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1 Innovation Day 5/7/10 - HVDC-FACTS 1 a través de Soluciones Avanzadas con Electrónica de Potencia FACTS & HVDC Sistemas de Transmisión más Eficientes Mario Nelson Lemes-[email protected] Sales & Marketing FACTS / HVDC Siemens Ltda, São Paulo, Brazil

16 30 Hs HVDC_FACTS Mario Lemes - Alberto Schultze

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1 Innovation Day 5/7/10 - HVDC-FACTS1

a través de Soluciones Avanzadas con Electrónica de Potencia

FACTS & HVDC

Sistemas de Transmisión más Eficientes

Mario Nelson [email protected] & Marketing FACTS / HVDCSiemens Ltda, São Paulo, Brazil

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2 Innovation Day 5/7/10 - HVDC-FACTS

Transmisión de Energía – La Ecuación Básica

UU11 UU22

UU11 UU22

Compensación paralela (U… Voltajes)

XX

XX

Compensación serie (X… Impedancia)

G ~ G ~

,, 1 ,, 2

sin (sin ( 1 - 2)

Control flujo carga (ángulo de transmisión)

PP

PP ==

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3 Innovation Day 5/7/10 - HVDC-FACTS

130 ≤ kV ≤ 800300 ≤ MW ≤ 7,000130 ≤ kV ≤ 800300 ≤ MW ≤ 7,000

Ratings LDT:

Líneas hasta > 2,000 km

... o con Cable/ Línea -Transmisión en Longa Distancia

Back-to-Back - el Link corto ...

fA = 50 Hz Ejemplo fB = 60 Hz

Filtros Filtros

13.8 ≤ kV ≤ 55030 ≤ MW ≤ 1,200

13.8 ≤ kV ≤ 55030 ≤ MW ≤ 1,200

Ratings B2B :

Control de Potencia & TensiónBloqueo de la Corriente de Falta

Transmission HVDC

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4 Innovation Day 5/7/10 - HVDC-FACTS

Red de Transmission 2012

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5 Innovation Day 5/7/10 - HVDC-FACTS5

Desarrollo de la Transmisión CA

Source: Siemens E D SE PTI - 2004

1 110 kV Lauchhammer – Riesa / Germany (1911)

2 220 kV Brauweiler – Hoheneck / Germany (1929)

3 287 kV Boulder Dam – Los Angeles / USA (1932)

4 380 kV Harspranget – Halsberg / Sweden (1952)

5 735 kV Montreal – Manicouagan / Canada (1965)

6 1,200 kV Ekibastuz – Kokchetav / USSR (1985)

1,600

1920 1940 1960 1980 2000

1,200

800

400

0

kV

1900Year

12

34

5

6

1910 1930 1950 1970 1990

200

600

1,000

1,400

2010

PosiciPosicióón Inicial:n Inicial:800 KV como norma real800 KV como norma realíísticastica

Pero, algunos Países “irán”para ≥ 1 MV *

500 kV: hasta 1,000 km **800 kV: hasta 1,500 km

1,000 kV: arriba 2,000 km“Razonables” Extensiones de Líneas:

** Brasil: Interconexión Norte-Sur

* 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

Page 6: 16 30 Hs HVDC_FACTS Mario Lemes - Alberto Schultze

6 Innovation Day 5/7/10 - HVDC-FACTS

Cuanto largo puede ser un sistema síncrono ?

Beneficios

Esfuerzos

Operación InterconectadaVentajas de la

OptimumÓptimo

Cuando el sistema síncrono es muy largo – Las Ventajas disminuyen

Beneficios,Esfuerzos

Extensión de la red interconectada

Limitaciones de largos Sistemas CA

Relacion Costo x Performance

Sistemas de Transmisiónen 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

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7 Innovation Day 5/7/10 - HVDC-FACTS

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 ShuntControlada (SVC) en Centro

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8 Innovation Day 5/7/10 - HVDC-FACTS

Compensación Serie Fija SiemensCHESF-S.J.Piaui

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9 Innovation Day 5/7/10 - HVDC-FACTS

