2013-06-05 tecnología hvdc characteristicas y …€¦ · capabilidad de transmisión versus...
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Tecnología HVDC Characteristicas y Beneficios
Jan G. Johansson, Power Systems – HVDC, Santiago de Chile, 2013-06-05
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Tecnología HVDC La tecnología HVDC no es nueva!
La primera transmisión comercial en 1954 (100 kV, 20 MW).
Interconexión entre la Suecia continental y la isla de Gotland en el mar Báltico.
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ABB – Pionero de HVDC
1954 - Primer enlace HVDC comercial, con válvulas de vapor de mercurio 1970 - Primeras válvulas de tiristores para HVDC 1997 - La primera instalación comercial de HVDC Light 2006 - Primer laboratório para pruebas 800 kV UHVDC de largo tiempo 2008 - Primer sistema y productos de 800 kV UHVDC 2009 - El cable de potencia mas largo del mundo, de 580 km, en operación 2010 - Cuarta generación de HVDC Light
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Qué es la Tecnología HVDC
Partes principales: Estaciones de conversión – Bidireccionales Línea de corriente continua
Líneas aéreas Cable submarino o subterráneo Mix de ambas Back to Back
A diferencia de la transmisión típica en corriente trifásica alterna, en
HVDC se utiliza corriente continua lo que según la necesidad supone
ventajas técnicas, económicas y de impacto al medio ambiente.
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Tecnología HVDC Razones típicas para el uso de esta tecnología
Interconexión de redes asíncronas
Transmisión de grandes potencias a largas distancias
Transmisión por cable submarino (> 80-100 km)
Control de flujo de potencia (activa)
Tecnología HVDC Conversión de Líneas existentes de CA a CD
Ventajas:
Utilización de estructuras y líneas existentes
No se requieren nuevos derechos de paso
Tiempos de ejecución reducidos
En case de doble circuitos, las potencias pueden aumentar hasta 300%
Reducción de pérdidas, mayor estabilidad y control efectivo de la potencia
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Tendencias específicas afectando el uso de HVDC
La integración de energía renovable Hidroeléctrica remota Eólica costa fuera Potencia solar
Refuerzo de la red eléctrica Para aumentar el comercio de energía Para compartir reserva rodante Para el soporte de energía renovable intermitente
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Tendencias generales afectando el sector eléctrico
Reformas de reglamento
La globalización – aumento en inversiones transfronterizas
Aumento del comercio eléctrico
La urbanización
Exigencias aumentadas en la calidad de energía
Incremento del uso de producción renovable
Tiempos de implementación reducidas
Monopolios de transmisión desafiados
El aumento de la competitividad de electricidad
HVDC o HVAC? Consideraciones
Al planear una interconexión se debe considerar: Frecuencia de los sistemas
Potencia a transferir
Subestaciones de instalación
Rigidez de los sistemas
Requerimientos de estabilidad
Requerimientos de confiabilidad
Propagación de disturbios
Aspectos medioambientales
Permisos
Etc.
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Control de la potencia activa
U1 sin(a1) U2 sin(a2)
X (~ a la distancia)
)sin( 2121 aa
X
UUP
3021 aa (para mantener estabilidad transitoria)
Corriente Continua U1 sin(a1) U2 sin(a2)
El flujo de potencia no depende de los ángulos de los sistemas.
