Korronte zuzena, elektrizitatearen garraioa hobetzeko aukera bat

UPV/EHUko ingeniari-talde batek korronte alternoko lineak korronte zuzeneko linea bihurtzeko teknologia optimizatu du

Gaur egun elektrizitatea garraiatzeko linea gehienak korronte alternokoak badira ere, kasu batzuetan korronte zuzeneko lineak erabiltzen dira. Eta, beste batzuetan, korronte zuzenekoak izatea alternokoak izatea baino komenigarriagoa izan litekeela jabetzen hasi dira ikertzaileak. Bada, aldaketa hori egiteko beharrezkoa den teknologia hobetzeko lanetan aritu da UPV/EHUko Ingeniaritza Elektrikoa saileko GISEL ikerketa-taldea. Transmisio hori sinpleagoa, arinagoa, eta, ondorioz, merkeagoa lortzea izan da helburua.

Normalean, elektrizitatearen garraioa korronte alternoaren bitartez egiten da, baina ez da modu bakarra, eta ez da nahitaez onena. Zenbait kasutan, tentsio altuko korronte zuzena erabiltzen da, HVDC deritzona (ingelesezko High Voltage Direct Current terminotik). Espainian, esate baterako, korronte zuzeneko linea bakarra dago, penintsula eta Balear Uharteak lotzen dituena; gainerako elektrizitate-sare guztiek korronte alterno bidez garraiatzen dute elektrizitatea.

Hain zuzen, “itsas azpiko eta lur azpiko lineentzat, besteak beste, oso egokia da korronte zuzena”, dio Marene Larruskain UPV/EHUko GISEL ikerketa-taldeko ingeniariak. Korronte zuzeneko lineak, halaber, “merkeagoak dira eraikitzeko, eta galera txikiagoak dituzte elektrizitatea garraiatzean”. Elektrizitate-sareko linea gehienak korronte alternokoak direnez, ordea, elektrizitatea batetik bestera aldatzeko bihurgailuak eraiki behar dira, eta horiek garestiak dira. “Horrenbestez, luzera jakin batetik aurrerako lineetarako dira egokiak —zehaztu du Larruskainek—. Eta hori da, zehazki, HVDCen erabilera ohikoena, elektrizitatea oso distantzia handietara garraiatzea; existitzen diren linea luzeenak korronte zuzenekoak dira”. Bost kontinenteetan daude korronte zuzeneko garraiorako instalazioak. Adibide tipikoak zentral hidrauliko handietako garraio-lineak dira: Itaipu zentral hidroelektrikoarena Hego Amerikan, Hiru Arroilen zentralarena Txinan eta abar.

Gaur egungo elektrizitatea korronte alterno bidez garraiatzen dela kontuan hartuta, “gure helburua ez da sare guztia ordezkatzea, inolaz ere. Proposatzen dugu arazo jakin bat sortzen den kasuetan irtenbide moduan erabiltzea korronte zuzena”, dio Larruskainek. Adibide bat energia berriztagarriena izan daiteke. Energia berriztagarriak oso modu gorabeheratsuan sortzen dira; haizea, adibidez, batzuetan oso handia da, eta besteetan, berriz, oso eskasa. Eta produkzio horrek ez du zertan bat egin energiaren kontsumoak gora egiten duen uneekin. “Egoera horrek elektrizitate-hornikuntzari eragiten dion arazoa konpontzeko modu bat izan liteke herrialde ezberdinetan energia berriztagarria sortzen duten parke edo estazioak lotzea. Hala, eskualde jakin batek kontsumo handia badu une jakin batean, baina energia berriztagarririk sortzen ari ez bada, beste lekuren batean sortzen ari den energia berriztagarriarekin ase ahal izango luke eskaria —argitu du ikertzaileak—. Sare global bat izanda, baliabide berriztagarrien aldakortasuna orekatu egingo litzateke”. Halako sare globalak korronte zuzenekoak izatea proposatzen du UPV/EHUko GISEL taldeak.

Transmisioa erraztea helburu

Korronte zuzeneko eta alternoko lineen arteko energia-trukea egiteko bihurgailuak hobetzeko ikerketetan dabil GISEL taldea. Hain zuzen, bihurgailuetako teknologia berri bat, VSC deritzona (Voltage Source Converter), dute ikergai. Teknologia klasikoarekin alderatuta, “abantaila asko ditu VSCk; adibidez, garraiatzen duen potentzia kontrolatzea errazagoa da, eta hori oso garrantzitsua da energia eolikoko parkeetan, esate baterako. Halaber, korronte zuzenak itsaspeko lineatan abantaila ekonomiko handiak dituenez, oso egokia da halakoetarako”.

Alabaina, zenbait arazo ere baditu VSC teknologiak: nagusiak dira potentzia txikiagoa garraia dezakeela, energia-galera handiagoak dituela, eta akatsak daudenean ez duela jokabide egokia. Adibidez, zirkuitulabur bat gertatzen denean, arazoak sortzen dira sistema horretan. Bada, “arazo horiek txikiagoak izan daitezen lanean dihardugu”, dio ikertzaileak.

Bestalde, elektrizitatea garraiatzeko bi moduen abantailei probetxua ateraz, gaur egungo kontsumoari erantzun nahi diote, zeina gero eta gehiago handitzen ari baita. Izan ere, “nahiz eta energia gero eta gehiago sortu eskaria asetzeko, energia hori garraiatzeko orduan arazoak sor daitezke. Beti ez da posible sortutako energia gehigarria dagoeneko instalatuta dauden lineatan txertatzea, lineen euren mugarengatik. Halakoetan, korronte zuzena erabiltzeak instalatuta dauden korronte alternoko lineen arazoa konpon lezake, besteak beste, potentzia handiagoa garraiatu dezaketelako HVDCko lineek”, azaldu du Larruskainek.

Korronte zuzeneko eta alternoko lineen ezaugarri desberdinak bateragarri nola egin aztertu dute GISEL ikerketa-taldean. Korronte alternoko linea elektrikoak trifasikoak dira. Hortaz, hiru eroale dituzte (edo hiruren anizkoitzak). HVDC lineek, berriz, bi polo dituzte, positiboa eta negatiboa. “Nola banatuko ditugu bi polo hiru eroaleren artean? —galdetu du Larruskainek—. Fase bakoitzeko eroale bat erabiliz gero, linea originalaren eroale bat libre geldituko da, eta potentzia galduko da. Horrenbestez, korronte zuzeneko linearen polo bakoitzari korronte alternoko linea bat eta erdi dagokio. Nahiz eta ezinezko ideia iruditu, banaketa hori egiteko hainbat era daude”.

“Etorkizunean HVDC sareak gaur egun nagusi diren korronte alternoko sareekin batera egongo direla aurreikusten da. Martxan dauden linea elektrikoetan korronte zuzena transmititzea HVDC sareak osatzeko hasierako pausoa izan daiteke”, gaineratu du UPV/EHUko ingeniariak.

Erreferentziak:

M. Larruskain, I. Zamora, O. Abarrategui, A. Iturregi. January 2014. “VSC-HVDC configurations for converting AC distribution lines into DC lines”. International Journal of Electrical Power & Energy Systems 54: 589–597,

M. Larruskain, I. Zamora, O. Abarrategui, A. Iturregi. 2013. “A Solid-State Fault Current Limiting Device for VSC-HVDC Systems”. International Journal of Emerging Electric Power Systems, 14 (5): 375–384, DOI: 10.1515/ijeeps-2013-0017.