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
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 ==
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
4 Innovation Day 5/7/10 - HVDC-FACTS
Red de Transmission 2012
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
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
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
8 Innovation Day 5/7/10 - HVDC-FACTS
Compensación Serie Fija SiemensCHESF-S.J.Piaui
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
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
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
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)
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)
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
~ ~
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)
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
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
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
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
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
21 Innovation Day 5/7/10 - HVDC-FACTS
HVDC “Classic”Ejemplo
AC Filters
DC Hall
DC Cable Entry
Valve Hall AC, AIS SwitchyardTransformersControl Building
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?
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
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
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
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
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
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%
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
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:
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
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
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
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
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
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
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
38 Innovation Day 5/7/10 - HVDC-FACTS
+/- 800 kV HVDC – Sending Station Chuxiong
39 Innovation Day 5/7/10 - HVDC-FACTS
“Snapshots” de los Testes dos Transformadores CC
Transformer Factory Test Lab –Nuremberg, Germany
40 Innovation Day 5/7/10 - HVDC-FACTS
UVDC Converter
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
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
43 Innovation Day 5/7/10 - HVDC-FACTS
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
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
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
47 Innovation Day 5/7/10 - HVDC-FACTS
SVC PLUS en detalles
sistema de enfriamiento conversor control/proteccion
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
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
50 Innovation Day 5/7/10 - HVDC-FACTS
Compensacion de Reactivos OnshoreLeiston Substation, Suffolk, UK (Mayo 2010)
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
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
~=
=~
==
~ == ~ ==
Q = +/- 170-300 MVAr Soporte de Tensión Dinamica
Ningún aumento enPotencia de Corto Circuito
Cambio de EnergiaCable submarino
Eliminación de embotellamiento de Transmision
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
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
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