Introducción - CIGRE · por agua, provistas con ETT (tiristores disparados electricamente) y...
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© ABB Pow
er Technologies.
Pow
er Systems DC 1
abb.com/hvdc
HVDC Transmisión de potencia
digna de confianza
Seminario Internacional Cigré 2005
Confiabilidad de los Sistemas Eléctricos
Santiago 2729 Noviembre, 2005
Introducción
Al planear una interconexión se debe considerar: n Frecuencia de los sistemas
n Potencia a transferir
n Distancia
n Rigidez de los sistemas
n Evaluación de perdidas
n Requerimientos de confiabilidad
n Aspectos medioambientales
n Permisos
n Etc.
Hay dos alternativas principales: n Un (o Varias) enlace(s) en corriente alterna (HVAC) n Un enlace en corriente directa (HVDC)
U 1 sin(α 1 ) U 1 sin(α 2 )
X (~ a la distancia)
) sin( 2 1 2 1 α α − ⋅
⋅ =
X U U P
° < − 30 2 1 α α (para mantener estabilidad transitoria)
Xtot=Xl Xc
Interconexión con HVAC
Capcidad de transferencia de un circuito HVAC
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
500
550
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700
750
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900
950 1000 1050 1100 1150 1200 1250 1300 1350 1400 1450 1500 km
MW
Caso básico: Línea de 230 kV sin compensación, α 1 α 2 =20
Caso: Línea de 230 kV sin compensación, α 1 α 2 =30 Caso: Línea de 230 kV con 50% de compensación, α 1 α 2 =30 Caso: Línea de 500 kV sin compensación, α 1 α 2 =20 Caso: Línea de 500 kV sin compensación, α 1 α 2 =30 Caso: Línea de 500 kV con 50% de compensación, α 1 α 2 =30
Capacidad de transferencia de una linea HVAC
0
200
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900
950 1000 1050 1100 1150 1200 1250 1300 1350 1400 1450 1500 km
MW
Caso básico: Línea de 230 kV sin compensación, α 1 α 2 =20
Caso: Línea de 230 kV sin compensación, α 1 α 2 =30 Caso: Línea de 230 kV con 50% de compensación, α 1 α 2 =30 Caso: Línea de 500 kV sin compensación, α 1 α 2 =20 Caso: Línea de 500 kV sin compensación, α 1 α 2 =30 Caso: Línea de 500 kV con 50% de compensación, α 1 α 2 =30
U 1 sin(α 1 ) U 1 sin(α 2 )
X (~ a la distancia)
) sin( 2 1 2 1 α α − ⋅
⋅ =
X U U P
° < − 30 2 1 α α (para mantener estabilidad transitoria)
Interconexión con HVDC
DC (Corriente Directa) U 1 sin(α 1 ) U 1 sin(α 2 )
El flujo de potencia no depende de los ángulos de los sistemas.
DC DC I U P ⋅ = N DC I I < < 0
DC DC I U P ⋅ − = −
AC (Corriente Alterna)
0
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900
950 1000 1050 1100 1150 1200 1250 1300 1350 1400 1450 1500 km
MW
Caso básico: Línea de 230 kV sin compensación, α 1 α 2 =20
Caso: Línea de 500 kV con 50% de compensación, α 1 α 2 =30
HVDC +/ 500 kV
Capacidad de transferencia de un circuito HVDC
Tradicionalmente HVDC ha sido elegido cuando: n se interconectan redes asíncronas n la distancia a transmitir es considerable (por tierra o por agua) n se requiere mejorar la estabilidad de la red
¿Por qué corriente directa (HVDC)?
Hoy día podemos agregar: n Alta controlabilidad n Derecho de vía n Servicios auxiliares n Aplicaciones particulares:
n Conectar energía renovable a la red n Alimentar cargas aisladas remotas n Transmisión Mercantil
HVDC – Alta controlabilidad
I d R d
+
U d1 U d2
+
P d2 P d1
U d1 U d2 R d I d P d1 P d2 100 99 1 1 100 99 101 99 1 2 202 198
99 100 1 1 99 100
P = U d1 (U d1 U d2 ) R
X
HVDC – una interconexión de potencia controlable HVDC – un muro contrafuego
1
Apagón Aug 14, 2003 – EE.UU. Noreste y Canada
Source: Public Power Weekly, August 25, 2003
1
Apagón Aug 14, 2003 – EE.UU. Noreste y Canada
Todavía 40 000 MW de 62 000 MW fuera de servicio
Source: Public Power Weekly, August 25, 2003
Apagón Aug 14, 2003 – Flujo de potencia a New England
147 MW
200 MW 500 MW
Source: Public Power Weekly, August 25, 2003
Derecho de vía Transmisión de 3000 MW
HVAC (500 kV)
o
HVDC (500 kV)
Confiabilidad de HVDC, Fallas de tiristores
Estadísticas de fallas en plantas HVDC de ABB con válvulas enfriadas por agua, provistas con ETT (tiristores disparados electricamente) y puestas en servicio durante los 80’s y 90’s:
0.025 % 43 171 360 1997 1999
0.078 % 499 640 512 1984 1999
Porcentaje Tir istores fallados Años tir istor Per íodo
Nota: Solo una fracción de las fallas está relacionada con el sistema de disparo de tiristores.