Banco Compensación Serie Fijo Diagrama Unifilar típico

bypass switch

motor operated isolatingdisconnects with ground

switch

bypass disconnect

capacitors c/w unbalance CT

triggered sparkgap

damping reactor

plat

form

bou

ndar

y

gap currentCT

fault to platformCT

line currentCT

Platform

cap overload CT

MOV with CT

damping resistor

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10 Innovation Day 5/7/10 - HVDC-FACTS

Compensación Shunt ControladaStatic 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

Page 11: 16 30 Hs HVDC_FACTS Mario Lemes - Alberto Schultze

11 Innovation Day 5/7/10 - HVDC-FACTS

Compensación Shunt Controlada SiemensSVC Bom Jesus da Lapa, Terna, Brasil500 kV/17.5 kV, -250/+250 MVar

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12 Innovation Day 5/7/10 - HVDC-FACTS

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 RioDiamante y El Cortaderal (70%) con parte fija (FSC) y controlada (TCSC)

Page 13: 16 30 Hs HVDC_FACTS Mario Lemes - Alberto Schultze

13 Innovation Day 5/7/10 - HVDC-FACTS

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)

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14 Innovation Day 5/7/10 - HVDC-FACTS

FACTS-Compensación Serie Fija(FSC) y Controlada (TCSC)

Amortiguación de oscilaciones de potencia

Control de Flujo de Carga

Mitigación de Resonancia Sub-sincronica

Thyristor Controlled Series Compensation

Fixed Series Compensation

Aumento de la capacidad de transmissión

TCSCTCSC FSCFSC

~ ~

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15 Innovation Day 5/7/10 - HVDC-FACTS

Proyecto Siemens en India: 2 x500kV 65Mvar TCSC- 350Mvar FSC (Pinguo)

Parte Fija (FSC)Parte Variable (TCSC)

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16 Innovation Day 5/7/10 - HVDC-FACTSSta Cruz Norte

Formosa

Monte Quemado

Mercedes

San Isidro

La Rioja2009

Arroyo Cabral

Saenz Peña

Cobos

Los Reyunos

1) DESDE AREA NEA POR CENTRALES BINACIONALES GARABI-RONCADOR (SOBRE EL RIO URUGUAY)

2) DESDE AREA PATAGÓNIC A POR CENTRALES CONDOR CLIFT, LA BARR ANCOSA, RIO TURBIO Y EÓLICAS

3)DESDE AREA CUYO Y COMAHUE POR CENTRALES LOS BLANCOS, CORDON DEL PLATA, CHIHUIDO Y OTRAS

GRANDES CENTRALES QUE REQUIEREN RED DE TRANSMISION

Referencia:Cammesa

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17 Innovation Day 5/7/10 - HVDC-FACTS

FUTURAS CENTRALES PATAGONICAS 2012

Santa Cruz Norte

La Esperanza

Río Gallegos

Río Santa Cruz

LA BARRANCOSA360 o 600 MW

CONDOR CLIFF760 o 1140 MW

RIO TURBIO250 MW

PROYECTOS EOLICOS EN AREA PATAGONIA (con solicitud de acceso presentadas y a presentar:

MALASPINA 80 MWSARAI 300 MWKOLUEL KAYKE 50 MW3 GAL 26 MWRAWSON 80 MWEL ANGELITO 200 MWPTO MADRYN 220 MWLA DESEADA 600 MWAMEGHINO 40 MWLOMA BLANCA 200 MWPotencia Nominal ≈ 1800 MW

PARQUE EÓLICO GASTRE1300 MW

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18 Innovation Day 5/7/10 - HVDC-FACTS

Desarrollo de la Transmisión CC: Capacidad instalada Mundial

18

60

50

40

30

20

10

0

GW70

80

1970 1980 1990 2000 20101965 1975 1985 1995 2005

Adicionalmente, más de 104 GWson esperados de Chinasolamente en 2020 !