DCDC IUP
NDC II 0DCDC IUP
Corriente Alterna
Se puede cambiar el sentido de potencia
Xtot=Xl -Xc
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Capabilidad de transferencia de una linea CA Cálculos simplificados
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
km
MW Caso: Línea de 230 kV sin compensación, a1-a2=30 Caso: Línea de 230 kV con 50% de compensación, a1-a2=30 Caso: Línea de 500 kV sin compensación, a1-a2=30 Caso: Línea de 500 kV con 50% de compensación, a1-a2=30
Distancia entre Santiago y Puerto Montt
HVDC +/- 500 kV
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Capacidad de transferencia de un circuito HVDC HVDC +/- 600 kV
HVDC +/- 800 kV
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Capabilidad de transmisión versus distancia La capabilidad de una línea CA baja con distancia*
Efectos de distancia, línea CA: Bajadas límites de estabilidad (voltaje, ángulo) Posibles problemas con flujos paralelos Dispositivos FACTS, SVCs y SCs, para aumentar límites de estabilidad y mitigar flujos paralelos Demanda variable de potencia reactiva Estaciones de switcheo intermedias, por ejemplo cada ~300 km por razones de TOV, TRV, perfil de voltaje
Efectos de distancia, línea CC: No límite de distancia por estabilidad No necesidad de estaciones intermedias No flujos paralelos por falta de control Menor cambio en niveles de corto-circuito No demanda aumentada en potencia reactiva
* Curva St Clair
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
0 200 400 600 800 1000
Load
abili
ty (M
W)
Line length (km)
Loadability versus Distance
500 kV AC±500 kV DC±400 kV DC
-400-200
0200400600800
10001200
0 500 1000 1500 2000
Rea
ctiv
e Po
wer
per
Ter
min
al
(MVA
r)
Power Transfer (MW)
Reactive Power v Power Transfer (320 km, 500 kV AC-line)
Without SC
0.2 - 1.4 x SIL
With 50% SC
0.2 - 1.4 x SIL
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Costo de inversión versus longitud (Costos de perdidas no considerados)
Inversión
Longitud
Costo de terminales CA
Costo Total, CA
Costo de terminales CC
Costo Total, CC Distancia crítica
Variables - Costo de tierra - Costo de materiales - Costo de trabajo - Tiempo al Mercado - Permisos - etc.
Ventajas únicas del HVDC
Los sistemas conectados pueden trabajar independientemente: Sin coordinación de control de frecuencias Sin reglas comunes para reservas, de “load shedding”, limites de
estabilidad transitoria y de desviaciones transitorias de frecuencia Sin transferencia de perturbaciones desde un sistema al otro
Un enlace HVDC puede dar soporte a un sistema de CA en caso de perturbaciones
No se necesita sobre-dimensionar el enlace por razones de estabilidad
No hay riesgo de sobrecarga y desconexión de un enlace HVDC No contribuye al nivel de corto-circuito
Permite el control rápido y preciso del flujo de potencia activa
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Diferentes tipos de convertidores HVDC
Conmutación natural; HVDC Clásico; convertidores de corriente (CSC) Conmutación forzada; HVDC Light; convertidores de voltaje (VSC)
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R S T
wt wt
T S R
I d
R
S
T
V1 V3 V5
V4 V6 V2
U d
X=0 X=0
d U
V2 V6 V4
V5 V3 V1
T
S
R ~
d I
~
~
~
~
~
Voltaje de fase Voltaje de fase
HVDC Clásico (CSC) Conversora de seis pulsos – válvulas no controladas
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HVDC Clásico Conmutación natural, puente de seis pulsos Id
1 3 5
Ud
4 6 2
UR
US
UT
IR
IS
R
T
S
IT
UR US UT
16
12
32
34
54
56
URT UST
t
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HVDC Clásico Conmutación natural - Voltaje directa, XK=0, a=0
-60 -30 0 30 60 90 120 150 180 210 240
Udi0=3V2*Uh/URT UST USR
t
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HVDC Clásico Conmutación natural - Voltaje directa, XK=0
(Ud=Udi0 x cosa - (dx+dr) x Id x Udi0N/IdN)
-60 -30 0 30 60 90 120 150 180 210 240
Ud=3V2*Uh*cos a/URT UST USR
ta
(Ud=Udi0*cos a)
Ud1 Ud2 Rd Id Pd1 Pd2
100 99 1 1 100 99101 99 1 2 202 198
-99 -100 1 1 -99 -100
