVDC Diamond . ^{[ 21 ]} Han extendido el uso de HVDC a bloques tan pequeños como unas pocas decenas de megavatios y líneas aéreas tan cortas como unas pocas decenas de kilómetros. Hay varias variantes diferentes de la tecnología VSC: la mayoría de las instalaciones construidas hasta 2012 utilizan modulación por ancho de pulso en un circuito que es, en efecto, un accionamiento de motor de ultra alta tensión. Las instalaciones más recientes, incluidas HVDC PLUS y HVDC MaxSine, se basan en variantes de un convertidor llamado convertidor multinivel modular (MMC).

Los convertidores multinivel tienen la ventaja de permitir reducir o eliminar por completo los equipos de filtrado de armónicos . En comparación, los filtros de armónicos de CA de las estaciones convertidoras típicas conmutadas por la red ocupan casi la mitad de la superficie de la estación.

Con el tiempo, los sistemas convertidores de fuente de voltaje probablemente reemplazarán todos los sistemas simples basados ​​en tiristores instalados, incluidas las aplicaciones de transmisión de potencia CC más altas. ^{[ 5 ]}

Un sistema de transmisión HVDC punto a punto de larga distancia generalmente tiene un menor costo de inversión total y menores pérdidas que un sistema de transmisión de CA equivalente. Si bien el equipo de conversión HVDC en las estaciones terminales es costoso, el costo total de la línea de transmisión de CC a largas distancias es menor que el de una línea de CA de la misma distancia. El HVDC requiere menos conductores por unidad de distancia que una línea de CA, ya que no es necesario soportar tres fases y no hay efecto pelicular . Los sistemas de CA utilizan un voltaje pico más alto para la misma potencia, lo que aumenta los costos de los aisladores.

Dependiendo del nivel de voltaje y los detalles de construcción, las pérdidas de transmisión de HVDC se citan en 3,5 % por 1000 km (620 mi) , aproximadamente un 50 % menos que las líneas de CA (6,7 %) al mismo voltaje. ^{[ 22 ]} Esto se debe a que la corriente continua transfiere solo potencia activa y, por lo tanto, causa pérdidas menores que la corriente alterna, que transfiere tanto potencia activa como reactiva . En otras palabras, la transmisión de energía eléctrica de CA a largas distancias inevitablemente produce un desfase entre el voltaje y la corriente. Debido a este desfase , la potencia efectiva = Corriente × Voltaje, donde × designa un producto vectorial , disminuye. Dado que la energía de CC no tiene fase, el desfase no puede ocurrir en el caso de CC.    

Además, la HVDC es particularmente útil para cables submarinos . Con los cables submarinos de CA, la inducción y la capacitancia con el agua de mar circundante provocan pérdidas mayores de lo normal, de las que carece la HVDC, por lo que los cables submarinos de HVDC pueden ser mucho más largos. ^{[ 23 ]}

La transmisión HVDC también puede seleccionarse por otras ventajas técnicas. La HVDC permite transferir energía entre redes de CA independientes. El flujo de energía HVDC entre sistemas de CA independientes puede controlarse automáticamente para dar soporte a cualquiera de las redes durante condiciones transitorias, sin el riesgo de que un colapso importante del sistema eléctrico en una red provoque un colapso en la otra. La capacidad de control también resulta útil cuando se requiere controlar el comercio de energía.

Entre las aplicaciones específicas en las que la tecnología de transmisión HVDC ofrece ventajas se incluyen:

• Esquemas de transmisión por cable submarino (por ejemplo, el North Sea Link de 720 km (450 mi) , el cable NorNed de 580 km (360 mi) entre Noruega y los Países Bajos , ^{[ 24 ]} el cable SAPEI de Italia de 420 km (260 mi) entre Cerdeña y el continente, ^{[ 25 ]} el Basslink de 290 km (180 mi) entre el continente australiano y Tasmania , y el Baltic Cable de 250 km (160 mi) entre Suecia y Alemania ^{[ 26 ]} ).          
• Transmisión de energía eléctrica a granel de extremo a extremo sin tomas intermedias, generalmente para conectar una planta generadora remota a la red principal (por ejemplo, el sistema de transmisión de CC del río Nelson en Canadá ).
• Aumentar la capacidad de una línea de transmisión existente en situaciones donde la instalación de cables adicionales resulta difícil o costosa.
• Transmisión y estabilización de energía entre redes de corriente alterna no sincronizadas, siendo el ejemplo extremo la capacidad de transferir energía entre países que utilizan corriente alterna a diferentes frecuencias.
• Estabilizar una red eléctrica predominantemente de corriente alterna, sin aumentar la corriente de cortocircuito prevista .
• Integración de recursos renovables como la energía eólica en la red de transmisión principal. Se han propuesto líneas aéreas de HVDC para proyectos de integración eólica terrestre y cables HVDC para proyectos marinos en Norteamérica y Europa por razones tanto técnicas como económicas. Las redes de CC con múltiples VSC son una de las soluciones técnicas para agrupar la energía eólica marina y transmitirla a centros de carga ubicados lejos en tierra. ^{[ 27 ]}