Capacidad instalada: 80 GWen 2005

Correspondiendo a 1.8 % de la Capacidad de Generación Instalada

Como se inicio:

1951, Kashira-Moscow, 30 MW

Sources: Cigre WG B4-04 2003 - IEEE T&D Committee 2006

Page 19: 16 30 Hs HVDC_FACTS Mario Lemes - Alberto Schultze

19 Innovation Day 5/7/10 - HVDC-FACTS

Componentes Principales de unTerminal Bipolar HVDC

1. Subestación CA

2. Filtros CA

3. Transformadores

4. Válvulas de Tiristores

5. Reactores de Aislamiento y Filtros CC

6. Equipos CC

Polo 1

Polo 2

Para/ deotroterminal

2211

ACfilter

33 44 55

DCfilter

DCfilter

Control, Protección, Supervisión

66

Sistema A Sistema B

ACACACAC

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20 Innovation Day 5/7/10 - HVDC-FACTS

Valves de Tiristores

Direct-Light-Triggered Thyristors (LTT)mejoran la disponibilidad y aumento de la vida útil

Tensiones nominales para 500kV y mayores Corriente nominal hasta 3000A Enfriamiento eficiente y libre de corrosión

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21 Innovation Day 5/7/10 - HVDC-FACTS

HVDC “Classic”Ejemplo

AC Filters

DC Hall

DC Cable Entry

Valve Hall AC, AIS SwitchyardTransformersControl Building

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22 Innovation Day 5/7/10 - HVDC-FACTS

Caso Argentino: Conexión de las Centrales de Patagonia: HVDC o HVAC?Como conectarse el Parque Eólico a la red?

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23 Innovation Day 5/7/10 - HVDC-FACTS

Costos deLinea CA

Distancia de Transmisión

Costos deInvestimento

Costos del Terminal CA –incluyendo Transformadores de Red

Costos totales CC

Costos deLinea CC

Costos del Terminal CC

SSC = Compensación Serie & Shunt de las líneas CA necesarias para cada sección de línea

Costos totales CA Distancia

Break-Even :

~ 1,000 MW / 700 km

Pero si:

f1 ≠ f2

La DistanciaBreak-Even es:

Zero km

Consideraciones Básicas

2 x SSC

2 x SSC

Distancia Break-Even

DC versus AC: Distancia Break-Even

Page 24: 16 30 Hs HVDC_FACTS Mario Lemes - Alberto Schultze

24 Innovation Day 5/7/10 - HVDC-FACTS

3,000 MW

AC versus DC – Servidumbreuna Visión de la Geometría de la Torre

Para Redundancia - 2 Líneas: x 2

24

Comparación de Torres para 500 kV AC Línea a) y 500 kV DC Línea b), en misma capacidad de transmisión

Page 25: 16 30 Hs HVDC_FACTS Mario Lemes - Alberto Schultze

25 Innovation Day 5/7/10 - HVDC-FACTS

CA versus CC - Servidumbre

Source: Siemens PTD SE PTI - 200230 40 50 60 70 80 m

Servidumbre

Potencia transmitida

100

10000

MW

1000

HVAC

HVDC

Consideraciones Básicas

Comparación de la Transmisión Económica en función del servidumbre para HVDC y HVAC

25

Page 26: 16 30 Hs HVDC_FACTS Mario Lemes - Alberto Schultze

26 Innovation Day 5/7/10 - HVDC-FACTS

Referencia

R

Costos de la línea son decisivos para el Costo del Proyecto:Costos de la linea CC son 30 - 70 % menores versus linea CA Soluciones preferidas

*

*

*

(2 Lineas: para Redundancia)*

CA versus CC : Costos de la Línea de Transmisión

Power Transmission Division26262626 Power Transmission Division

Referencia:CIGRE 186 – GT 14.20

Page 27: 16 30 Hs HVDC_FACTS Mario Lemes - Alberto Schultze

27 Innovation Day 5/7/10 - HVDC-FACTS

XX RRC/2C/2X‘ = 0.12-0.25 Ohm / km 2 x 3-ph AC =̂

V DC / kV R‘ [Ohm] / km Perdidas/ GW / km

500 0.011 5.5 % / 2.5 4 / 1,000

800 0.007 3.5 % / 6.4 4 / 1,000

Perdidas de la Línea:

