Una línea de transmisión de corriente continua de alto voltaje ( HVDC ) utiliza corriente continua para transmitir electricidad , a diferencia de las líneas de transmisión de CA (TL) más comunes . Las líneas de transmisión de CC de alto voltaje pueden ser más económicas cuando se transmiten grandes cantidades de electricidad a largas distancias. El uso de corriente continua para líneas de transmisión submarinas evita la pérdida de potencia reactiva debido a la gran capacitancia del cable que inevitablemente se produce al utilizar corriente alterna. En ciertas situaciones, las líneas eléctricas de CC pueden ser útiles incluso en distancias cortas, a pesar del alto costo del equipo.
Las líneas de transmisión de CC permiten transportar energía entre sistemas de alimentación de CA no sincronizados y también ayudan a aumentar la confiabilidad operativa al evitar fallas en cascada debido a la desincronización de fase entre partes separadas de un gran sistema de energía. Las líneas de transmisión de CC también permiten la transferencia de electricidad entre sistemas de alimentación de CA que funcionan a diferentes frecuencias, como 50 Hz y 60 Hz. Este método de transmisión aumenta la estabilidad de la operación de los sistemas de potencia, ya que, en caso de ser necesario, pueden utilizar las reservas de energía de los sistemas de potencia que son incompatibles con ellos.
El método de transmisión HVDC moderno utiliza tecnología desarrollada en la década de 1930 por la empresa sueca ASEA . Algunos de los primeros sistemas HVDC se pusieron en funcionamiento en la Unión Soviética en 1950 entre las ciudades de Moscú y Kashira (se utilizó el equipo alemán capturado Project Elba ), y en Suecia en 1954 desde el continente hasta la isla de Gotland , con un sistema capacidad de 10 -20 MW [1] .
La línea HVDC más larga del mundo se encuentra actualmente en Brasil y sirve para transmitir la electricidad generada por dos centrales hidroeléctricas ( Santo António y Girão ) con la ciudad de São Paulo . Su longitud total es de 2400 km, la potencia es de 3,15 GW.
La potencia es igual al producto del voltaje y la corriente (P = U * I). Por lo tanto, al aumentar el voltaje, es posible reducir la corriente transmitida a través del cable y, como resultado, es posible reducir la sección transversal del cable requerida para transmitir esta potencia, lo que reducirá el costo de las líneas de transmisión de energía. .
Hasta la fecha, no hay forma de cambiar el voltaje de CC en un amplio rango sin grandes pérdidas. El dispositivo más eficiente para cambiar la magnitud del voltaje es un transformador de corriente alterna . Por lo tanto, a la entrada de todas las líneas eléctricas de CC de alto voltaje, se instala un transformador para aumentar el voltaje de CA y un equipo para convertir CA en CC, y en la salida, un equipo para convertir CC en CA y un transformador para bajar el voltaje de esta CA.
La primera forma de convertir grandes potencias de corriente continua a corriente alterna y viceversa fue el sistema motor-generador , desarrollado por el ingeniero suizo René Thury . En términos simples, en la entrada de la línea eléctrica, el motor de CA hace girar el generador de CC, y en la salida, el motor de CC hace girar el generador de CA. Tal sistema tenía una eficiencia bastante baja y baja confiabilidad.
El uso práctico de las líneas eléctricas de CC solo fue posible con la llegada de un potente aparato eléctrico de arco llamado rectificador de mercurio .
Más tarde, aparecieron dispositivos semiconductores de alta potencia: tiristores , transistores bipolares de puerta aislada ( IGBT ), transistores de efecto de campo de puerta aislada de alta potencia ( MOSFET ) y tiristores de desconexión ( GTO ).
La primera línea de transmisión de CC para transmitir electricidad a largas distancias se puso en marcha en 1882 en la línea Miesbach - Munich . Transmitía energía desde un generador de corriente continua accionado por una máquina de vapor a un horno de una fábrica de vidrio. La potencia transmitida era de solo 2,5 kW y no había convertidores CC/CA en la línea.
La primera línea de transmisión que utilizó el método de conversión de corriente generador-motor desarrollado por el ingeniero suizo Rene Thury fue construida en 1889 en Italia por Acquedotto de Ferrari-Galliera. Para aumentar el voltaje, los pares generador-motor se conectaron en serie. Cada grupo estaba aislado del suelo y conducido por el motor principal. La línea funcionaba con corriente continua, hasta 5000 V en cada máquina, algunas máquinas tenían interruptores dobles para reducir el voltaje en cada interruptor. Este sistema transmitía una potencia de 630 kW a una tensión constante de 14 kV sobre una distancia de 120 km [3] [4] .