Confiabilidad de HVDC, Indisponibilidad (FEU)
Ejemplos de proyectos grandes (3000 MW) recientes:
n Three GorgesChangzhou: 0.34% desde Nov. 8, 2003 hasta Oct. 31, 2005 (de los cuales 0.25% no atribuibles equipo ABB)
n Three GorgesGuangdong: 0.93% desde Mayo 27, 2004 hasta Oct. 31, 2005
Comparación de Disponibilidad, Ejemplo
FEU= Forced Energy Unavailability (per year and 600 MW)
Potencia, MW FEU SEU FEU+SEU Monopolo 2000 1% 1% 2% Bipolo 2000 1% 1% 2%
Monopolo 1 0,5% 0,5% 1% Monopolo 2 0,5% 0,5% 1%
Fallas traslapadas 0,01% 1)
Fallas bipolares 0,1% 1) 0,1% 1) SEU= Scheduled Energy Unavailability (per year and 600 MW)
1) (1000,010,100,01= 99,79%), i.e.
Durante 99,79% del tiempo la capabilidad de trans ferencia para un bipolo es por lo menos 1000 MW!
HVDC Light – Una dimensión más
HVDC
SVC
HVDC Light
Modulación del Ancho de Pulso con HVDC Light ®
Diagrama P/Q típica de HVDC Light ®
Notas: • Típica para un BtB • Válida en todo rango de voltaje
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.)
Q gen (p.u.) Q abs (p.u.)
La potencia activa y reactiva se controla con la amplitud del voltaje U V(1) y el ángulo entre éste y el voltaje de la red.
δ ⋅ − ⋅ =
δ ⋅ ⋅
=
X ) cos U U ( U
Q
sin X U U
P
sw ac ac
sw ac
Se puede operar en qualquier punto dentro de la áera de capabilidada
Rectificador
Invertidor
HVDC Light ® en paralelo con CA
Reducción de perdidas en el sistema CA, ...
P AC
P DC
U AC
Rechazo de carga
Voltaje prefalla Sistema CA tradicional
Voltaje permisible
U AC
Rechazo de carga
Con HVDC Light ® Voltaje permisible Voltaje pre falla
Sistema CA tradicional
... porque se puede despachar a un voltaje mas alto
HVDC Light ® HVDC Light ® un ayudante de redes
1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006
1) Hellsjön Demo Proj
Start Light Development
2) Gotland Light 3) Tjæreborg
4) Directlink 5) Cross Sound
6) Murraylink
a) Hagfors
7) Troll A
b) Eagle Pass c) Moselstahlwerk
f) Holly
8) Estlink
1) 3MW,±10kV
a) 044 MVAR
2) 50MW,±80 kV 3) 7MW,±10kV 4) 3x 60MW,±80kV
b) 2x36 MVAR e) 0164 MVAR
5) 330MW,±150kV 6) 200MW, ±150kV
Maduración de HVDC & SVC Light
Common VSC Development
1 st Generation
2 nd Generation
1 st Generation
2 nd Generation
ABB IGBT
d) Evron e) Avesta Polarit
7) 2x40MW,±60kV
3 rd Generation
f) ±100 MVAR
g) ZPSS
g) 0164 MVAR
HVDC Light ®
SVC Light ®
FUJI IGBT
HVDC Transmisión de potencia digna de confianza
Desarollo
800 kV HVDC ¿Porque?
Costos y perdidas estimados de líneas y term inales para transm itir 6000 MW una distancia de 2000 km
2000
2500
3000
3500
4000
4500
5000
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Pérdidas de líneas, %
MUSD
500 kV AC 7 lineas
800 kV AC 3 lineas
500 kV DC 2 lineas
600 kV DC 2 lineas
1000 kV AC 2 lineas
800 kV DC 1 lineas
800 kV HVDC ¿Como?
n Dos grupos de 12pulsos por polo
n Potencia máxima de 6400 MW
n Datos de los transformadores (6200 MW) n No 24 unidades n 1Ø2W 320 MVA n Peso 310 toneladas n Dimensiones 8 x 4 x 5 metros
n Configuración similar en operación en Itaipú desde hace 20 años
2005 2006 2007 2008 2009 2010 Desarollo de equipo de 800 kV Boquilla Transformador Prueba de larga duración
Primero proyecto comercial de +/800 kV Estudio de factibilidad Adjudicación
Diseño de sistema é ingeneria detallada Producción
Montaje del polo 1 Pruebas y puesta en servicio del polo 1 Operación comercial del polo 1
Montaje del polo 2 Pruebas y puesta en servicio del polo 2 Operación comercial del polo 2
Diseño/producción/prueba Diseño/producción/prueba
800 kV HVDC ¿Cuando?