Sistemas de líneas aéreas

El efecto capacitivo de los cables largos subterráneos o submarinos en aplicaciones de transmisión de CA también se aplica a las líneas aéreas de CA, aunque en mucha menor medida. Sin embargo, para una línea de transmisión aérea de CA larga, la corriente que fluye solo para cargar la capacitancia de la línea puede ser significativa, lo que reduce la capacidad de la línea para transportar corriente útil a la carga en el extremo remoto. Otro factor que reduce la capacidad de transporte de corriente útil de las líneas de CA es el efecto pelicular , que provoca una distribución no uniforme de la corriente en la sección transversal del conductor. Los conductores de líneas de transmisión que operan con corriente continua no sufren ninguna de estas limitaciones. Por lo tanto, para las mismas pérdidas del conductor (o efecto de calentamiento), un conductor dado puede transportar más potencia a la carga cuando opera con HVDC que con CA. ^{[ 29 ]}

Finalmente, dependiendo de las condiciones ambientales y del rendimiento del aislamiento de la línea aérea que opera con HVDC, es posible que una línea de transmisión determinada opere con una tensión HVDC constante que sea aproximadamente igual a la tensión CA pico para la que fue diseñada y aislada. La potencia suministrada en un sistema de CA se define por la raíz cuadrática media (RMS) de una tensión CA, pero la RMS es solo alrededor del 71 % de la tensión pico. Por lo tanto, si la línea HVDC puede operar continuamente con una tensión HVDC igual a la tensión pico de la línea CA equivalente, entonces para una corriente dada (donde la corriente HVDC es igual a la corriente RMS en la línea CA), la capacidad de transmisión de potencia cuando opera con HVDC es aproximadamente un 40 % mayor que la capacidad cuando opera con CA.

conexiones asíncronas

Debido a que la HVDC permite la transmisión de energía entre sistemas de distribución de CA no sincronizados, puede contribuir a aumentar la estabilidad del sistema, al evitar que las fallas en cascada se propaguen de una parte de una red de transmisión de energía más amplia a otra. Los cambios en la carga que causarían la desincronización y separación de partes de una red de CA no afectarían de la misma manera a un enlace de CC, y el flujo de energía a través de este último tendería a estabilizar la red de CA. La magnitud y la dirección del flujo de energía a través de un enlace de CC pueden controlarse y modificarse directamente según sea necesario para dar soporte a las redes de CA en ambos extremos del enlace. ^{[ 30 ]}

Las desventajas de la transmisión HVDC radican en la conversión, la conmutación, el control, la disponibilidad y el mantenimiento.

La transmisión de corriente continua de alta tensión ( HVDC) es menos fiable y tiene menor disponibilidad que los sistemas de corriente alterna (CA), principalmente debido al equipo de conversión adicional. Los sistemas monopolares tienen una disponibilidad de aproximadamente el 98,5 %, con cerca de un tercio del tiempo de inactividad no programado debido a fallas. Los sistemas bipolares tolerantes a fallas proporcionan alta disponibilidad para el 50 % de la capacidad del enlace, pero la disponibilidad de la capacidad total es de aproximadamente el 97 % al 98 %. ^{[ 31 ]}

Las estaciones convertidoras necesarias son costosas y tienen una capacidad de sobrecarga limitada. A distancias de transmisión más cortas, las pérdidas en las estaciones convertidoras pueden ser mayores que en una línea de transmisión de CA para la misma distancia. ^{[ 32 ]} El costo de los convertidores puede no compensarse con reducciones en el costo de construcción de la línea y las pérdidas en la línea eléctrica.

El funcionamiento de un sistema HVDC requiere mantener en stock muchas piezas de repuesto, a menudo exclusivamente para un solo sistema, ya que los sistemas HVDC están menos estandarizados que los sistemas de CA y la tecnología cambia más rápidamente.

