FACTS & HVDC. ET PS Day. 10.Cases in Argentina

Transcripción

1 Mario Nelson Sales & Marketing FACTS / HVDC Siemens Ltda, São Paulo, Brazil ET PS Day 10.Cases in Argentina FACTS & HVDC 1 Innovation Day 5/7/10 - HVDC-FACTS

2 Red de Transporte em 500 kv Actual 2 Innovation Day 5/7/10 - HVDC-FACTS

3 Corredores de 500 kv Saturados Guia de Referencia Transener 3 Innovation Day 5/7/10 - HVDC-FACTS

4 Red de Transmission Innovation Day 5/7/10 - HVDC-FACTS

5 1,600 kv 1,400 1,200 1,000 Desarrollo de la Transmisión CA Razonables Extensiones de Líneas: 1,000 kv: arriba 2,000 km 800 kv: hasta 1,500 km 500 kv: hasta 1,000 km ** 6 Pero, algunos Países irán para 1 MV * Year kv Lauchhammer Riesa / Germany (1911) kv Brauweiler Hoheneck / Germany (1929) kv Boulder Dam Los Angeles / USA (1932) kv Harspranget Halsberg / Sweden (1952) kv Montreal Manicouagan / Canada (1965) 6 1,200 kv Ekibastuz Kokchetav / USSR (1985) Posición Inicial: 800 KV como norma realística 5 Source: Siemens E D SE PTI Innovation Day 5/7/10 - HVDC-FACTS 2010 * China (1,000 kv en Construcción) y India (1,200 kv en Planificación) están actualmente implementando un sistema de transmisión CA de UAT y largo potencia ** Brasil: Interconexión Norte-Sur

6 Cuanto largo puede ser un sistema síncrono? Relacion Costo x Performance Limitaciones de largos Sistemas CA Beneficios, Esfuerzos Ventajas de la Operación Interconectada Sistemas de Transmisión en Longa Distancia Estabilidad de Tensión Problemas de Potencia Reactiva Estabilidad en Régimen Permanente Estabilidad Transitoria Oscilaciones sub síncronas Sistemas Interconectados Problemas de Flujo de Carga Control de Frecuencia Estabilidad de Tensión Oscilaciones Inter-área Riesgo de Blackout Interacciones físicas entre sistemas Beneficios Optimum Óptimo Esfuerzos Extensión de la red interconectada Cuando el sistema síncrono es muy largo Las Ventajas disminuyen 6 Innovation Day 5/7/10 - HVDC-FACTS

7 NEA - NOA Mejora la confiabilidad del sistema, más con limitaciones, por ejemplo: Estabilidad Control de Tensión Solución: Compensación Serie en la ambas salidas de líneas de 500 kv de la ET Monte Queimado Compensación Shunt Controlada (SVC) en Centro 7 Innovation Day 5/7/10 - HVDC-FACTS

8 Compensación Serie Fija Siemens CHESF-S.J.Piaui 8 Innovation Day 5/7/10 - HVDC-FACTS

9 Banco Compensación Serie Fijo Diagrama Unifilar típico bypass disconnect motor operated isolating disconnects with ground switch line current CT MOV with CT cap overload CT damping reactor capacitors c/w unbalance CT gap current damping resistor CT platform boundary fault to platform CT triggered spark gap Platform bypass switch 9 Innovation Day 5/7/10 - HVDC-FACTS

10 Improvement of Voltage Profile with SVC V 1 V 2 V 2N Load 230 kv km V 2 SVC Grid a) b) c) d) System Conditions: a) Heavy Load b) Light Load c) Outage of 1 Line (at full Load) d) Load Rejection at Bus 2 without SVC with SVC (var. Slope) The maximal Voltage Control Range depends on: Q SVC /SCP * * SCP = Short-Circuit Power (System MVA) 10 Innovation Day 5/7/10 - HVDC-FACTS

11 Compensación Shunt Controlada Static Var Compensator (SVC) Control de tensión Control de potencia reactiva para cargas débiles Amortiguamiento de oscilaciones de potencia activa Mejoría de la estabilidad de la red Regulación TCR TSC FC 11 Innovation Day 5/7/10 - HVDC-FACTS

12 Compensación Shunt Controlada Siemens SVC Bom Jesus da Lapa, Terna, Brasil 500 kv/17.5 kv, -250/+250 MVar 12 Innovation Day 5/7/10 - HVDC-FACTS

13 COMAHUE - CUYO Solucionara el problema de falta de confiabilidad del área Cuyo, reducir los costos de despacho de SADI,incrementar la capacidad de transporte para las áreas Comahue y Patagonia. Necesidades: Aumento de capacidad de transmisión Reducción de eventual resonancia sub-sincronica (RSS) Mejoría de la Estabilidad Transitoria y Dinámica del Sistema Solución: Compensación Serie en las ET Rio Diamante y El Cortaderal (70%) con parte fija (FSC) y controlada (TCSC) 13 Innovation Day 5/7/10 - HVDC-FACTS

