© 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 

600 

650 

700 

750 

800 

850 

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 

400 

600 

800 

1000 

1200 

1400 

500 

550 

600 

650 

700 

750 

800 

850 

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 

200 

400 

600 

800 

1000 

1200 

1400 

500 

550 

600 

650 

700 

750 

800 

850 

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

© A

BB U

tiliti

es A

B -1

-U

TPS/

R 2

004-

10-2

7Fi

le n

ame

A new innovation within FACTS family Dynamic Flow

Controller(DynaFlow)

Mojtaba Noroozian

© A

BB U

tiliti

es A

B -2

-U

TPS/

R 2

004-

10-2

7Fi

le n

ame

Outline

Introduction, existing power flow devices

Presentation of the new concept

Conclusions

© A

BB U

tiliti

es A

B -3

-U

TPS/

R 2

004-

10-2

7Fi

le n

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∆

© A

BB U

tiliti

es A

B -4

-U

TPS/

R 2

004-

10-2

7Fi

le n

ame

Present Power Flow Control Devices

• UPFC

11V 22V

1V

2V

V∆

V∆

Converter 1 Converter 2

P,Q

© A

BB U

tiliti

es A

B -5

-U

TPS/

R 2

004-

10-2

7Fi

le n

ame

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.

© A

BB U

tiliti

es A

B -6

-U

TPS/

R 2

004-

10-2

7Fi

le n

ame

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

© A

BB U

tiliti

es A

B -7

-U

TPS/

R 2

004-

10-2

7Fi

le n

ame

DynaFlow

seriestransformer

shunttransformer

Tap-ChangerControl

MasterControl

Thyristor Control

SysytemInputs

L1 L2 L3

MSC

C

© A

BB U

tiliti

es A

B -8

-U

TPS/

R 2

004-

10-2

7Fi

le n

ame

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

© A

BB U

tiliti

es A

B -9

-U

TPS/

R 2

004-

10-2

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

© A

BB U

tiliti

es A

B -1

0-

UTP

S/R

200

4-10

-27

File

nam

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

© A

BB U

tiliti

es A

B -1

1-

UTP

S/R

200

4-10

-27

File

nam

e

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.

© A

BB U

tiliti

es A

B -1

2-

UTP

S/R

200

4-10

-27

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±

© A

BB U

tiliti

es A

B -1

3-

UTP

S/R

200

4-10

-27

File

nam

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.

© A

BB U

tiliti

es A

B -1

4-

UTP

S/R

200

4-10

-27

File

nam

e

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.