A diferencia de los sistemas de CA, la implementación de sistemas multiterminales es compleja (especialmente con convertidores conmutados por línea), al igual que la ampliación de los esquemas existentes a sistemas multiterminales. El control del flujo de potencia en un sistema de CC multiterminal requiere una buena comunicación entre todos los terminales; el flujo de potencia debe ser regulado activamente por el sistema de control del convertidor en lugar de depender de las propiedades inherentes de impedancia y ángulo de fase de una línea de transmisión de CA. ^{[ 33 ]} Por lo tanto, los sistemas multiterminales son poco comunes. A partir de 2012Solo dos están en servicio: la transmisión Quebec-Nueva Inglaterra entre Radisson, Nicolet y Sandy Pond ^{[ 34 ]} y el enlace Cerdeña - Italia continental que fue modificado en 1989 para suministrar energía también a la isla de Córcega . ^{[ 35 ]}

Si bien los costos de construcción de sistemas HVDC varían ampliamente según las características específicas del proyecto, algunos profesionales han proporcionado cierta información:

Un anuncio de abril de 2010 para una línea de 2000  MW y 64 km (40 millas) entre España y Francia tiene un costo estimado de 700 millones de euros. Esto incluye el costo de un túnel a través de los Pirineos. ^{[ 38 ]}   

En el corazón de una estación convertidora HVDC , el equipo que realiza la conversión entre CA y CC se denomina convertidor . Casi todos los convertidores HVDC son inherentemente capaces de convertir de CA a CC ( rectificación ) y de CC a CA ( inversión ), aunque en muchos sistemas HVDC, el sistema en su conjunto está optimizado para el flujo de potencia en una sola dirección. Independientemente de cómo esté diseñado el convertidor, la estación que opera (en un momento dado) con flujo de potencia de CA a CC se denomina rectificador y la estación que opera con flujo de potencia de CC a CA se denomina inversor .

Los primeros sistemas HVDC utilizaban conversión electromecánica (el sistema Thury ), pero todos los sistemas HVDC construidos desde la década de 1940 han utilizado convertidores electrónicos. Los convertidores electrónicos para HVDC se dividen en dos categorías principales:

• Convertidores conmutados por línea
• Convertidores de tensión

Convertidores conmutados por línea

La mayoría de los sistemas HVDC en funcionamiento hoy en día se basan en convertidores conmutados por línea (LCC).

La configuración básica de un LCC utiliza un rectificador de puente trifásico, conocido como puente de seis pulsos , que contiene seis interruptores electrónicos, cada uno de los cuales conecta una de las tres fases a uno de los dos rieles de CC. Un elemento de conmutación completo se suele denominar válvula , independientemente de su construcción. Sin embargo, con un cambio de fase cada 60°, se produce una considerable distorsión armónica tanto en los terminales de CC como de CA cuando se utiliza esta configuración.

Una mejora de este sistema utiliza 12 válvulas en un puente de doce pulsos . La corriente alterna se divide en dos alimentaciones trifásicas separadas antes de la transformación. Una de las alimentaciones se configura con un secundario en estrella (Y) y la otra con un secundario en triángulo, estableciendo una diferencia de fase de 30° entre las dos. Con doce válvulas que conectan cada una de las dos alimentaciones trifásicas a los dos rieles de CC, se produce un cambio de fase cada 30°, y los armónicos se reducen considerablemente. Por esta razón, el sistema de doce pulsos se ha convertido en el estándar en la mayoría de los sistemas HVDC con convertidores conmutados por línea construidos desde la década de 1970.

En los convertidores conmutados por línea, el convertidor tiene un solo grado de libertad : el ángulo de disparo , que representa el retardo entre el momento en que la tensión en una válvula se vuelve positiva (momento en el que la válvula comenzaría a conducir si estuviera hecha de diodos) y el momento en que se activan los tiristores. La tensión de salida de CC del convertidor se vuelve progresivamente menos positiva a medida que aumenta el ángulo de disparo: los ángulos de disparo de hasta 90° corresponden a la rectificación y dan como resultado tensiones de CC positivas, mientras que los ángulos de disparo superiores a 90° corresponden a la inversión y dan como resultado tensiones de CC negativas. El límite superior práctico para el ángulo de disparo es de aproximadamente 150-160°, ya que por encima de este valor, la válvula tendría un tiempo de desconexión insuficiente. 