La línea de transmisión Moutiers-Lyon llevó 8.600 kW de energía hidroeléctrica en una distancia de 124 millas, incluidas 6 millas de cable subterráneo. Para convertir la corriente se utilizaron ocho generadores conectados en serie con interruptores dobles, que producían una tensión de 150 kV a la salida. Esta línea operó aproximadamente desde 1906 hasta 1936.
Para 1913, había quince líneas de transmisión de energía del sistema Thuri [5] operando en el mundo , operando a un voltaje constante de 100 kV, que se utilizaron hasta la década de 1930, pero las máquinas eléctricas rotativas eran poco confiables, caras de mantener y tenían bajo consumo. eficiencia. En la primera mitad del siglo XX se probaron otros dispositivos electromecánicos, pero no fueron muy utilizados [6] .
Para convertir un voltaje de CC alto en uno bajo, se propuso cargar primero las baterías conectadas en serie , y luego conectarlas en paralelo y conectarlas al consumidor [7] . A principios del siglo XX, había al menos dos líneas de alimentación de CC que utilizaban este principio, pero esta tecnología no se desarrolló más debido a la capacidad limitada de las baterías, un ciclo de carga / descarga ineficiente y la dificultad de cambiar entre serie y coneccion paralela.
Entre 1920 y 1940 Se utilizaron válvulas de mercurio para convertir la corriente. En 1932, General Electric instaló válvulas de mercurio en Mechanicville, Nueva York , en una línea de alimentación de CC de 12 kV, que también se utilizó para convertir la corriente alterna de 40 Hz generada en una corriente de carga alterna de 60 Hz. En 1941 se desarrolló una línea de cable subterráneo de 115 kilómetros, con una potencia de 60 MW, tensión +/-200 kV, para la ciudad de Berlín , utilizando válvulas de mercurio ( Proyecto Elba ), pero debido al colapso de la Alemania nazi en 1945, el proyecto no se completó [8] . El uso del cable se explica por el hecho de que durante la guerra el cable subterráneo sería un objetivo menos visible para los bombardeos. El equipo fue llevado a la Unión Soviética y puesto en funcionamiento allí en 1950 [9] .
El uso adicional de válvulas de mercurio en 1954 marcó el comienzo de las modernas líneas de transmisión de corriente continua de alto voltaje. ASEA construyó la primera línea de transmisión de este tipo entre la parte continental de Suecia y la isla de Gotland. Las válvulas de mercurio se utilizaron en todas las líneas de transmisión construidas antes de 1975, pero luego fueron reemplazadas por dispositivos semiconductores. De 1975 a 2000 los tiristores se utilizaron ampliamente para convertir la corriente, que ahora están siendo reemplazados activamente por transistores de efecto de campo [10] . Con la transición a dispositivos semiconductores más confiables, se instalaron docenas de líneas eléctricas submarinas de CC de alto voltaje.
Por el momento, solo quedan dos líneas eléctricas con convertidores de válvulas de mercurio en el mundo, todo el resto ha sido desmantelado o reemplazado por convertidores de tiristores. Las válvulas de mercurio se utilizan en las líneas eléctricas entre las islas del norte y del sur de Nueva Zelanda y en la línea eléctrica de la isla de Vancouver en Canadá.
La principal ventaja de las líneas de transmisión de CC de alto voltaje es la capacidad de transmitir grandes cantidades de electricidad a largas distancias con menos pérdidas que las líneas de transmisión de CA. Según el voltaje de la línea y el método de conversión de corriente, las pérdidas se pueden reducir hasta en un 3 % por cada 1000 km. La transmisión de energía a través de una línea de transmisión de corriente continua de alta tensión permite utilizar eficientemente fuentes de energía eléctrica alejadas de los nodos de potencia de la carga.
En algunos casos, una línea de alimentación de CC de alto voltaje es más eficiente que una línea de alimentación de CA:
Los cables submarinos largos tienen una alta capacitancia . Si bien este hecho tiene una importancia mínima para la transmisión de corriente continua, la corriente alterna tiende a cargar y descargar la capacitancia del cable, lo que provoca pérdidas de energía adicionales. Además, la energía de CA es consumida por pérdidas dieléctricas .