Ud1 (Ud1- Ud2) R
X P =
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HVDC Clásico Relación entre el ángulo de disparo y el desfasaje
Entonces: La convertidora de conmutación natural siempre consuma potencia reactiva
i a1
e a
i a (a)
E a
I a1
w t 0a
(b) I d
E a
I a1
30a a
(d)
E a
I a1 90a
a
(c)
E a
I a1 60a
a
(e)
E a
I a1
120aa
E
(f)
a
I a1
150aa
a
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HVDC Clásico Estación convertidora monopolar
Converter station Transmission line or cable
Converter
Smoothing reactor
DC filter
Telecommunication
Control system
AC filters Shunt
capacitors or other reactive
equipment
AC bus
~~
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HVDC Light Conmutación forzada – Voltaje
+Udc1
Udc1
Usw Udc2
+Udc2
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HVDC Light: Diferentes típos de modulación
Dos niveles
Voltaje de salida Circuito
Multi-niveles
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HVDC Light Estación convertidora simétrica
Reactores de fase Capacitores CD secos
Filtros CA
Reactor de fase
Capacitor CD
Interior
Idc
±Udc
Línea aerea o cable
Sistema de
Control
Barra de CA
Válvulas IGBT
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Tecnologías HVDC básicas - Conversoras
AC DC
HVDCHVDC--CSCCSC
Indoor
Outdoor
AC FiltersAC Filters
DC FiltersDC Filters
Thyristor ValvesThyristor Valves
Converter Converter TransformersTransformers
AC DC
HVDCHVDC--CSCCSC
Indoor
Outdoor
AC FiltersAC Filters
DC FiltersDC Filters
Thyristor ValvesThyristor Valves
Converter Converter TransformersTransformers
AC DC
HVDCHVDC--VSCVSC
Indoor
Outdoor
IGBT ValvesIGBT Valves
AC DC
HVDCHVDC--VSCVSC
Indoor
Outdoor
IGBT ValvesIGBT Valves
HVDC Light (Conmutación forzada)
No requiere nivel mínimo de corto-circuito
No requiere nivel mínimo de potencia
No demanda potencia reactiva
Control independiente de la potencia activa y reactiva
Soporte dínámico de voltaje: Q ~= ± 0.5 x Pdnom
HVDC Clásico/CCC (Conmutación natural)
Nivel de corto-citcuito mínimo: SMVA > 2 x Pd (>1.3 x Pd con CCC)
Nivel mínimo de potencia: 5-10%
Demanda potencia reactiva en los terminales
Potencias mas altas, escalas de economía
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HVDC Light: Potencia Activa y Reactiva Comparación con HVDC Clásica
1,0
0,5
I d
Q
0,13
- 0,5 Consumo de la conversora
Desbalace con la red
Suministro de bancos de capacitores y filtros
HVDC Clásica: ~ compensación reactiva con filtros y bancos en paralelo maniobrados
0.75 0.5 0.25 0 0.25 0.5 0.75
1.25
1
0.75
0.5
0.25
0.25
0.5
0.75
1
1.25 P (p.u.)
Qgen
(p.u.) Qabs (p.u.)
Rectifier operation
Inverter operation
HVDC Light: No requiere compensación reactiva; STATCOM con un rango dinámico ~ 0.5Pd/+0.5Pd Mvar bajo un factor de potencia de 90%.
Operación individual posible en qualquier punto dentro de la curva (respetando que PR~PI ), i.e. QR y QI pueden ser despachadas totalmente distintas
(Diagrama válida en operación BtB)
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HVDC Light versus HVDC Clásica Rangos comparativos
Ucd en kV
HVDC Clásica con líneas aereas
Potencia en MW
HVDC Light con líneas aereas
800
700
600
500
2000 3000 4000 5000 6000 7000
HVDC Clásica/ HVDC Light con cables MI 400
300
200
0
0 1000
HVDC Light con cables poli-méricos
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Qué es la Tecnología HVDC Líneas HVDC – Configuraciones
± DC ± DC
Retorno por tierra/mar ó metálico
Monopolo (asimétrico)
0 0
~~ ~~
+ DC/2
Monopolo simétrico
- DC/2 - DC/2
+ DC/2
~~ ~~
+ DC/2
Bipolo
- DC/2 - DC/2
+ DC/2
~~ ~~
~~ ~~
Respalda-a-Respalda (BtB)
+ DC/2
- DC/2 - DC/2
+ DC/2
~~ ~~
HVDC en BtB (Back-to-Back)
Líneas CA
Costo para estaciones convertidoras ++
Costo para líneas de transmisión -
Perdidas -
Disponibilidad -
Barra CA Barra CA 1500 MW
HVDC en BtB (Back-to-Back)
Líneas CA
Costo para estaciones convertidoras +
Costo para líneas de transmisión -
Perdidas -
Disponibilidad 0
Barra CA Barra CA 750 MW
Barra CA Barra CA 750 MW