Los primeros sistemas LCC utilizaban válvulas de arco de mercurio , que eran robustas pero requerían un mantenimiento elevado. Por ello, muchos sistemas HVDC de arco de mercurio se construyeron con interruptores de derivación en cada puente de seis pulsos para que el sistema HVDC pudiera funcionar en modo de seis pulsos durante cortos periodos de mantenimiento. El último sistema de arco de mercurio, en el enlace HVDC Interinsular , se desmanteló el 1 de agosto de 2012. ^{[ 39 ]}

La válvula de tiristor se utilizó por primera vez en sistemas HVDC en 1972. El tiristor es un dispositivo semiconductor de estado sólido similar al diodo , pero con un terminal de control adicional que se utiliza para activar el dispositivo en un instante determinado durante el ciclo de CA. Debido a que los voltajes en los sistemas HVDC, hasta 800  kV en algunos casos, superan con creces los voltajes de ruptura de los tiristores utilizados, las válvulas de tiristor HVDC se construyen con un gran número de tiristores en serie. Es necesario conectar componentes pasivos adicionales, como condensadores y resistencias de ajuste , en paralelo con cada tiristor para asegurar que el voltaje a través de la válvula se distribuya uniformemente entre los tiristores. El tiristor, junto con sus circuitos de ajuste y otros equipos auxiliares, se conoce como nivel de tiristor .

Cada válvula de tiristor suele contener decenas o cientos de niveles de tiristores, cada uno operando a un potencial diferente (alto) con respecto a tierra. Por lo tanto, la información de comando para encender los tiristores no puede simplemente enviarse mediante una conexión por cable , sino que debe aislarse. El método de aislamiento puede ser magnético, pero generalmente es óptico. Se utilizan dos métodos ópticos: activación óptica indirecta y directa. En el método de activación óptica indirecta, la electrónica de control de bajo voltaje envía pulsos de luz a través de fibras ópticas a la electrónica de control de alto voltaje , que obtiene su energía del voltaje a través de cada tiristor. El método alternativo de activación óptica directa prescinde de la mayor parte de la electrónica de alto voltaje, ^{[ c ]} utilizando en su lugar pulsos de luz de la electrónica de control para conmutar tiristores activados por luz (LTT). 

En un convertidor conmutado por línea, la corriente continua (generalmente) no puede cambiar de dirección; fluye a través de una gran inductancia y puede considerarse prácticamente constante. En el lado de la corriente alterna, el convertidor se comporta aproximadamente como una fuente de corriente, inyectando corrientes tanto de frecuencia de red como armónicas en la red de CA. Por esta razón, un convertidor conmutado por línea para HVDC también se considera un inversor de fuente de corriente .

En el lado de CA de cada convertidor, los transformadores —a menudo un banco de tres transformadores monofásicos— aíslan la estación de la alimentación de CA para proporcionar una toma de tierra local y lograr la tensión de CC correcta.

Los transformadores convertidores para esquemas LCC HVDC son bastante especializados debido a los altos niveles de corrientes armónicas que fluyen a través de ellos, y porque el aislamiento del devanado secundario experimenta una tensión continua permanente, lo que afecta el diseño de la estructura aislante dentro del tanque. ^{[ d ]} En los sistemas LCC, los transformadores también deben proporcionar el desfase de 30° requerido para la cancelación de armónicos.

Los transformadores convertidores para sistemas HVDC VSC suelen tener un diseño más sencillo y convencional que los utilizados para sistemas HVDC LCC.

Una desventaja importante de los sistemas HVDC que utilizan convertidores conmutados por línea es que estos consumen inherentemente potencia reactiva . La corriente alterna que fluye hacia el convertidor desde el sistema de CA se retrasa con respecto a la tensión alterna, de modo que, independientemente de la dirección del flujo de potencia activa, el convertidor siempre absorbe potencia reactiva, comportándose de la misma manera que un reactor en derivación . La potencia reactiva absorbida es de al menos 0,5 Mvar/MW en condiciones ideales y puede ser mayor cuando el convertidor opera con un ángulo de disparo o extinción superior al habitual, o con una tensión continua reducida.

Aunque en las estaciones convertidoras HVDC conectadas directamente a las centrales eléctricas parte de la potencia reactiva puede ser suministrada por los propios generadores, en la mayoría de los casos la potencia reactiva consumida por el convertidor debe ser suministrada por bancos de condensadores en paralelo conectados a los terminales de CA del convertidor. Los condensadores en paralelo suelen estar conectados directamente a la tensión de la red, pero en algunos casos pueden conectarse a una tensión inferior mediante un devanado terciario en el transformador del convertidor. Dado que la potencia reactiva consumida depende de la potencia activa transmitida, los condensadores en paralelo generalmente deben subdividirse en varios bancos conmutables (normalmente cuatro por convertidor) para evitar que se genere un exceso de potencia reactiva a baja potencia transmitida. Los condensadores en paralelo casi siempre cuentan con reactores de sintonización y, cuando es necesario, resistencias de amortiguación para que puedan desempeñar una doble función como filtros de armónicos .