Alta

Alta

C‘ = 0.15-0.8 F / km

Alta

Mucho Alta

SIL Cable ≥ 10 x SIL OHL

4 = P DC

1 = P Line2 = 2 x SIL3 = 1.5 x SIL

Mucho Alta

V ph-ph / kV X‘ [Ohm] / km R‘ [Ohm] / km C‘ [nF] / km SIL / GW

110 0.39 0.12 9.5 0.033

220 0.30 - 0.42 0.08 12.5 0.148-0.175 13 % / 0.2 / 400

400 0.25 - 0.34 0.019 13.8-15 0.571-0.695 6.7 % / 1.4 2 / 400

500 0.26 - 0.32 0.017-0.025 13.5-16.8 0.9-1.1 9-13 % / 1.3 / 1,000

735 0.275 0.012 13.5 2.3 6.7 % / 3 / 1,000

1,000 0.267 0.011 14.15 4.1 6.6 % / 6 3 / 1,000

Perdidas / GW 1 / km

n/a

1 x +/- DC

Mucho Baja

Baja

2727 E T PS SL/Re08-2008La capacidad de cargamento del cable es fuertemente limitada por el proyecto térmico

DC versus AC – Datos de la Linea y Cables

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28 Innovation Day 5/7/10 - HVDC-FACTS

Ejemplo:Comparacion Global de CostosProyecto Madeira ,Brasil 2 x 3150 MW,2375 km (EPE)

0.0

3.0

6.0

9.0

12.0

15.0

R$ bilhão 13.8 14.2 14.1 13.7 14.5 15.3 14.2 14.4 10.9 10.4 12.8 12.5 12.8 12.5 13.5 12.4obras n comuns 12.2 12.6 12.5 12.1 12.9 13.7 12.6 12.8 9.3 8.8 11.1 10.9 11.2 10.9 11.9 10.8% diferencial 138 143 142 136 146 155 143 145 105 100 126 123 127 124 135 122

3CA765-SP

3CA765-SP_CR

4CA765-SP

4CA765-SP_CR

3CA765-MG

5CA500-SP

4CA500-SP

4CA500-SP_CR

3CC600-SP

2CC600-SP

2CA2CC-SP

2CC2CA-SP

2CA2CC-MG

2CC2CA-MG

3CA1CC-SP

2CA1CC-SP

138 143 142 136 146 155 143 145 105 100 126 123 127 124 135 122%

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29 Innovation Day 5/7/10 - HVDC-FACTS

HVDC

ACSystem

ACSystem

HVAC

ACSystem

ACSystem

Comparación de Costos HVDC x HVAC

Para Comparación: Reducción en Perdidas Con 800 kV CC

Reducción de 61 % Costos de Perdidas & CO2 con 800 KV DC

HVA

C3

X 50

0 kV

HVA

C2

X 73

5 kV

HVDC

+ 6

50 k

V

HVA

C3

X 50

0 kV

HVA

C2

X 73

5 kV

HVDC

+ 5

00 k

V

Loss costs

costs

0,5

1,0

1,5

€ cents/kwh

HVA

C2

X 73

5 kV

HVA

C 3

X 55

0 kV

HVA

C 2

X 7

65 k

V

Costos de Perdidas

Costos de Inv estimento

0.5

1.0

1.5

€ Cents/kWh

HVDC

±50

0 kV

HVA

C 1

x 76

5 kV

3 Líneas: para Redundancia

Source: Siemens PTD SE PTI - 2002

Ejemplo:2000 MW , 900 km

Page 30: 16 30 Hs HVDC_FACTS Mario Lemes - Alberto Schultze

30 Innovation Day 5/7/10 - HVDC-FACTS

HVDC Ballia Bhiwadi – Interconexión Este-Sur (India)

2009

India

Reducción en CO2: 688,000 tons p.a. a través de perdidas de transmisión 37% menores

2 x 3-ph AC 400 kV

1 x +/- 500 kV

DC versus AC

1,450 km

2500 MW** 2,500 MW

20032,000 MW

800 km

… mucho extenso para CA

30

Ejemplo : HVDCBallia-Bhiwadi:

Page 31: 16 30 Hs HVDC_FACTS Mario Lemes - Alberto Schultze

31 Innovation Day 5/7/10 - HVDC-FACTS

Transmissión HVDC 3000 MW en etapasAlternativa 1 + 2

+500 KV o + 600 kV

- 500 KV o +600 kV

750 MWo1500MW

750 MWo1500 MW

Alternativa 1 + 2Bipole 1500MW / Linea 1500MWoBipole 3000MW / Linea 3000MW

Page 32: 16 30 Hs HVDC_FACTS Mario Lemes - Alberto Schultze

32 Innovation Day 5/7/10 - HVDC-FACTS

Transmissión HVDC 3000 MW en etapasAlternativa 3a

+500 KV o + 600 kV

- 500 KV o + 600 kV

750 MW / 2. etapa

Alternativa 3aextensión serie

750 MW / 1. etapa

750 MW / 1.etapa

750 MW / 2.etapa

•Posible si la línea fuer construida para 3000 MW

•1.Bipolo con tensión de + 250 KV(o +300kV)

•Elevadas corrientes y perdidas en el 1. etapa

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33 Innovation Day 5/7/10 - HVDC-FACTS

Transmissión HVDC 3000 MW en etapasAlternative 3b

750 MW / 1.estagio

Alternativa 3bExtensión paralela

750 MW / 1.estagio

750 MW / 2.estagio

750 MW / 2.estagio

+ 500 KV o +600 kV

- 500 KV o + 600 kV

•Convertidores tienen que ser construidos con asilamiento pleno (+500 o 600 kV)

•Mayor costo

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34 Innovation Day 5/7/10 - HVDC-FACTS

Grandes InterconexionesBeneficios de la Solución Hibrida CA-CC

Sistema 1 Sistema 2

c) Interconexión Hibrida CA-CC:-

b) Interconexión CC:

a) Interconexión CA:

- Empezando con CC y Expansión con CA

34

- 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)

- 1 Link es suficiente para una interconexión estable- Realización rápida 2,5 - 3 anos

Solución síncrona ,que mejora la estabilidad del sistema C A existente

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35 Innovation Day 5/7/10 - HVDC-FACTS

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

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36 Innovation Day 5/7/10 - HVDC-FACTS

Otras Ventajas de la Solución en HVDC:

El Rating de la interconexión es determinado solamente pelaactual 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

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37 Innovation Day 5/7/10 - HVDC-FACTS

Siemens recibió el Contracto de la primera instalaciónUHVDC en 800 kV del Mundo de la China Southern Power Grid

Siemens – Líder en la Tecnología UHVDC

Yunnan-Guangdong

5,000 MW1,418 km

+/- 800 kV DC

Reduccion en CO2

32.9 m tons p.a. – a través de Energía Hidráulica y HVDC

Operación Comercial : 2009 – Polo 1 2010 – Polo 2

Page 38: 16 30 Hs HVDC_FACTS Mario Lemes - Alberto Schultze

38 Innovation Day 5/7/10 - HVDC-FACTS

+/- 800 kV HVDC – Sending Station Chuxiong

Page 39: 16 30 Hs HVDC_FACTS Mario Lemes - Alberto Schultze

39 Innovation Day 5/7/10 - HVDC-FACTS

“Snapshots” de los Testes dos Transformadores CC

Transformer Factory Test Lab –Nuremberg, Germany

Page 40: 16 30 Hs HVDC_FACTS Mario Lemes - Alberto Schultze

40 Innovation Day 5/7/10 - HVDC-FACTS

UVDC Converter

Page 41: 16 30 Hs HVDC_FACTS Mario Lemes - Alberto Schultze

41 Innovation Day 5/7/10 - HVDC-FACTSBuenos Aires, Julio 2010

Cómo conectar Parques Eólicos a la red?

Solución:

Siemens Grid Access Solutions

Alberto SchultzeDirector Sales & Marketing

Page 42: 16 30 Hs HVDC_FACTS Mario Lemes - Alberto Schultze

42 Innovation Day 5/7/10 - HVDC-FACTS

Ejemplos de Proyectos de Acceso a la Red:Transmisión Típica en CA y CC para Generación Eólica Offshore

PlatformSwitchgear

G~

G~

G~MSCDN

SVC PLUS

MSC

MSR

G~

G~

G~

PlatformSwitchgear

Platform HVDC PLUS

OnshoreHVDC PLUS

Grid

Grid

Page 43: 16 30 Hs HVDC_FACTS Mario Lemes - Alberto Schultze

43 Innovation Day 5/7/10 - HVDC-FACTS

Page 44: 16 30 Hs HVDC_FACTS Mario Lemes - Alberto Schultze

44 Innovation Day 5/7/10 - HVDC-FACTS

Agrupación para grandes parques eólicos:

Para una zona de muchos GW el tamaño del bloque es la llave de la selección.