1500 A 1000 A 500 A DC Voltage
1000 MW 700 MW 350 MW +/ 300 kV
280 MW 180 MW 90 MW +/ 80 kV 500 MW 350 MW 170 MW +150 kV
Extensión del rango de HVDC Light ®
Disponible 2000
Disponible 2004
Disponible 2006
Subterraneamiento con HVDC Light ®
El costo para poner una línea de transmision subterránea ya no es 510 veces mas alto que usar linea aerea. Es comparable !!
Adicionalmente, se obtiene una transmisión técnica superior y ambientalmente atractiva, y se pueden usar derechos de vía existentes de lineas de transmision, gasoductos, ferrocarriles, etc.
Distancia: n 400 km
Alternativas: n 400 kV CA, linea aerea n ±300 kV HVDC Light ®
Benefícios con HVDC Light ® : n Tiempo de proyecto mas corto (23 años)
debido a proceso de permisos mas fácil
n Aumento de la transferencia de potencia en lineas CA existentes
n Mejora el balance de potencia reactiva en el sur de Suecia
Estado del proyecto: n Evaluación final en curso. Decisión en 2005
Proyecto “ Enlace Sur” con HVDC Light ® en Suecia
Posible aplicación de HVDC Light ® , hasta 1000 MW !!
Conclusiones
Ventajas particulares con HVDC n Control de flujo de potencia bidireccional n Inversion mas baja para transmisiones de larga distancia n Interconexión asíncrona n Transmisión mejorada en circuitos CA paralelos n Mas de 3 veces la potencia en el mismo derechodevía
Ventajas particulares de HVDC Light ®
n Control independiente de potencia activa y reactiva n Mejor operación en red existente n Interfaz simplificado con red CA de conexión n Conexión de cargas pasivas n Proceso de permisos simplificado por uso de cables
Aplicaciones
HVDC Transmisión de potencia digna de confianza
Itaipú Binacional, Brazil • Potencia: 2x3150 MW • Voltaje CD: + 600 kV • Transmisión: 785/805 km • Dos bipolos con lineas aereas • Puesta en servicio: 198487 • Interconexión asíncrona
Pacific Intertie, EE.UU. • Potencia: 3100 MW • Voltaje CD: + 500 kV • Transmisión: 1360 km • Bipolo con lineas aereas • Puesta en servicio: 19702004 • Transmisión de potencia en masa, Estabilidad
3100 A +500 kV
500 kV
2000 A +500 kV 1100 A
500 kV
HQ – NE, Canada EE.UU. • Potencia: 2000 MW • Voltaje CD: + 450 kV • Transmisión: 1480 km • Bipolo (Multiterminal) con lineas aereas
• Puesta en servicio: 199092 • Transmisión de potencia en masa, Interconexión asíncrona
Three Gorges – Guangdong, China • Potencia: 3000 MW • Voltaje CD: + 500 kV • Transmisión: 940 km • Bipolo con lineas aereas • Puesta en servicio: 2004 • Transmisión de potencia en masa, Estabilidad
Cross Sound Cable HVDC Light ® , EE.UU. • Potencia: 330 MW • Voltaje CD: ± 150 kV • Transmisíon: 42 km (dos cables submarinos)
• Puesta en servicio: 2002/2003 • Transmisión comercial
Murraylink HVDC Light ® , Australia • Potencia: 200 MW • Voltaje CD: +150 kV • Transmisión: 180 km (dos cables subterráneos)
• Puesta en servicio: 2002 • Transmisión comercial
Transmisiones ABB HVDC
Nelson River 2 CUproject Vancouver Island Pole 1
Pacific Intertie Pacific Intertie Upgrading
Pacific Intertie Expansion
Intermountain Blackwater
Itaipu IngaShaba Cahora Bassa BrazilArgentina Interconnection I
English Channel
Dürnrohr SardiniaItaly ItalyGreece
Highgate Chateauguay Quebec – New England
Skagerrak 1&2 Skagerrak 3 KontiSkan 1 KontiSkan 2 Baltic Cable
FennoSkan
Gotland 1 Gotland 2 Gotland 3
Kontek SwePol
Chandrapur Padghe
RihandDelhi
Vindhyachal
Sakuma GezhoubaShanghai Three Gorges – Guangdong LeyteLuzon Broken Hill New Zealand 1 New Zealand 2
Three Gorges Changzhou
BrazilArgentina Interconnection II
Gotland
Murraylink Directlink
Cross Sound Cable Eagle Pass
Tjæreborg
Hällsjön
Rapid City DC Tie
Vizag II
Troll A Estlink
NorNed
Gracias por su atención! Jan G. Johansson
Gerente Regional de Proyectos HVDC
abb.com/hvdc
HVDC Transmisión de potencia digna de confianza
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TPS/
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7Fi
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A new innovation within FACTS family Dynamic Flow
Controller(DynaFlow)
Mojtaba Noroozian
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Outline
Introduction, existing power flow devices
Presentation of the new concept
Conclusions
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amePresent Power Flow Control Devices
• Phase Shifting Transformer (PST)
-Impact on angle and voltage stability
-Moving mechanical parts
-Slow
+Reasonable price
+Effective
+Robust
+Simple11V 22VV
1V
2V
V∆
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Present Power Flow Control Devices
• UPFC
11V 22V
1V