Por otro lado, los VSC pueden producir o consumir potencia reactiva bajo demanda, con lo que normalmente no se necesitan condensadores en paralelo separados (aparte de los necesarios exclusivamente para el filtrado).

Todos los convertidores de potencia electrónicos generan cierto grado de distorsión armónica en los sistemas de CA y CC a los que están conectados, y los convertidores HVDC no son una excepción.

Con los convertidores magnetomotrices (MMC) de reciente desarrollo, los niveles de distorsión armónica pueden ser prácticamente insignificantes, pero con los convertidores conmutados por línea y los convertidores de fuente de voltaje (VSC) más sencillos, puede producirse una distorsión armónica considerable tanto en el lado de CA como en el de CC del convertidor. En consecuencia, casi siempre se requieren filtros armónicos en los terminales de CA de dichos convertidores, y en los sistemas de transmisión de corriente continua de alta tensión (HVDC) que utilizan líneas aéreas, también pueden ser necesarios en el lado de CC.

En una configuración monopolar, uno de los terminales del rectificador se conecta a tierra mediante un electrodo . El otro terminal, a alta tensión con respecto a tierra, se conecta a una línea de transmisión. Al no existir un conductor de retorno metálico, la corriente de retorno fluye por la tierra (o el agua) entre las dos estaciones. Esta configuración constituye un sistema de retorno a tierra monofásico .

Los electrodos suelen estar ubicados a varias decenas de kilómetros de las estaciones y se conectan a ellas mediante una línea de electrodos de media tensión . El diseño de los electrodos depende de si se ubican en tierra, en la costa o en el mar. En la configuración monopolar con retorno a tierra, el flujo de corriente a tierra es unidireccional, lo que significa que el diseño de uno de los electrodos (el cátodo ) puede ser relativamente simple, aunque el diseño del ánodo es bastante complejo debido a los problemas de corrosión asociados a la electroquímica . ^{[ 43 ]}

Para la transmisión a larga distancia, el retorno a tierra puede ser considerablemente más económico que las alternativas que utilizan un conductor neutro dedicado, pero puede generar problemas como:

• Corrosión electroquímica de objetos metálicos enterrados durante mucho tiempo, como tuberías.
• Los electrodos de retorno a tierra submarinos en agua de mar pueden producir cloro o afectar de alguna otra manera la química del agua.
• Una trayectoria de corriente desequilibrada puede generar un campo magnético neto, lo que puede afectar a las brújulas de navegación magnética de los barcos que pasan por encima de un cable submarino.

Estos efectos pueden eliminarse con la instalación de un conductor de retorno metálico entre los dos extremos de la línea de transmisión monopolar. Dado que un terminal de los convertidores está conectado a tierra, el conductor de retorno no necesita estar aislado para toda la tensión de transmisión, lo que lo hace menos costoso que el conductor de alta tensión. La decisión de utilizar o no un conductor de retorno metálico se basa en factores económicos, técnicos y ambientales. ^{[ 44 ]}

Los sistemas monopolares modernos para líneas aéreas puras suelen transportar 2  GW. Si se utilizan cables subterráneos o submarinos, el valor típico es de 1  GW. ^{[ 45 ]}

La mayoría de los sistemas monopolares están diseñados para una futura expansión bipolar. Las torres de transmisión pueden diseñarse para albergar dos conductores, incluso si inicialmente solo se utiliza uno para el sistema de transmisión monopolar. El segundo conductor puede quedar sin usar, utilizarse como línea de electrodos o conectarse en paralelo con el otro (como en el caso de Baltic Cable ).

Una alternativa consiste en utilizar dos conductores de alta tensión, que operen aproximadamente a la mitad de la tensión continua, con un único convertidor en cada extremo. En esta configuración, conocida como monopolo simétrico , los convertidores se conectan a tierra únicamente mediante una alta impedancia y no existe corriente de tierra. La configuración de monopolo simétrico es poco común en convertidores conmutados por línea (el interconector NorNed es un ejemplo excepcional), pero es muy común en convertidores con fuente de tensión cuando se utilizan cables.