Por ejemplo: Bloques de 500MW CA en convertidores HVDC

Red receptora tiene que ser reforzada para encargarse de los muchos GW adicionales.

DCAC

2,000MWClassic HV DC

1,000MWVSC

ACDC

1,000MWVSC

ACDC

500

500

250

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45 Innovation Day 5/7/10 - HVDC-FACTS

Soluciones : SVC Plus

Conversor SVC PLUS1

1

32 Reactor de Acoplamiento

3 Conexión con la subestación

24 Filtro de Bloqueo de Alta Frecuencia4

5 Control

5

Page 46: 16 30 Hs HVDC_FACTS Mario Lemes - Alberto Schultze

46 Innovation Day 5/7/10 - HVDC-FACTS

SVC PLUS®The Advanced STATCOM

46

Aplicación de la Tecnología MMC(Modular Multilevel Converter)

Unidades de:

S: +/- 25 MVArM: +/- 35 MVArL: +/- 50 MVAr

Hasta 4Unidades paralelas

+/- 200 MVAr

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47 Innovation Day 5/7/10 - HVDC-FACTS

SVC PLUS en detalles

sistema de enfriamiento conversor control/proteccion

Page 48: 16 30 Hs HVDC_FACTS Mario Lemes - Alberto Schultze

48 Innovation Day 5/7/10 - HVDC-FACTS

Greater Gabbard Offshore Wind Farm

132 kV Extensión de los cables de exportación

Gabbard hasta Onshore approx. 46 km –3 Circuitos

Galloper hasta Gabbard approx. 16 km –1 Circuito

Inner Gabbard:

100Turbinas Eolicas

Galopper:

40 Turbinas Eolicas

Inter-Array Cables: 33 kV

Page 49: 16 30 Hs HVDC_FACTS Mario Lemes - Alberto Schultze

49 Innovation Day 5/7/10 - HVDC-FACTS

SVC PLUSProyectos y Referencias

Greater Gabbard ProjectEast Coast, Suffolk, UK próximo de la Usina Nuclear SizewellSVC PLUS en Operación en el 2010 ( finalización 2011)

Mayor parque EolicoOff-shore del Mundo

500MW de Potencia Eolica

• Compensacion de Reactivos:

3 x SVC PLUS L • 132kV / 13.9kV

Page 50: 16 30 Hs HVDC_FACTS Mario Lemes - Alberto Schultze

50 Innovation Day 5/7/10 - HVDC-FACTS

Compensacion de Reactivos OnshoreLeiston Substation, Suffolk, UK (Mayo 2010)

Page 51: 16 30 Hs HVDC_FACTS Mario Lemes - Alberto Schultze

51 Innovation Day 5/7/10 - HVDC-FACTS

Integracion de grandes zonas eólicasoffshore a la Red– ejemplo en Alemania

Vattenfall Europe Transmission

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HVDC PLUS –Offshore para Costa

51 06-2007 PTD H 1 MT/Re

HVDC Classico Power Transmissionand Distribution

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52 Innovation Day 5/7/10 - HVDC-FACTS

Proyecto Trans Bay Cable , USA1a Instalación del Mundo con Tecnología HVDC PLUS (VSC)

52 Power Transmission Division

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P = 400 MW, ± 200 kV DCCable

2010

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Q = +/- 170-300 MVAr Soporte de Tensión Dinamica

Ningún aumento enPotencia de Corto Circuito

Cambio de EnergiaCable submarino

Eliminación de embotellamiento de Transmision

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53 Innovation Day 5/7/10 - HVDC-FACTS

De SVC PLUS a HVDC PLUS: BorWin 2, Alemania – Primer VSC HVDC con 800 MW del Mundo

53

2013

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Wind Farms: Veja Mate and Global Tech 1 – 800 MW,located 125 km Offshore (Northwest of the Island of Borkum)

The Siemens Wind Power Offshore Substation (WIPOS) is designed as a floating, self-lifting Platform