Una línea de transmisión de CC de alto voltaje puede transmitir más potencia a lo largo del conductor , ya que para una potencia nominal dada, el voltaje de CC en la línea de CC es menor que el voltaje pico en la línea de CA. La alimentación de CA determina el voltaje RMS, pero es solo aproximadamente el 71 % del voltaje pico máximo, lo que determina el grosor real del aislamiento y la distancia entre los conductores. Dado que la línea de CC tiene el mismo voltaje rms, es posible transportar un 41 % más de energía a través de una línea de transmisión existente con conductores y aislamiento del mismo tamaño que la CA, lo que reduce los costos.
Debido a que HVDC permite que la energía se transfiera entre sistemas de distribución de CA no sincronizados, aumenta la estabilidad del sistema al evitar que los accidentes se transmitan en cascada de una parte del sistema de energía a otra. Los cambios en la carga que causan la desincronización de partes de la red eléctrica de CA no afectarán la línea de CC y el flujo de energía a través de la línea de CC estabilizará la red eléctrica de CA. La magnitud y la dirección del flujo de energía a través de la línea de CC se pueden ajustar y cambiar directamente para mantener el estado requerido de las redes eléctricas de CA en ambos extremos de la línea de CC.
La principal desventaja de una línea de transmisión de CC de alto voltaje es la necesidad de convertir el tipo de corriente de CA a CC y viceversa. Los dispositivos utilizados para esto requieren repuestos costosos, ya que, de hecho, son únicos para cada línea.
Los convertidores de corriente son caros y tienen una capacidad de sobrecarga limitada. A distancias cortas, las pérdidas en los convertidores pueden ser mayores que en una línea de transmisión AC de potencia similar.
A diferencia de las líneas de transmisión de CA, la implementación de líneas de transmisión de CC multiterminales es extremadamente difícil, ya que requiere la expansión de los circuitos existentes a circuitos multiterminales. El control del flujo de energía en un sistema de CC de múltiples terminales requiere una buena comunicación entre todos los consumidores. Los disyuntores de CC de alto voltaje son más complejos, porque antes de abrir los contactos, la corriente en el circuito debe reducirse a cero; de lo contrario, se forma un arco eléctrico que conduce a un desgaste excesivo de los contactos. Las líneas ramificadas son raras. Uno de ellos trabaja en el sistema Hydro Quebec - New England desde Radisson hasta Sandy Pond [12] . Otro sistema es la línea de transmisión que conecta Cerdeña e Italia continental, que fue reconstruida en 1989 para proporcionar energía a la isla de Córcega [13] .
Por lo general, los desarrolladores de líneas de transmisión de CC de alto voltaje, como Alstom Grid , Siemens y ABB , no publican información sobre el costo del proyecto, ya que esta información es un secreto comercial.
El costo varía ampliamente según los detalles del proyecto, como la potencia nominal, la longitud de la línea, la ruta aérea o submarina, el costo del terreno y la alteración de la red eléctrica de CA en cada extremo de la línea. Es posible que se requiera una comparación detallada del costo de una línea de CC con el costo de una línea de CA. Cuando las ventajas técnicas de una línea de corriente continua no juegan un papel, la elección se hace por comparación económica de opciones.
Con base en algunos proyectos, se puede destacar alguna información sobre el costo de un proyecto de línea de transmisión de CC:
Para una línea de 40 km de 8 GW bajo el Canal de la Mancha, el coste aproximado del equipamiento primario de una línea HVDC bipolar de 500 kV con una capacidad de 2000 MW (sin incluir vías de acceso, obras en tierra, coordinación, maquinaria, seguros, etc.) ascendió a a: estaciones convertidoras - ~£110 M, cable submarino + instalación - ~£1 M/km[ significado del hecho? ] .
Entonces, para una línea de transmisión de cuatro líneas entre Inglaterra y Francia con una capacidad de 8 GW, el costo del trabajo de instalación fue un poco más de £ 750 M. Además, se gastaron £ 200-300 M en obras costeras adicionales [14][ significado del hecho? ] .
Las líneas HVDC anteriores usaban rectificadores de mercurio , que no eran confiables. Dos unidades HVDC que utilizan rectificadores de mercurio todavía están en servicio (a partir de 2008). Los tiristores se utilizaron por primera vez en dispositivos HVDC en la década de 1960. Un tiristor es un dispositivo semiconductor similar a un diodo , pero con una salida adicional: un electrodo de control, que se utiliza para encender el dispositivo en un momento determinado. También se utilizan transistores bipolares de puerta aislada (IGBT) , que tienen una mejor capacidad de control, pero son más caros.