En la transmisión bipolar, se utiliza un par de conductores, cada uno a un potencial elevado con respecto a tierra, con polaridad opuesta. Dado que estos conductores deben estar aislados para soportar la tensión completa, el coste de la línea de transmisión es mayor que el de un monopolo con conductor de retorno. Sin embargo, la transmisión bipolar presenta varias ventajas que la convierten en una opción atractiva:

• En condiciones de carga normal, las corrientes de tierra son insignificantes, como en el caso de la transmisión monopolar con retorno a tierra metálico. Esto reduce las pérdidas por retorno a tierra y los efectos ambientales.
• Cuando se produce una falla en una línea, con un conductor de retorno a tierra metálico o electrodos de retorno a tierra instalados en cada extremo de la línea, aproximadamente la mitad de la potencia nominal puede seguir fluyendo utilizando la tierra como vía de retorno, operando en modo monopolar.
• El segundo conductor puede ir instalado en un conjunto independiente de torres de transmisión, de modo que se pueda seguir transmitiendo energía incluso si una línea resulta dañada.
• Dado que, para una potencia total determinada, cada conductor de una línea bipolar transporta solo la mitad de la corriente que las líneas monopolares, el coste del segundo conductor se reduce en comparación con una línea monopolar de la misma potencia.

Los sistemas bipolares pueden transportar hasta 4  GW a voltajes de ±660  kV con un solo convertidor por polo, como en el proyecto Ningdong-Shandong en China. Con una potencia nominal de 2  GW por convertidor de doce pulsos, los convertidores para ese proyecto eran, a partir de 2010, los convertidores HVDC más potentes jamás construidos. ^{[ 46 ]} Se pueden alcanzar potencias aún mayores conectando dos o más convertidores de doce pulsos en serie en cada polo, como se hace en el proyecto Xiangjiaba–Shanghai  de ±800 kV en China, que utiliza dos puentes convertidores de doce pulsos en cada polo, cada uno con una potencia nominal de 400 kV CC y 1,6 GW. ^{[ 47 ]}  

Las instalaciones de cables submarinos que inicialmente se ponen en funcionamiento como monopolo pueden actualizarse con cables adicionales y operarse como bipolar.

Se puede implementar un esquema bipolar para cambiar la polaridad de uno o ambos polos. Esto permite operar como dos monopolos en paralelo, de modo que si falla un conductor, la transmisión puede continuar con capacidad reducida. Las pérdidas pueden aumentar si los electrodos de tierra y las líneas no están diseñados para la corriente adicional en este modo. Para reducir las pérdidas en este caso, se pueden instalar estaciones de conmutación intermedias, donde se pueden desconectar o conectar en paralelo segmentos de línea. Esta configuración se implementó en la línea de transmisión de corriente continua de alta tensión Inga-Shaba .

Una estación de conexión directa ( B2B ) es una planta en la que ambos convertidores se encuentran en la misma área, generalmente en el mismo edificio. La longitud de la línea de corriente continua se mantiene lo más corta posible. Las estaciones de conexión directa de alta tensión (HVDC) se utilizan para acoplar redes eléctricas de diferentes frecuencias (como en Japón y Sudamérica ; y el interconector del CCG entre Arabia Saudita (60  Hz) y el resto de los países del CCG (50  Hz), completado en 2009) o para acoplar dos redes de la misma frecuencia nominal pero sin una relación de fase fija (como hasta 1995/96 en Etzenricht , Dürnrohr , Viena y el esquema HVDC de Vyborg ).

Debido a la corta longitud de los conductores, la tensión continua en el circuito intermedio puede seleccionarse libremente en las subestaciones conectadas en serie. Generalmente, se elige una tensión continua lo más baja posible para poder construir una sala de válvulas  pequeña y reducir el número de tiristores conectados en serie en cada válvula. Por este motivo, en las subestaciones HVDC conectadas en serie, se utilizan válvulas con la mayor capacidad de corriente disponible (en algunos casos, hasta 4500 A).

La configuración más común de un enlace HVDC consiste en dos estaciones convertidoras conectadas por una línea eléctrica aérea o un cable submarino.

