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© ABB Group June 19, 2013 | Slide 1

Tecnología HVDC Characteristicas y Beneficios

Jan G. Johansson, Power Systems – HVDC, Santiago de Chile, 2013-06-05


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.


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


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.


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



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


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.


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


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


Capacidad de transferencia de un circuito HVDC HVDC +/- 600 kV

HVDC +/- 800 kV


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


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


Tecnologías HVDC


Diferentes tipos de convertidores HVDC

Conmutación natural; HVDC Clásico; convertidores de corriente (CSC) Conmutación forzada; HVDC Light; convertidores de voltaje (VSC)


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


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


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


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 =


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


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

~~


HVDC Light – Una dimensión más

HVDC

SVC

HVDC Light


HVDC Light Conmutación forzada – Voltaje

+Udc1

Udc1

Usw Udc2

+Udc2


HVDC Light Conmutación forzada y modulación de ancho de pulsos


HVDC Light: Diferentes típos de modulación

Dos niveles

Voltaje de salida Circuito

Multi-niveles


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


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


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)


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


Configuraciones


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



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


Perdidas +

Disponibilidad +

HVDC Multi-terminal

1500 MW 1500 MW P MW

Costo para estaciones convertidoras -


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


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)


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

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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


Equipo y Mantenimiento

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

Baltic Cable, Enlace HVDC monopolar de 600 MW Conversora HVDC Clásica

L36994

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

Disposición de componentes en un “piso”

Módulo de tiristores

Módulo de tiristores de 5”, seis posiciones

Thyristor

Capacitor

Resistors

TCU

Módulo de tiristores de 5”, nueve posiciones

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 %


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

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 transferencia para un bipolo es por lo menos 50%!


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 -Ud

+Ud

Tierra = 0 Torre = 0


+Ud -Ud

Descargas directas: -- Solo si el blindaje falló.


+Ud -Ud

Descargas directas: -- Solo si el blindaje falló.

Aún así, solo falla un polo.


+Ud -Ud -Ud

+Ud

Tierra = 0

Torre desplazada


+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)


+Ud -Ud -Ud

+Ud

Tierra = 0

Torre muy desplazada

Las descargas atmosféricas muy altas pueden causar falla en UN solo polo

Black flash-over


Cables


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


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)



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


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


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)


Referencias, ABB HVDC


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



Tecnología Clásica


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)


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)


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


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


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


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


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



Tecnología Light

© 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


Murraylink HVDC Light, Australia

• Potencia: 200 MW • Voltaje DC: +150 kV • Transmisión: 180 km

(dos cables subterráneos) • Puesta en servicio: 2002 • Transmisión mercantil


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.


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


DolWin 2 HVDC Light, Alemania

• Potencia: 900 MW • Voltaje DC: ±320 kV • Transmisión: 165 km


• Puesta en servicio: 2015 • Conexión de parques eólicos


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


HVDC Light: Skagerrak 4, Noruega - Dinamarca

• Potencia: 700 MW • Voltaje DC: +/0 500 kV (monopolo) • Transmisión: 140 km


• Puesta en servicio: 2014 • Longitud de cables, redes asíncronas,

caracteristicas de HVDC Light


Interruptor de Alta Tensíón en CD

Interruptor de Corriente Continua de Alta Tensión “ABB resuelve el dilema AC – DC”


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 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


2013-06-05 tecnología hvdc characteristicas y …€¦ · capabilidad de transmisión versus...

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