Dado que el voltaje en los dispositivos HVDC en algunos casos alcanza hasta 800 kV, superando el voltaje de ruptura de un dispositivo semiconductor, los convertidores HVDC se construyen utilizando una gran cantidad de dispositivos semiconductores conectados en serie.
Los circuitos de control de baja tensión utilizados para encender y apagar los tiristores deben estar aislados galvánicamente de las altas tensiones de la línea de alimentación. Normalmente, este aislamiento es óptico, directo o indirecto. En un sistema de control indirecto, la electrónica de control de bajo voltaje envía pulsos de luz a través de fibra óptica a la electrónica de control de alto voltaje. La variante directa prescinde de la electrónica en el lado de alta tensión: los pulsos de luz de la electrónica de control conmutan directamente los fototiristores .
Un elemento de conmutación completo, independientemente de su diseño, generalmente se denomina válvula.
La rectificación y la inversión utilizan esencialmente los mismos agregados. Muchas subestaciones están configuradas para funcionar como rectificadores e inversores. En el lado de la línea de CA, un conjunto de transformadores, a menudo tres transformadores monofásicos separados, desacopla la estación convertidora de la red de CA, proporcionando conexión a tierra y asegurando el voltaje de CC correcto. Las salidas de estos transformadores se conectan a los rectificadores en un circuito puente formado por un gran número de válvulas. La configuración básica del rectificador contiene seis válvulas. El circuito opera con un desfase de sesenta grados, por lo que la tensión rectificada contiene un número importante de armónicos.
Para mejorar la composición armónica, se utiliza un circuito con 12 puertas (modo de doce pulsos). El transformador convertidor tiene dos devanados secundarios (o se usan dos transformadores), uno de los cuales está conectado en estrella y el otro en triángulo, lo que proporciona un cambio de fase de 30 grados entre los voltajes en los devanados secundarios del transformador. Un puente rectificador está conectado a cada uno de los devanados secundarios, que contiene 6 válvulas, cuyas salidas de CC están conectadas. Esto proporciona un modo de doce pulsos con la mejor composición armónica.
Además de los transformadores convertidores, la presencia de un componente reactivo de línea ayuda a filtrar los armónicos.
En un circuito monopolar, uno de los cables del rectificador está conectado a tierra. El otro terminal, con potencial eléctrico sobre o bajo tierra, se conecta a la línea de alimentación. El terminal puesto a tierra puede o no estar conectado al terminal correspondiente de la estación inversora a través de un segundo conductor.
En ausencia de un segundo conductor metálico, la corriente inversa fluye por tierra entre los terminales puestos a tierra de las dos subestaciones. Por lo tanto, es un circuito de retorno a tierra de un solo cable. Los problemas que crea la corriente que fluye en el suelo o el agua incluyen:
Estos efectos pueden eliminarse instalando un conductor de retorno metálico entre los terminales puestos a tierra de ambos convertidores de una línea eléctrica monopolar. Dado que estos terminales están conectados a tierra, no es necesario ajustar el aislamiento del cable de retorno al voltaje de transmisión completo, lo que hace que el cable de retorno sea menos costoso que un conductor de alto voltaje. La decisión de utilizar un conductor de retorno metálico se basa en factores económicos, técnicos y ambientales [15] .
Los actuales sistemas de redes aéreas monopolares transmiten aproximadamente 1500 MW. Cuando se utiliza un cable subterráneo o submarino, el valor habitual es de 600 MW.
La mayoría de los sistemas monopolares están diseñados para una futura expansión a un circuito bipolar. Las torres de líneas eléctricas se pueden diseñar para transportar dos conductores, incluso si inicialmente solo se usa un conductor en un sistema monopolar. El segundo conductor no se utiliza o se utiliza en paralelo con otro (como en el caso del cable Báltico).
Una transmisión bipolar utiliza un par de conductores de polaridad opuesta, cada uno de los cuales lleva un alto voltaje a tierra. El coste de una línea de transmisión bipolar es superior al de un circuito de retorno monopolar, ya que ambos conductores deben estar aislados a tensión plena. Sin embargo, las ventajas de la transmisión bipolar la hacen más atractiva que la transmisión monopolar. Bajo carga normal, fluyen corrientes insignificantes en la tierra, como en el caso de una transmisión monopolar con un alambre de retorno de metal. Esto reduce las pérdidas en el suelo y reduce el impacto ambiental. En caso de fallo en una de las líneas de un sistema bipolar, éste puede seguir funcionando, transmitiendo aproximadamente la mitad de la potencia nominal en una línea intacta en modo monopolar, utilizando tierra como conductor de retorno. En terrenos muy desfavorables, el segundo conductor puede colocarse en un conjunto independiente de torres de transmisión de energía, de modo que si una de las líneas se daña, parte de la energía se transfiere al consumidor. Dado que, para una potencia nominal dada, solo la mitad de la corriente de una línea monopolar fluye por cada conductor de una línea bipolar, el costo de cada conductor es menor que el de un conductor de alta tensión de una línea monopolar de la misma potencia.