HVDC en Monopolo
1500 MW
Costo para estaciones convertidoras +
Costo para líneas de transmisión +
Perdidas +
Disponibilidad -
HVDC en Bipolo
1500 MW
Costo para estaciones convertidoras 0
Costo para líneas de transmisión +
Perdidas +
Disponibilidad +
HVDC Multi-terminal
1500 MW 1500 MW P MW
Costo para estaciones convertidoras -
Costo para líneas de transmisión +
Perdidas +
Disponibilidad +
Flexibilidad con Multi-terminal
Fase 2
Fase 1
1500 MW 1500 MW P MW
Fase 2
Fase 1
1500 MW 1500 MW P/2 MW
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Multiterminales: SACOI, Italia
Sardinia – Corsica – Italia
Originalmente construido en 1967 (200 MW con válvulas de arco de mercurio)
Derivación de 50MW adjuntado en Corsica en 1988
Válvulas de arco de mercurio remplazadas por válvulas de tiristores (300 MW)
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Multiterminales: Québec – New England (QNE)
Originalmente construido en 1986 entre Des Cantons y Comerford (690 MW)
Mejorado a 2000 MW en 1990-1992, cuando también los terminales Radisson, Nicolet y Sandy Pond fueron adjuntados
Los terminales en Des Cantons y Comerford puestos fuera de servicio
Sigue operando como un enlace de tres terminales
© ABB Group Slide 42 PowDoc id
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Multiterminales: NorthEast – Agra, India • Potencia: 6000/8000*) MW • Voltaje CD: + 800 kV • Transmisión: 1728 km • Multiterminal con tres estaciones conversoras
bipolares con líneas aereas, convertidoras de 12 pulsos conectadas en paralelo
• Puesta en servicio: 2014-15 • Transmisión a larga distancia
*) Sobrecarga continua
Alipurduar
3000 MW Pole 3
Pole 4
Bipole 2
400 kV
Pole 3Pole 3Pole 3
Pole 4Pole 4Pole 4
3000 MW400 kV
Biswanath Chariali
3000 MW Pole 1
Pole 2
Bipole 1
400 kV
Pole 1
Pole 2Pole 2Pole 2
Pole 1Pole 1
400 kV
Bipole 1
Agra
3000 MW 3000 MW Pole 3
Pole 4
Bipole 2
Pole 1
Pole 2
400 kV
+800 kV
-800 kV
~432 km ~1296 km BIPOLE 1 BIPOLE 2
Flexibilidad - Alternativa
Encuentro Cardones Sistema CC
Sistema CA
Expansion en etapas del sistema CA
Servicios al cliente de ABB
GARANTÍA APOYO MEJORAS Y RESTAURACIONES PARTES
Apoyo permanente para los enlaces de HVDC; Servicios al Cliente:
Tiene un ingeniero asignado a cada enlace
Se encarga de los asuntos que puedan surgir tras la puesta en servicio
Es el punto focal de concentración de asuntos técnicos para conectarlos dentro de la organización
Portafolio: Garantía Soporte técnico Soporte remoto Mantenimiento y servicio Partes de repuesto
1954 1960 1970 1980 1990 2000
Mejoras y restauraciones Seguimiento y retroalimentación de experiencias de operación
Entrenamiento de personal
Seguimiento y retroalimentación de experiencias
Nos interesan la confiabilidad y disponibilidad de las estaciones de HVDC suministradas
La meta es identificar áreas en las que se pueden hacer mejoras.
Para ello, tratamos de proveer al usuario con métodos para evaluar el rendimiento del enlace de HVDC en estos rubros
Capacitores shunt
Patio CA
Approximately 80 x 180 meters
Estación convertidora monopolar, 600 MW/450 kV DC
Línea CA
Línea CD
Sala de válvulas
Transformadores convertidor
Patio CD
Filtros ármonicos
Diferencias principales
Algunos componentes no existen en sistemas de alterna
Válvulas y su sala
Capacitores de alta tensión de CD
Algunos existen también en alterna, pero son diferentes en CD
Sistema de enfriamiento de las válvulas
Sistema de control
Equipo de maniobra de CD
Reactores en aire (especialmente el de alisado)
Resistencias en filtros
En general: Hay más equipos que en una subestación, pero Hay menos equipos que en una planta generadora
Estación convertidora HVDC Clásica Casi todo es equipo convencional, excepto…
Transformadores convertidor
Válvulas de tiristores
Patio CD
Sistema de enfriamiento
Válvulas de tiristores
No existen en sistemas de alterna
Requieren inspección anual
Requieren mantenimiento cada dos años
El mantenimiento se facilita con la plataforma ad-hoc, y el acceso por dentro de la válvula.