Los enlaces HVDC multiterminales, que conectan más de dos puntos, son poco comunes. La configuración de múltiples terminales puede ser en serie, en paralelo o híbrida (una combinación de ambas). La configuración en paralelo suele utilizarse para subestaciones de gran capacidad, y la configuración en serie para subestaciones de menor capacidad. Un ejemplo es el sistema de transmisión Quebec-Nueva Inglaterra  de 2000 MW, inaugurado en 1992. ^{[ 48 ]} En el momento de su inauguración, era el sistema HVDC multiterminal más grande del mundo. ^{[ 48 ]}

Los sistemas multiterminales son difíciles de implementar con convertidores conmutados por línea, ya que la inversión de la potencia se produce al invertir la polaridad de la tensión continua, lo que afecta a todos los convertidores conectados al sistema. Con los convertidores de fuente de tensión, la inversión de la potencia se logra invirtiendo la dirección de la corriente, lo que facilita enormemente el control de los sistemas multiterminales conectados en paralelo.

Mientras aborda los objetivos ambientales, China está expandiendo su red eléctrica para satisfacer la creciente demanda de energía. China Southern Power Grid inició un proyecto piloto de HVDC VSC de tres terminales en 2011. El proyecto tiene capacidades de diseño de ±160  kV a 200  MW-100  MW-50  MW y se utilizará para llevar la energía eólica generada en la isla de Nanao a la red eléctrica continental de Guangdong a través de 32 km (20 millas) de una combinación de cables terrestres HVDC, cables submarinos y líneas aéreas. Este proyecto entró en funcionamiento el 19 de diciembre de 2013. ^{[ 49 ]}  

En India, el proyecto multiterminal del noreste de Agra se puso en marcha entre 2015 y 2016. Tiene una capacidad nominal de 6000  MW y transmite energía en una  línea bipolar de ±800 kV desde dos estaciones convertidoras, en Biswanath Chariali y Alipurduar , en el este, hasta un convertidor en Agra , una distancia de 1728 km (1074 mi) . ^{[ 48 ] [ 50 ] [ 51 ]}  

Desde 1993, la línea Cross-Skagerrak constaba de tres polos: dos conmutados en paralelo y el tercero con polaridad opuesta y mayor tensión de transmisión. Esta configuración finalizó en 2014, cuando los polos 1 y 2 se reconstruyeron para funcionar en configuración bipolar, y el polo 3 (LCC) pasó a funcionar en configuración bipolar con un nuevo polo 4 (VSC). Esta es la primera transmisión HVDC en la que los polos LCC y VSC cooperan en configuración bipolar.

Un sistema similar se implementó en la red HVDC Interinsular de Nueva Zelanda tras una mejora de capacidad en 1992. En este sistema, los dos convertidores originales (que utilizaban válvulas de arco de mercurio) se conectaron en paralelo para alimentar el mismo polo, y se instaló un tercer convertidor (de tiristores) con polaridad opuesta y mayor tensión de funcionamiento. Esta configuración finalizó en 2012, cuando los dos convertidores antiguos fueron reemplazados por un único convertidor de tiristores.

Un esquema patentado en 2004 ^{[ 52 ]} está diseñado para la conversión de líneas de transmisión de CA existentes a HVDC. Dos de los tres conductores del circuito funcionan como un bipolar. El tercer conductor se utiliza como un monopolo paralelo, equipado con válvulas inversoras (o válvulas paralelas conectadas en polaridad inversa). Esto permite que los conductores bipolares transporten corrientes más elevadas y que el tercer conductor instalado se utilice plenamente para la transmisión de energía. Se pueden hacer circular altas corrientes a través de los conductores de la línea incluso cuando la demanda de carga es baja, para la eliminación de hielo. A partir de 2012,No hay conversiones tripolares en funcionamiento, aunque una línea de transmisión en India se ha convertido a HVDC bipolar ( HVDC Sileru-Barsoor ).

La controlabilidad del flujo de corriente a través de rectificadores e inversores HVDC, su aplicación en la conexión de redes no sincronizadas y su uso en cables submarinos eficientes hacen que los interconectores HVDC se utilicen frecuentemente en fronteras nacionales o regionales para el intercambio de energía (en Norteamérica, las conexiones HVDC dividen gran parte de Canadá y Estados Unidos en varias regiones eléctricas que cruzan fronteras nacionales, aunque el objetivo de estas conexiones sigue siendo conectar redes de CA no sincronizadas entre sí). Los parques eólicos marinos también requieren cables submarinos, y sus turbinas no están sincronizadas. En conexiones de muy larga distancia entre dos ubicaciones, como la transmisión de energía desde una gran central hidroeléctrica en un sitio remoto a un área urbana, los sistemas de transmisión HVDC pueden utilizarse adecuadamente; se han construido varios esquemas de este tipo. Para los interconectores a Siberia , Canadá , India y el norte escandinavo , la reducción de los costos de línea de HVDC también lo hace aplicable (véase la lista de proyectos HVDC ). Otras aplicaciones se mencionan a lo largo de este artículo.