El dispositivo bipolar también puede equiparse opcionalmente con un conductor de retorno de metal.
Los dispositivos bipolares pueden transmitir hasta 3200 MW a +/-600 kV. La línea de cable submarino, construida originalmente como monopolar, se puede actualizar con cables adicionales y operar en modo bipolar.
Un enlace de CC es una estación en la que tanto los inversores como los rectificadores se encuentran en la misma ubicación, generalmente en el mismo edificio. La línea de CC se mantiene lo más corta posible. Los insertos de CC se utilizan para: conectar líneas principales de diferentes frecuencias (como en Japón), conectar dos redes eléctricas de la misma frecuencia nominal pero diferentes cambios de fase no fijos (como antes de 1995/96 en la comuna de Etzenricht ).
El valor de la tensión de CC en el circuito de enlace de CC intermedio se puede elegir libremente debido a la corta longitud de la línea. Por lo general, el voltaje de CC se elige lo más bajo posible para construir una sala de convertidores más pequeña y evitar conexiones en serie de válvulas. Por la misma razón, se utilizan válvulas de alta corriente en el enlace de CC.
La configuración de línea HVDC más común es dos estaciones convertidoras de inversor / rectificador conectadas por una línea aérea. La misma configuración se usa comúnmente en la interconexión de sistemas de energía no sincronizados, en la transmisión de energía a largas distancias y en el caso de cables submarinos.
Una línea HVDC multiterminal que conecta más de dos puntos es rara. La configuración de un sistema multiterminal puede ser serie, paralelo o híbrida (serie-paralelo). La configuración en paralelo se usa más comúnmente para transmitir energía desde grandes plantas de energía y la configuración en serie desde plantas de energía más pequeñas. Por ejemplo, el sistema Quebec-Nueva Inglaterra de 2000 MW, inaugurado en 1992, es actualmente el sistema HVDC multiterminal más grande del mundo [16] .
Patentado en 2004, el esquema está diseñado para convertir las líneas de transmisión de CA existentes en HVDC. Dos de los tres conductores del circuito operan en modo bipolar. El tercer conductor se utiliza como un monopolo paralelo equipado con válvulas inversas (válvulas paralelas conectadas en polaridad inversa). Un monopolo en paralelo reduce periódicamente la corriente de uno u otro polo invirtiendo la polaridad durante unos minutos. Sin una inversión de polaridad en un sistema con un monopolo paralelo que tendría una carga térmica de +/-100 %, los conductores bipolares tendrían una carga del 137 % o del 37 %. En el caso de inversión de polaridad, el efecto térmico RMS total es el mismo que si cada uno de los conductores operara a la corriente nominal. Esto le permite pasar grandes corrientes a través de conductores bipolares y el uso más completo del tercer conductor para la transmisión de energía. Incluso cuando el consumo de energía es bajo, se pueden hacer circular altas corrientes a través de los cables de línea para descongelarlos.
Convertir una línea de CA existente en un sistema tripolar permite transmitir hasta un 80 % más de energía con el mismo voltaje de fase utilizando la misma línea de transmisión, torres y conductores. Algunas líneas de CA no se pueden cargar hasta su límite térmico debido a problemas de estabilidad, confiabilidad y potencia reactiva del sistema que no existen en una línea HVDC.
El sistema tripolar funciona sin cable de retorno. Dado que la falla de un polo del convertidor o conductor produce solo una pequeña pérdida de rendimiento y no se produce flujo de corriente inversa en el suelo, la confiabilidad de este circuito es alta, sin necesidad de tiempo de conmutación.
A partir de 2005, no ha habido conversiones de líneas de CA existentes a un sistema tripolar, aunque una línea de transmisión en India se convirtió a HVDC bipolar.