14 Patagonia-Choel-Choel-Abasto c/rio Turbio Para permitir evacuar generación de Rio Turbio (250 MW) Generación Eolica (~400 MW), con una única línea de 500 kv desde Patagonia y otra linea de 500 kv desde Choele hasta Abasto. Necesidades: Aumento de capacidad de transmisión de la línea Rio Santa Cruz hasta Choele Reducción de eventual resonancia sub-sincronica (RSS) Mejoría de la Estabilidad Transitoria y Dinámica del Sistema (eliminación de oscilaciones de potencia) Solución: Compensación Serie en las ET Rio Santa Cruz, Sta.Cruz Norte y P.Madryn (70%) con parte fija (FSC) y controlada (TCSC) Compensación Shunt Controlada (SVC) 14 Innovation Day 5/7/10 - HVDC-FACTS

15 FACTS-Compensación Serie Fija(FSC) y Controlada (TCSC) ~ ~ TCSC FSC Fixed Series Compensation Aumento de la capacidad de transmissión Thyristor Controlled Series Compensation Amortiguación de oscilaciones de potencia Control de Flujo de Carga Mitigación de Resonancia Sub-sincronica 15 Innovation Day 5/7/10 - HVDC-FACTS

16 Proyecto Siemens en India: 2 x500kv 65Mvar TCSC- 350Mvar FSC (Pinguo) Parte Variable (TCSC) Parte Fija (FSC) 16 Innovation Day 5/7/10 - HVDC-FACTS

17 GRANDES CENTRALES QUE REQUIEREN RED DE TRANSMISION Cobo s Monte Quemado Saenz Peña Formosa San Isidro La Rioja 2009 Mercede s 3)DESDE AREA CUYO Y COMAHUE POR CENTRALES LOS BLANCOS, CORDON DEL PLATA, CHIHUIDO Y OTRAS Los Reyunos Arroyo Cabral 1) DESDE AREA NEA POR CENTRALES BINACIONALES GARABI-RONCADOR (SOBRE EL RIO URUGUAY) 2) DESDE AREA PATAGÓNICA POR CENTRALES CONDOR CLIFT, LA BARRANCOSA, RIO TURBIO Y EÓLICAS Sta Cruz Norte Referencia:Cammesa 17 Innovation Day 5/7/10 - HVDC-FACTS

18 FUTURAS CENTRALES PATAGONICAS 2012 PARQUE EÓLICO GASTRE1300 MW PROYECTOS EOLICOS EN AREA PATAGONIA (con solicitud de acceso presentadas y a presentar: LA BARRANCOSA 360 o 600 MW Santa Cruz Norte MALASPINA 80 MW SARAI 300 MW KOLUEL KAYKE 50 MW 3 GAL 26 MW RAWSON 80 MW EL ANGELITO 200 MW PTO MADRYN 220 MW LA DESEADA 600 MW AMEGHINO 40 MW LOMA BLANCA 200 MW Potencia Nominal 1800 MW CONDOR CLIFF 760 o 1140 MW Río Santa Cruz RIO TURBIO 250 MW La Esperanza Río Gallegos 18 Innovation Day 5/7/10 - HVDC-FACTS

19 Componentes Principales de un Terminal Bipolar HVDC AC Sistema A AC Sistema B Control, Protección, Supervisión DC filter Para/ de otro terminal Polo 1 1. Subestación CA 2. Filtros CA 3. Transformadores AC filter DC filter Polo 2 4. Válvulas de Tiristores 5. Reactores de Aislamiento y Filtros CC Equipos CC 19 Innovation Day 5/7/10 - HVDC-FACTS

20 HVDC Classic Ejemplo Control Building Valve Hall Transformers AC, AIS Switchyard DC Hall DC Cable Entry AC Filters 20 Innovation Day 5/7/10 - HVDC-FACTS

21 Caso Argentino: Conexión de las Centrales de Patagonia: HVDC o HVAC? Como conectarse el Parque Eólico a la red? 21 Innovation Day 5/7/10 - HVDC-FACTS

22 DC versus AC: Distancia Break-Even Consideraciones Básicas Costos de Investimento 2 x SSC Distancia Break-Even Costos totales CA Costos totales CC Distancia Break-Even : ~ 1,000 MW / 700 km 2 x SSC Costos del Terminal CC Costos de Linea CC Costos de Linea CA Costos del Terminal CA incluyendo Transformadores de Red Distancia de Transmisión SSC = Compensación Serie & Shunt de las líneas CA necesarias para cada sección de línea Pero si: f 1 f 2 La Distancia Break-Even es: Zero km 22 Innovation Day 5/7/10 - HVDC-FACTS