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V∆
Converter 1 Converter 2
P,Q
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Present Power Flow Control Devices (UPFC)
-Expensive compared to the conventional devices
-Losses
-Sensitive to line short circuit
+Continuous control+Speed +Voltage control (V1)
+Simultaneous control of active and reactive power (P,Q)
That high speed is not used by a transmission system.It is rare that one can observe different power system problems (voltage, power flow and power swing) i one place Controlling a line reactive power is not necessary.
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Two PFC Alternatives
PST XCR
L C
Advantages
Speed (fast)
Modularity and Extendibility
No moving mechanical parts
Drawbacks
Not effective for low currents
Consumption of reactive power
Resonances
Advantages
Simple and well-established technology
Good System Characteristic
Relatively low losses
Drawbacks
Speed (Slow)
Tap-changer under high current
Transportation
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DynaFlow
seriestransformer
shunttransformer
Tap-ChangerControl
MasterControl
Thyristor Control
SysytemInputs
L1 L2 L3
MSC
C
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7Fi
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DynaFlow: Operating Strategy
seriestransformer
shunttransformer
Tap-ChangerControl
MasterControl
Thyristor Control
SysytemInputs
L1 L2 L3
MSC
C
XCR is operated first:
to relieve the overload to a certain level with secure reactive power. PST will work to ajust the power if it is needed.
For increasing the power from a low level, PST and XCR will operate
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TPS/
R 2
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7Fi
le n
ame
DynaFlow: Main feature
seriestransformer
shunttransformer
Tap-ChangerControl
MasterControl
Thyristor Control
SysytemInputs
L1 L2 L3
MSC
C
XCR and PST can be optimized for the best satisfaction of the customer requirement.
Faster response when needed.
Lower frequency operation of tap-changer
Better Modularity and extendability
Transportation
Higer availability
Combines advantages of PST and XCR
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0-
UTP
S/R
200
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File
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e
DynaFlow: Values to the Customers
seriestransformer
shunttransformer
Tap-ChangerControl
MasterControl
Thyristor Control
SystemInputs
L1 L2 L3
MSC
C
Dynamic power flow control for low and high loadingReactive power balance control Dynamic power flow control for long and short (meshed) systems Damping of power swingsBehavior similar to "thyristor switched series capacitor"without physical series capacitor
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UTP
S/R
200
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File
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DynaFlow: Values to the Customers
seriestransformer
shunttransformer
Tap-ChangerControl
MasterControl
Thyristor Control
SystemInputs
L1 L2 L3
MSC
C
Transport becomes easier compared to phase shifterBetter extendability compared to PST.Possibility for assist dynamically the existing phase shifters.
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2-
UTP
S/R
200
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File
nam
e
ELIA Case
seriestransformer
shunttransformer
Tap-ChangerControl
MasterControl
Thyristor Control
SystemInputs
L1 L2 L3
MSC
C
•Shunt & series transformer: 600 MVA
• Series Voltage:
• Shunt & series transformer: 300 MVA
kV100±
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3-
UTP
S/R
200
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File
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e
Price Estimation
11V 22V
1V
2V
V∆
V∆
Converter 1 Converter 2
P,Q
UPFC DynaFlow
seriestransformer
shunttransformer
Tap-ChangerControl
MasterControl
Thyristor Control
SysytemInputs
L1 L2 L3
MSC
C
Price: 0.3-0.4 P.u.Price: 1 P.u.
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4-
UTP
S/R
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Conclusions
DynaFlow can be used as a power flow controller with a desired resolution and sufficiently fast response.
Easier transportation, better availability, extendibility and modularity features.
DynaFlow can be used for damping of power swing very effectively.
DynaFlow does not inject any harmonic into the system.
DynaFlow can contribute to voltage stability.
The ratio of cost to the attainable benefits is very attractive.