Tienen sistema avanzado de monitoreo; por ejemplo:
Localización exacta de algún tiristor fallado
Detección de posibles fugas en el circuito de refrigeración. Aún las muy pequeñas
Mantenimiento: Inspecciones
Inspecciones extensivas
En caso de tiristores fallados, reemplazo
Sala de válvulas, 500 kV HVDC
Características típicas de una válvula cuádruple de tiristores:
-Altura: Ca 20 m
-Peso: Ca 20 toneladas
Sistema de enfriamiento de válvulas
Redundante
Cuenta con
Equipo para quitar iones
Equipo para quitar oxígeno disuelto
Controles y protecciones propios
Mantenimiento: Inspecciones visuales
Cambio de aceite, Lubricación
Limpieza
Cambio de filtros
Cambio de resina cambiadora de iones
Equipo de maniobra de CD
El equipo de maniobra en CD no es diferente del de alterna
Las funciones son ligeramente diferentes
Para interrumpir / conmutar CD se necesita crear ceros Los “interruptores” tienen circuito resonante con capacitor, reactor, y apartarrayos
El equipo fuera de servicio se aisla con cuchillas y se conecta a tierra.
Algunas secuencias son un poco más complicadas, pero se ejecutan automáticamente
4
2
3
5
1
1. Capacitor 2. Reactor 3. Resistencia no-lineal 4. Interruptor 5. Plataforma aislada
Capacitor de CD
Consta de unidades muy parecidas a las de un banco de alterna
La resistencia interna para descarga es menor (en ohms) que en alterna
La altura del banco es mayor que en bancos equivalentes de alterna
Reactores de alisamiento y de filtros
Son muy parecido a los reactores en los compensadores estáticos
La bobina del reactor de alisado es un poco mayor, pero la altura a la que se encuentre será mucho mayor
Resistor para filtro CA
Contiene un número de esteras metálicas contectadas en serie
Determina la nitidez, “Quality factor”, de un filtro armónico
Mantenimiento en una estación HVDC Clásica
En función de la potencia transmitida Mantenimiento preventivo durante transmisión a plena potencia
Mantenimiento preventivo durante transmisión reducida
Mantenimiento preventivo con estación/equipo des-energizado
Mantenimiento correctivo
Acciones correctivas durante la operación
Acciones correctivas con interrupción de potencia
Planes de mantenimiento
El mantenimiento de las estaciones es bastante reducido. Se ejecuta según un plan, ver tabla ejemplo Indisponibilidad programada de energía (Scheduled Energy Unavailability), SEU
La determinan: la tarea más larga de mantenimiento y la cuadrilla disponible El planeamiento normal de la SEU, de acuerdo con CIGRÉ es de 0.5 – 4 %
© ABB Group Slide 63 PowDoc id
Volumen de mantenimiento, Indicaciones
El volumen total de mantenimiento de una estación convertidora depende mucho de: Arreglo del patio de maniobras Número de filtros/bancos de capacitores Número de transformadores de convertidora Voltajes CA y CD
Para una estación bipolar se puede necesitar en promedio entre 500 y 1000 horas-hombre por año; sin embargo
Solamente 200-250 horas-hombre serán para el equipo CD (excluyendo equipo CA y transformadores)
Dos tercios del trabajo se puede hacer durante plena operación del enlace, y el resto del trabajo se puede hacer durante operación a media potencia, con un diseño propio
La necesidad de “especialistas” es muy reducida
Disponibilidad de un bipolo, Ejemplo
FEU= Forced Energy Unavailability (per year , of full power)
Potencia, MW FEU SEU FEU+SEUBipolo 1500 0,5% 1,0% 1,5%
Monopolo 1 0,25% 0,50% 0,75%Monopolo 2 0,25% 0,50% 0,75%
Fallas traslapadas 0,01% 1)
Fallas bipolares 0,1% 1)
0,1% 1)
SEU= Scheduled Energy Unavailability (per year , of full power)
1) (100-0,01-0,1-0,1= 99,79%), i.e.
Durante 99,79% del tiempo la capacidad de trans- ferencia para un bipolo es por lo menos 50%!
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Sistema de transmisión Itaipú, Brazil: 2 x 6300 MW
60 Hz
HVAC 6300 MW
800 kV
60 Hz
HVAC 800kV
34m
50 Hz
HVDC 6300 MW
±600kV
±600kV
60 Hz
HVDC ±600kV
34m
Fallas en la línea de HVDC. Mecanismo.
+Ud -Ud
Descargas directas: -- Solo si el blindaje falló.
Aún así, solo falla un polo.
Fallas en la línea de HVDC. Mecanismo.