Las líneas de transmisión de CA solo pueden interconectar redes de CA sincronizadas con la misma frecuencia, con límites en la diferencia de fase permitida entre los dos extremos de la línea. Muchas áreas que desean compartir energía tienen redes no sincronizadas. Las redes eléctricas del Reino Unido , el norte de Europa y Europa continental no están unificadas en una sola red sincronizada. Japón tiene redes de 50  Hz y 60  Hz. América del Norte continental, si bien opera a 60  Hz en toda su extensión, está dividida en regiones no sincronizadas: Este , Oeste , Texas , Quebec y Alaska . Brasil y Paraguay , que comparten la enorme central hidroeléctrica de la represa de Itaipú , operan a 60  Hz y 50  Hz respectivamente. Sin embargo, los sistemas HVDC permiten interconectar redes de CA no sincronizadas y, además, ofrecen la posibilidad de controlar el voltaje de CA y el flujo de potencia reactiva.

Un generador conectado a una línea de transmisión de CA larga puede volverse inestable y perder la sincronización con un sistema de energía de CA distante. Un enlace de transmisión HVDC puede hacer económicamente viable el uso de sitios de generación remotos. Los parques eólicos ubicados en alta mar pueden usar sistemas HVDC para recolectar energía de múltiples generadores no sincronizados y transmitirla a la costa mediante un cable submarino. ^{[ 53 ]}

En general, una línea de transmisión de corriente continua de alta tensión (HVDC) interconecta dos regiones de corriente alterna (CA) de la red de distribución eléctrica. La maquinaria para convertir la corriente alterna en corriente continua supone un coste considerable para la transmisión de energía. La conversión de CA a CC se conoce como rectificación , y la de CC a CA como inversión . Por encima de una determinada distancia de equilibrio (unos 50 km para cables submarinos y entre 600 y 800 km para cables aéreos), el menor coste de los conductores eléctricos de HVDC compensa el coste de la electrónica.    

La electrónica de conversión también ofrece la oportunidad de gestionar eficazmente la red eléctrica mediante el control de la magnitud y la dirección del flujo de potencia. Por lo tanto, una ventaja adicional de la existencia de enlaces HVDC es el potencial aumento de la estabilidad en la red de transmisión.

Varios estudios han resaltado los beneficios potenciales de las superredes de área muy amplia basadas en HVDC, ya que pueden mitigar los efectos de la intermitencia al promediar y suavizar las salidas de un gran número de parques eólicos o solares geográficamente dispersos. ^{[ 54 ]} El estudio de Czisch concluye que una red que cubra los límites de Europa podría proporcionar energía 100% renovable (70% eólica, 30% biomasa) a precios cercanos a los actuales. Ha habido debate sobre la viabilidad técnica de esta propuesta ^{[ 55 ]} y los riesgos políticos que implica la transmisión de energía a través de un gran número de fronteras internacionales. ^{[ 56 ]}

La construcción de tales superautopistas de energía verde se aboga en un libro blanco publicado por la Asociación Estadounidense de Energía Eólica y la Asociación de Industrias de Energía Solar en 2009. ^{[ 57 ]} Clean Line Energy Partners está desarrollando cuatro líneas HVDC en los EE. UU. para la transmisión de energía eléctrica a larga distancia. ^{[ 58 ]}

En enero de 2009, la Comisión Europea propuso 300  millones de euros para subvencionar el desarrollo de enlaces HVDC entre Irlanda, Gran Bretaña, los Países Bajos, Alemania, Dinamarca y Suecia, como parte de un  paquete más amplio de 1200 millones de euros que apoyaba los enlaces a parques eólicos marinos e interconexiones transfronterizas en toda Europa. Mientras tanto, la recién fundada Unión del Mediterráneo ha adoptado un Plan Solar Mediterráneo para importar grandes cantidades de energía solar concentrada a Europa desde el norte de África y Oriente Medio. ^{[ 59 ]} En 2020 se propuso una interconexión HVDC entre Japón, Taiwán y Filipinas. El propósito de esta interconexión es facilitar el comercio transfronterizo de energía renovable con Indonesia y Australia, en preparación para la futura Superred de Asia-Pacífico. ^{[ 60 ]}