The Platform will be towed by Tugs to its Destination at Sea, where the Water is about 40 meters deep

A large heavy-duty Crane vessel is not needed to lift the Topside onto its Foundation

The Modular Multilevel VSCTechnology (MMC) reduces Complexity and therefore the Space required for Installation

Page 54: 16 30 Hs HVDC_FACTS Mario Lemes - Alberto Schultze

54 Innovation Day 5/7/10 - HVDC-FACTS

SeriesFSC

NGH

TPSC

TCSC

2, 2 Tian Guang 2003Kayenta 1992

Serra de Mesa 1999

Imperatriz 1999

Fortaleza 1986•

Samambaia 2002

Virginia Smith 1988

•Welsh 1995

Acaray 1981

•••Dürnrohr 1983

Etzenricht 1993Wien Südost 1993

Bom Jesus da Lapa 2002

Limpio 2003

Ibiuna 2002

••

Jacinto 2000

Funil 2001

2 Pelham, 2 Harker & 2 Central, 1991-1994

Clapham 1995,Refurbishment

Atacama 1999

P. Dutra 1997

•Cerro Gordo 1999

•Chinú 1998

•Impala

2 Adelanto 1995

•3 Montagnais 1993

2 Kemps Creek 1989

•Brushy Hill 1988

Campina Grande 2000

2 Zem Zem 1983

••

Rejsby Hede 1997

•Sullivan 1995

•Paul Sweet 1998

Inez 1998

2 Marcy 2001-2003

Military Highway 2000

•Kanjin (Korea) 2002

Lugo 1985

Laredo 2000

Spring Valley 1986

••IllovoAthene•

Muldersvlei 1997

2 Tecali 20023 Juile 2002

•Barberton 2003

Maputo 2003

Milagres 1988

• 2 Yangcheng 2000

•2 Hechi 2003

Eddy County 1992

2 Dominion 2003

2 Cuddapah 20032 Gooty 2003

2 Midway 2004

Seguin 1998•

1994-1995

Porter 2006Dayton 2006

Nine Mile 2005

ParallelSVC

MSC/R

.

.Moyle MSC 2003Willington 1997

2 Hoya Morena &Jijona 2004

Baish 2005Samitah 2006 .

K.I. North 2004

Kapal 1994

Ghusais,Hamria,Mankhool, Satwa

1997

.

Siems 2004

Cano Limón 1997

•••

••• Châteauguay 1984

Ahafo 2006•

2 Lucknow 2006

3 Puti 2005

• Shinyanga 2006 Iringa 2006

3, 2 El Dorado2006

• 2 Sabah 2006

Nebo 2007, Refurbishment

Devers 2006

2 Benejama &Saladas 2006

La Pila 1999

•• •• ••

Jember 1994

•Nopala 2007

Sao Luis 2007

Sinop 2007

2 Fengjie 2006•

Status: 07-2009

••

Strathmore 2007

… and over 140 Industry SVCs all over the World

5 North-South III, Lot B 2007

••

••

Siemens FACTS & HVDC – en el Mundo

E T PS SL

In total: over 200 SVCs

••

2 Greenbank & Southpine 2008

Trans Bay Cable2010

Alligator Creek 2009

9 Powerlink 2008, Refurbishment

Buzwagi 2008Dodoma 2009

Lamar 2005

Radsted 20062 Bellaire & Crosby 2008 2 Thannet, 3 Greater Gabbard 2009-2011

SVC PLUS

20062, 2 Purnea2, 2 Gorakhpur

Islington, 20092 Kikiwa &

STATCOM

Flicker STATCOM

Load FlowB2B/GPFC

HVDC PLUS

UPFC

CSC

3 Vincent 2000

Lakehead 2009

Babati 2009, Relocation

Power Transmission Division20 x VSC

Plus 27 Projects for HVDC Long-Distance Transmission …12 alone between2007 and 2011

2 Elmhurst 2010

•Mocuba 2010

Page 55: 16 30 Hs HVDC_FACTS Mario Lemes - Alberto Schultze

55 Innovation Day 5/7/10 - HVDC-FACTS

con HVDC y FACTS

6-7 GW DCs in China

Muchas Gracias por su Atención!

El Futuro ? – Un Link Global con Energía Verde