+Ud -Ud -Ud
+Ud
Tierra = 0
Torre desplazada
Descargas de hasta xx kA no causan falla (Función de la resistencia a tierra y del LIWL de la línea)
Fallas en la línea de HVDC. Mecanismo.
+Ud -Ud -Ud
+Ud
Tierra = 0
Torre muy desplazada
Las descargas atmosféricas muy altas pueden causar falla en UN solo polo
Black flash-over
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Cables HVDC Diseño térmico
Diseño térmico Tamaño del conductor
Potencia de transmisión:
Corriente contínua y temporaría
Parámetros de instalación: Profundidad
Espaciamiento
Temperatura ambiental
Propiedades del suelo
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Cables HVDC: Capabilidades y limitaciones prácticas
Temperatura máxima: 70°C (Cable polimérico)
50°C (Cable MI)
Area máxima del conductor
Al: (por lo menos) hasta 2300 mm2
Cu: (por lo menos) hasta 2500 mm2
Cables de ABB para HVDC Poliméricos o con papel impregnado en aceite (MI)
© ABB Group June 19, 2013 | Slide 78
© ABB Group June 19, 2013 | Slide 79
1997 Hellsjön ± 10 kV, 3 MW
2000 Directlink, 354 km ± 80 kV, 60 MW
2009 ± 320 kV, 1200 MW 2004
Estlink, 210 km ± 150 kV, 350 MW
Cables HVDC Light
2001 Murraylink, 360 km ± 150 kV, 220 MW
Para HVDC Light ABB ha desarollado cables triple-extruidos de bajo peso y con empalmes prefabricados, que:
Son probados, secos, confiables y rápidos de montar
No require búnker de hormigón, sino solamente una cubierta de arena
Permite juntar cables con diferentes areas del conductor
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Cable HVDC Light de Murraylink (220 MW)
Voltaje nominal: 150 kV DC
Conductor: 1200/1400 mm2 Aluminio
Aislamiento: 12 mm polietileno extruído
Pantalla: Hilos de cobre, 30 mm2
Funda: HDPE
Peso: 7.0/7.8 kg/m
Diámetro: 80.2/83.7 mm
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Voltaje nominal: 320 kV DC
Conductor: 1300 mm2 Cobre
Aislamiento: 18 mm polietileno extruído
Pantalla metálica: 2.5 mm plomo laminado
Chaqueta interior: PE
Armado: 2x5 mm, alambre de acero
Cubierta exterior: Yute impregnado
Peso: 44 kg/m
Diámetro: 124 mm
Cable HVDC Light de DolWin 1 (800 MW)
© ABB Group Slide 83 PowDoc id
Transmisiones HVDC de ABB
Nelson River 2 CU-project Vancouver Island Pole 1
Pacific Intertie Pacific Intertie Upgrading Pacific Intertie Expansion Intermountain Blackwater Itaipu
Inga-Shaba
Cahora Bassa
Brazil-Argentina Interconnection I
English Ch. Dürnrohr
Sardinia-Italy Italy-Greece
Highgate Chateauguay
Quebec – New England
Skagerrak 1&2 Skagerrak 3
Konti-Skan 1&2 Baltic Cable
Fenno-Skan II
Gotland 1 Gotland 2 Gotland 3
Kontek SwePol
Chandrapur- Padghe
Rihand-Delhi
Vindhyachal
Sakuma
Gezhouba - Shanghai Three Gorges – Guangdong
Leyte-Luzon Broken Hill New Zealand 1 New Zealand 2
Three Gorges - Changzhou
Brazil-Argentina Interconnection II
Gotland
Murraylink Directlink
Cross Sound Cable
Eagle Pass
Tjæreborg
Hällsjön
Rapid City DC Tie
Vizag II
Troll A,1-4 Estlink
NorNed
Railroad DC Tie
Sapei
Valhall
Three Gorges – Shanghai
En construcción
HVDC Light
Outaouais
BorWin 1
Caprivi Link
Fenno-Skan
Xiangjiaba - Shanghai EWIP
Rio Madeira
DolWin 1
NordBalt
North East-Agra
Skagerrak 4
JinPing-SuNan
DolWin 2
Mackinac
LitPol
Åland-Finland
Railroad DC Tie Expansion
Oklaunion
Rio Madeira BtB