Una descarga de corona es una forma característica de una descarga de gas independiente que ocurre en campos marcadamente no homogéneos. Este fenómeno puede causar una pérdida de energía significativa, crear interferencias audibles y de RF, producir mezclas venenosas como óxidos de nitrógeno y ozono, y crear un resplandor visible.
Tanto las líneas eléctricas de corriente alterna como las de corriente continua pueden crear descargas corona, en el primer caso en forma de partículas oscilantes, en el segundo en forma de flujo constante. La descarga de corona provoca pérdidas de energía que pueden ser aproximadamente la mitad de todas las pérdidas por unidad de longitud de una línea de CA de alto voltaje que transporta la misma cantidad de energía. En una transmisión monopolar, la elección de la polaridad del conductor está determinada por el grado de creación de descargas de corona, el impacto en el medio ambiente. Las descargas de corona negativas producen significativamente más ozono que las descargas de corona de magnitud positiva, lo que afecta la salud. El uso de un voltaje positivo reduce la cantidad de ozono producido por la línea HVDC monopolar.
La capacidad de controlar el flujo de energía, la conexión de sistemas de CA no sincronizados y el uso eficiente de la transmisión de energía por cables submarinos hacen que los sistemas HVDC sean atractivos para su uso a nivel internacional. Los parques eólicos suelen estar ubicados a una distancia de 10 a 12 km de la costa (ya veces más) y requieren cables submarinos y sincronización de la energía recibida. Cuando se transmite energía a distancias muy largas, como en áreas remotas de Siberia , Canadá y el norte de Escandinavia , la elección suele inclinarse hacia el menor costo de la línea HVDC. Anteriormente se han señalado otras aplicaciones de los sistemas HVDC.
Las líneas eléctricas de CA solo pueden vincular redes eléctricas de CA sincronizadas que operan a la misma frecuencia y en fase. Muchas zonas que están dispuestas a compartir energía tienen redes eléctricas no sincronizadas. Los sistemas de energía de Gran Bretaña , el norte de Europa y Europa continental no se combinan en una sola red eléctrica sincronizada. Japón tiene redes eléctricas de 60 Hz y 50 Hz. América del Norte continental, que funciona a 60 Hz, está dividida en áreas que no están sincronizadas: este, oeste, Texas, Quebec y Alaska. Brasil y Paraguay , que comparten la enorme planta hidroeléctrica de Itaipú , operan en 60 Hz y 50 Hz respectivamente. Los dispositivos HVDC le permiten vincular redes eléctricas de CA no sincronizadas, así como agregar la capacidad de controlar el voltaje de CA y el flujo de energía reactiva.
Un generador conectado por una línea de alimentación de CA larga puede volverse inestable y perder la sincronización con un sistema de alimentación de CA distante. La línea HVDC puede hacer factible el uso de centrales eléctricas remotas. Los parques eólicos marinos pueden usar dispositivos HVDC para recolectar energía de una gran cantidad de generadores no sincronizados para transmitirla a la costa a través de un cable submarino.
Sin embargo, normalmente una línea de alimentación HVDC une dos áreas de distribución de energía de un sistema de alimentación de CA. Los dispositivos que convierten entre CA y CC aumentan considerablemente el costo de la energía transmitida. Por encima de cierta distancia (aproximadamente 50 km para cables submarinos y aproximadamente 600–800 km para líneas aéreas), el menor costo de los conductores eléctricos HVDC supera el costo de la electrónica.
La electrónica del convertidor también brinda la capacidad de controlar de manera efectiva el sistema de energía al controlar la cantidad y el flujo de energía, lo que brinda un beneficio adicional de la existencia de líneas HVDC: el aumento potencial en la estabilidad del sistema de energía.
El desarrollo de transistores bipolares de puerta aislada (IGBT) y tiristores de desconexión (GTO) ha hecho que los sistemas HVDC pequeños sean más económicos. Se pueden instalar en sistemas de alimentación de CA existentes para estabilizar la energía sin aumentar la corriente de cortocircuito, como ocurre con la instalación de una línea de transmisión de CA adicional. Dichos dispositivos son desarrollados por ABB y Siemens y se denominan "HVDC Light" y "HVDC PLUS", respectivamente. El uso de este tipo de dispositivos ha extendido el uso de HVDC a unidades de varias decenas de megavatios y líneas de varios kilómetros de línea aérea. La diferencia entre las dos tecnologías está en el concepto de un inversor de voltaje independiente (VSI), mientras que "HVDC Light" utiliza modulación de ancho de pulso , "HVDC PLUS" se realiza en un inversor de niveles múltiples.