23 Comparación de Costos HVDC x HVAC HVAC cents/kwh Cents/kWh Loss costs Costos de Perdidas AC System AC System 1,5 costs Costos de Investimento 1.5 Reducción de 61 % Costos de Perdidas & CO 2 con 800 KV DC 1,0 1.0 AC System HVDC AC System 0,5 0.5 HVDC HVDC kv kv 650 kv HVAC3 HVAC3 X 3 X X kv 500 kv kv HVAC HVAC2 HVAC2 2 X X X kv 735 kv kv HVAC 1x 765 kv 3 Líneas: para Redundancia Para Comparación: Reducción en Perdidas Con 800 kv CC Ejemplo:2000 MW, 900 km Source: Siemens PTD SE PTI Innovation Day 5/7/10 - HVDC-FACTS

24 Transmissión HVDC 3000 MW en etapas Alternativa KV o kv 750 MW o 1500MW 750 MW o 1500 MW Alternativa Bipole 1500MW / Linea 1500MW o Bipole 3000MW / Linea 3000MW KV o +600 kv 24 Innovation Day 5/7/10 - HVDC-FACTS

25 Transmissión HVDC 3000 MW en etapas Alternativa 3a +500 KV o kv 750 MW / 2. etapa 750 MW / 1. etapa Alternativa 3a extensión serie 750 MW / 1.etapa Posible si la línea fuer construida para 3000 MW 1.Bipolo con tensión de KV(o +300kV) 750 MW / 2.etapa Elevadas corrientes y perdidas en el 1. etapa KV o kv 25 Innovation Day 5/7/10 - HVDC-FACTS

26 Transmissión HVDC 3000 MW en etapas Alternative 3b KV o +600 kv 750 MW / 1.estagio 750 MW / 2.estagio Alternativa 3b Extensión paralela 750 MW / 1.estagio 750 MW / 2.estagio Convertidores tienen que ser construidos con asilamiento pleno (+500 o 600 kv) Mayor costo KV o kv 26 Innovation Day 5/7/10 - HVDC-FACTS

27 Grandes Interconexiones Beneficios de la Solución Hibrida CA-CC Sistema 1 Sistema 2 a) Interconexión CA: - muchas Líneas no inicio, por razones de Estabilidad - Elevados costos para ajustar el Sistema (Control de Frecuencia, Generación de Reserva - Plazo extenso para su realización (hasta 10 anos) b) Interconexión CC: - 1 Link es suficiente para una interconexión estable - Realización rápida 2,5-3 anos c) Interconexión Hibrida CA-CC: - Solución síncrona,que mejora la estabilidad del sistema CA existente - Empezando con CC y Expansión con CA 27 Innovation Day 5/7/10 - HVDC-FACTS

28 Beneficios de la Solución con Interconexion Hibrida Sistema instable Sistema estable CC apoya el link CA en la Estabilidad PTD H 1 MT/Re Innovation Power Transmission Day 5/7/10 -and HVDC-FACTS Distribution

29 Conclusión: En el caso de la interconexión de Patagonia la alternativa HVDC es la mas ventajosa Menores Costos Menores Perdidas Baja Servidumbre Con el sistema CA existente constituí una solución hibrida mas estable Elevada confiabilidad Mayor capacidad por conductor, líneas de construcción mas simple Posibilidad de ampliación en etapas 29 Innovation Day 5/7/10 - HVDC-FACTS

30 Otras Ventajas de la Solución en HVDC: El Rating de la interconexión es determinado solamente pela actual Demanda de la Capacidad de la Transmisión,en cuanto que con la Solución CA, por razones de estabilidad, el Rating debe ser mayor que la demanda actual en el cambio de potencia Aumento de potencia de trasferencia: con DC, pode ser fácilmente posible en etapas Con DC, el cambio de Potencia entre 2 Sistemas pode ser exactamente determinado por el Operador do Sistema Características DC :Control de Tensión y Amortiguación de la Oscilación de Potencia DC es a Barriera contra Problemas de Estabilidad y Colapso de Tensión DC es una Protección(Firewall) contra Blackouts en serie Predeterminado suporte mutuo entre os sistemas en Situaciones de Emergencia 30 Innovation Day 5/7/10 - HVDC-FACTS

31 Como conectarse el Parque Eólico a la red? Solución: Siemens Grid Access Solutions Alberto Schultze Director Sales & Marketing Buenos 31 Aires, Julio 2010 Innovation Day 5/7/10 - HVDC-FACTS

32 Examples for Grid Access Projects: Typical AC and DC Transmission for Offshore WP G ~ G ~ Platform Switchgear SVC PLUS MSC MSR G ~ MSCDN G ~ Platform Switchgear Platform HVDC PLUS G ~ Grid G ~ Onshore HVDC PLUS 32 Innovation Day 5/7/10 - HVDC-FACTS

33 SVC PLUS Projects and References Greater Gabbard Project East Coast, Suffolk, UK near Sizewell Nuclear Power Station SVC PLUS in Service beginning of 2010 (total project 2011) Greatest Off-shore Wind Power Project worldwide 500MW Wind Power Reactive Power Compensation Scope: 3 x SVC PLUS L 132kV / 13.9kV 33 Innovation Day 5/7/10 - HVDC-FACTS