© ABB Group June 19, 2013 | Slide 85
Itaipú, Brazil
• Potencia: 2x3150 MW • Voltaje DC: + 600 kV • Transmisión: 785 + 805 km • Bipolos con lineas aereas • Puesta en servicio: 1984-87 • Transmisión a larga distancia
(+ redes asíncronas)
© ABB Group June 19, 2013 | Slide 86
Rio Madeira, Brazil
• Potencia: 3150 (+ 2x400) MW • Voltaje DC: + 600 kV • Transmisión: 2500 km • Bipolo con lineas aereas (+ dos BtBs) • Puesta en servicio: 2012 • Transmisión a larga distancia (+
redes asíncronas)
© ABB Group June 19, 2013 | Slide 87
Three Gorges – Guangdong, China
• Potencia: 3000 MW • Voltaje DC: + 500 kV • Transmisión: 940 km • Bipolo con lineas aereas • Puesta en servicio: 2004 • Transmisión de potencia en
masa, Estabilidad
© ABB Group Slide 88 PowDoc id
Xiangjiaba – Shanghai, China • Potencia: 6400 MW • Voltaje DC: + 800 kV • Transmisión: 2070 km • Bipolo con lineas aereas • Puesta en servicio: 2010 • Transmisión de potencia en masa,
Estabilidad
© ABB Group Slide 89 PowDoc id
Northeast-Agra, India
• Potencia: 6000 MW (+33% sobrecarga) • Voltaje DC: + 800 kV • Transmisión: 1700 km • Multiterminal bipolar con lineas aereas • Puesta en servicio: 2013-16 • Transmisión de potencia en masa
Pole 1
Pole 2
Bipole 1
Pole 3
Pole 4
Bipole 2Agra
Pole 1
Pole 2
Bipole 1
Pole 3
Pole 4
Bipole 2AlipurduarBiswanathChariali
3000 MW3000 MW 3000 MW 3000 MW
400 kV400 kV400 kV
+800 kV
~432 km ~1296 km
-800 kV
~ 900 m
~ 530 m
With space for future expansion
~ 900 m
~ 530 m
With space for future expansion
© ABB Group Slide 90 PowDoc id
JinPing-SunNan, China
• Potencia: 7200 MW (+400 MW de sobrecarga)
• Voltaje DC: + 800 kV • Transmisión: 2090 km • Bipolo con lineas aereas • Puesta en servicio: 2013 • Transmisión de potencia en masa
DC filter
DC filter
+800 kV
-800 kV
© ABB Group Slide 91 PowDoc id
Fennoskan, Suecia-Finlanda
• Potencia: 500 + 800 MW • Voltaje DC: 400 y 500 kV • Transmisión: 200 km (cable submarino) +
33/70 km (lineas aereas) • Bipolo • Puesta en servicio: 1989 y 2011 • Distancia con cable submarino
© ABB Group January 7, 2009 | Slide 93
Maduración de HVDC Light
1) 3MW,±10kV, 10 km
2) 50MW, ±80 kV, 70 km
3) 7MW, ±10kV, 9 km
4) 3 x 60MW, ±80kV, 65 km
5) 330MW, ±150kV, 40 km
6) 200MW, ±150kV, 180 km
1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006
1) Hellsjön Start of ABB VSC Development
2) Gotland 3) Tjæreborg
4) Directlink 5) Cross Sound
6) Murraylink 7) Troll A, 1-2
8) Estlink 9) Valhall
2008
8) 350MW, ±150kV, 110 km
7) 2 x 42MW, ±60kV, 70 km
10) BorWin 1
2010
11) Caprivi Link 12) East-West Interconnector
9) 78MW,150kV, 290 km
11) 300MW, 150kV, 970 km
10) 400MW, ±150kV, 200 km
2012
12) 500MW, ±200kV, 256 km
13) DolWin1
13) 800MW, ±320kV, 165 km
15) Skagerrak 4 16) DolWin 2 17) Troll A, 3-4
14) NordBalt
18) Mackinac 19) Åland-Finland
© ABB Group June 19, 2013 | Slide 94
Murraylink HVDC Light, Australia
• Potencia: 200 MW • Voltaje DC: +150 kV • Transmisión: 180 km
(dos cables subterráneos) • Puesta en servicio: 2002 • Transmisión mercantil
© ABB Group June 19, 2013 | Slide 95
BorWin1 HVDC Light, Alemania
22 m
• Potencia: 400 MW • Voltaje DC: ±150 kV • Transmisión: 203 km
• 2 x 75 km cables subterraneos • 2 x 128 km cables submarinos
• Puesta en servicio: 2009 • Conexión de un parque eólico.
© ABB Group June 19, 2013 | Slide 96
BorWin1 HVDC Light, Alemania Plataforma y Módulo HVDC Light
Parte superior (“Topside”): Peso: ~3000 toneladas (Equipo ABB: 800 toneladas) Tamaño: ~50 x 33,5 x 22 m
Parte inferior (“Jacket”): Peso: ~1500 toneladas
© ABB Group Slide 97 PowDoc id
DolWin 2 HVDC Light, Alemania
• Potencia: 900 MW • Voltaje DC: ±320 kV • Transmisión: 165 km
• 2 x 90 km cables subterraneos • 2 x 45 km cables submarinos
• Puesta en servicio: 2015 • Conexión de parques eólicos
© ABB Group Slide 98 PowDoc id
Caprivi Link Interconnector, Namibia
• Potencia: 300 MW (Fase 1) 2x300 MW (Fase 2)
• Voltaje DC: 350 kV • Transmisión: 970 km (lineas aereas) • Puesta en servicio: 2010 (Fase 1) • Transmision larga interconectando redes
débiles
HVDC Line 970 km
400 kV AC
Gerus Converter station
HVDC Line 970 km Zambezi Converter station 350 kV DC
AC Filter
Electrode Lines 25 km each
AC Filter
350 kV DC +
-
AC Filter
AC Filter
330 kV AC
© ABB Group Slide 99 PowDoc id
HVDC Light: Skagerrak 4, Noruega - Dinamarca
• Potencia: 700 MW • Voltaje DC: +/0 500 kV (monopolo) • Transmisión: 140 km
• 2 x 104 km cables subterraneos • 2 x 140 km cables submarinos
• Puesta en servicio: 2014 • Longitud de cables, redes asíncronas,
caracteristicas de HVDC Light
Interruptor de Corriente Continua de Alta Tensión “ABB resuelve el dilema AC – DC”
© ABB Group June 19, 2013 | Slide 101
HVDC Breaker Requerimientos de una red de Alta Tensión en CD
Fault clearance
Breaking current Breaking time
Fault
VSC
DC Yard
La baja impedancia caracterizada por un red CD con cables resulta en una penetración de fallas rápida y profunda
El aislamiento rápido de las partes falladas mantiene la tensión a niveles razonables para mantener la operación de las estaciones de conversión
Interruptores de Alta Tensión en CD, con tiempos de interrupción en el rango de <5 ms son requeridos para evitar el colapso de tensión en la red HVDC
También, el interruptor es necesario para el aislamiento rápido y dinámico después de fallas temporales en líneas aereas, para mantener la operación del convertidor como STATCOM
© ABB Group June 19, 2013 | Slide 102
© ABB Group Slide 103 11U0333 Rev.00
Interruptor de Alta Tensión CD Híbrido Diseño principal
El desconectador ultra-rápido más el conmutador electrónico de carga, que conforman la ruta de la corriente, tiene una caída de tensión pequeña
Diseño modular del Interruptor principal para escalabilidad y limitación del corriente
Pararrayos protegen el Interruptor y absorben la energía inductiva
Una vez que la falla se despeja, la desconexión del interruptor de corriente residual aisla los bancos de pararrayos
Medición rápida de corriente para el control interno y la protección
Current Limiting
Reactor
Load Commutation Switch
Main Breaker
Ultrafast Disconnector
Hybrid HVDC Breaker
Residual DC Current
Breaker
© ABB Group Slide 104 11U0333 Rev.00
Interruptor de Alta Tensión CD Híbrido Caracteristicas principales
Pérdidas de transferencia muy bajas en la rama principal, <0,01% de la potencia transmitida
Protección rápida y sin demora si el tiempo de apertura del seccionador ultrarápido está dentro de retardo de la protección selectiva (<2 ms)
Protección inherente debido a la limitación de corriente interna
Se pueden realizar pruebas de funcionamiento en servicio que permiten determinar la necesidad de mantenimiento
Current Limiting
Reactor
Load Commutation Switch
Main Breaker
Ultrafast Disconnector
Hybrid HVDC Breaker
Residual DC Current
Breaker
Interruptor de Alta Tensión CD Híbrido Conclusiones
El interruptor HVDC híbrido ofrece una solución técnica atractiva para lograr
Bajas pérdidas
Interrupción rápida
Soluciones escalables de alto voltaje
Limitación de corriente de falla
Eso permitirá la futura construcción económica de redes HVDC
© ABB Group June 19, 2013 | Slide 105
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