Conexión de granjas eólicas offshore en el RTS

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N° tesis: jcb

PROYECTO FIN DE CARRERA

Presentado a

LA UNIVERSIDAD DE LOS ANDES

FACULTAD DE INGENIERÍA

DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA

Para obtener el título de

INGENIERO ELÉCTRICO

por

Luis Carlos Gaitán Riascos

Conexión de granjas eólicas offshore en el RTS

Sustentado el 10 de Junio del 2015 frente al jurado:

Composición del jurado

- Asesor: Mario Alberto Ríos Mesías, Profesor Titular, Universidad de Los Andes

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Conexión de granjas eólicas offshore en el RTS

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Contenido

1 INTRODUCCIÓN ... 7

2 OBJETIVOS ... 8

3 TECNOLOGIAS DE CONEXIÓN DE ENERGIA EOLICA OFFSHORE ... 8

3.1 Interconexión con sistema de transmisión HVAC ... 8

3.2 Interconexión con sistema de transmisión HVDC LCC... 9

3.3 Costo de la energía transmitida ... 10

4 CASO DE ESTUDIO ... 11

Especificaciones del Parque Eólico ... 12

5 ANÁLISIS DE ALTERNATIVAS ... 15

5.1 Alternativas HVAC ... 15

5.2 Alternativas HVDC ... 16

5.3 Costo de los equipos para la interconexión. ... 17

5.4 Análisis de falla de la interconexión (Energía no suministrada) ... 21

5.5 Estudio de Perdidas promedio de cada alternativa ... 29

5.6 Resultados del estudio del costos de transmisión... 30

6 ESTUDIOS ELECTRICOS ALTERNATIVA SELECCIONADA ... 31

6.1 Caso Base ... 31

6.2 Interconexión con sistema HVDC LCC ... 32

6.3 Análisis de contingencias N-1 ... 34

7 SELECCIÓN DE EQUIPOS (Estación Conversora) ... 36

7.1 Válvula de tiristores ... 37

7.2 Transformador ... 37

7.3 Reactor de Amortiguamiento ... 39

7.4 Filtro DC ... 40

8 CONCLUSIONES ... 40

9 REFERENCIAS ... 41

10 APENDICES ... 43

10.1.1 Cables internos del parque eólico ... 43

10.1.2 Parámetros de Cables submarinos HVAC XLEP ... 43

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Índice de Figuras

FIGURA 1-1.METODOLOGÍA PARA LA SELECCIÓN DE ALTERNATIVA DE CONEXIÓN DEL PARQUE EÓLICO OFFSHORE. ... 5

FIGURA 3-1.CONFIGURACIÓN DE UN SISTEMA DE TRANSMISIÓN HVAC.[15] ... 9

FIGURA 3-2.CONFIGURACIÓN DE UN SISTEMA DE TRANSMISIÓN HVDCLCC.[15] ... 10

FIGURA 4-1.SISTEMA DE POTENCIA RTS.[2] ... 12

FIGURA 4-2.CASO DE ESTUDIO.UBICACIÓN DEL PARQUE EÓLICO. ... 13

FIGURA 4-3.MODELO DE SIMULACIÓN DE TURBINA EÓLICA. ... 15

FIGURA 5-1.ALTERNATIVA 1–HVAC1. ... 16

FIGURA 5-2.ALTERNATIVA 2-HVAC2. ... 16

FIGURA 5-3.ALTERNATIVA 3.HVDC1. ... 17

FIGURA 5-4.ALTERNATIVA 4.HVDC2. ... 17

FIGURA 5-5.TOPOLOGÍA DE LA ALTERNATIVA DE INTERCONEXIÓN 1. ... 22

FIGURA 5-6.TOPOLOGÍA DE LA ALTERNATIVA DE INTERCONEXIÓN 2. ... 25

FIGURA 5-7.REPRESENTACIÓN DE LA TOPOLOGÍA DE LA ALTERNATIVA 3(BIPOLO) PARA EL CÁLCULO DE LA ENERGÍA NO SUMINISTRADA. ... 26

FIGURA 5-8.REPRESENTACIÓN DE LA TOPOLOGÍA DE LA ALTERNATIVA 4(2XMONOPOLOS) PARA EL CÁLCULO DE LA ENERGÍA NO SUMINISTRADA. ... 28

FIGURA 5-9.COSTO EQUIVALENTE DE LA ENERGÍA TRANSMITIDA. ... 30

FIGURA 6-1.PERFILES DE VOLTAJE DEL RTS. ... 31

FIGURA 6-2.CORRIENTES DE CORTO CIRCUITO TRIFÁSICO RTS... 32

FIGURA 6-3.PERFILES DE VOLTAJE ANTES Y DESPUÉS DE LA INTERCONEXIÓN. ... 33

FIGURA 6-4.CORRIENTE DE CORTO CIRCUITO TRIFÁSICAS ANTES Y DESPUÉS DE INTERCONEXIÓN. ... 34

FIGURA 6-5.CONTINGENCIAS N-1 PARA SISTEMA RTS LUEGO DE INTERCONEXIÓN HVDC. ... 35

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Índice de Tablas

TABLA 4.1DISTANCIAS GEOMÉTRICAS PARA LA INTERCONEXIÓN. ... 13

TABLA 4.2.ESPECIFICACIONES TÉCNICAS TURBINA VESTAS V90.[4][5] ... 14

TABLA 4.3.ESPECIFICACIONES DEL PARQUE EÓLICO OFFSHORE. ... 14

TABLA 5.1.COMPONENTES MAYORES ALTERNATIVA 1. ... 18

TABLA 5.2.COSTOS TOTALES POR COMPONENTES.ALTERNATIVA 1. ... 18

TABLA 5.3.COSTOS TOTALES POR COMPONENTE.ALTERNATIVA 2. ... 19

TABLA 5.4.DESCRIPCIÓN COMPONENTES ALTERNATIVA 3. ... 20

TABLA 5.5.% DE DISPONIBILIDAD PARA CADA UNO DE LOS ELEMENTOS DE LA INTERCONEXIÓN HVAC.[15] ... 21

TABLA 5.6.PROBABILIDAD DE FALLA DE CADA POLO. ... 22

TABLA 5.7.ESTADOS DE OPERACIÓN DE CADA COMPONENTE DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN HVAC. ... 23

TABLA 5.8.MODO DE OPERACIÓN 1. ... 23

TABLA 5.9.MODO DE OPERACIÓN 2. ... 23

TABLA 5.10.MODO DE OPERACIÓN 3. ... 23

TABLA 5.11.MODO DE OPERACIÓN 4. ... 24

TABLA 5.12MODO DE OPERACIÓN 5. ... 24

TABLA 5.13.MODO DE OPERACIÓN 6. ... 24

TABLA 5.14.MODO DE OPERACIÓN 7. ... 24

TABLA 5.15.MODO DE OPERACIÓN 8. ... 25

TABLA 5.16.RESULTADOS DE LA NO DISPONIBILIDAD DE LA ALTERNATIVA 1. ... 25

TABLA 5.17.RESULTADOS DE LA NO DISPONIBILIDAD DE LA ALTERNATIVA 2. ... 26

TABLA 5.18.% DE DISPONIBILIDAD PARA CADA UNO DE LOS ELEMENTOS DE UNA INTERCONEXIÓN HVDC.[15] .... 26

TABLA 5.19.PROBABILIDAD DE FALLA DE CADA POLO. ... 27

TABLA 5.20.ESTADOS DE OPERACIÓN DE CADA COMPONENTE DEL BIPOLO Y COMBINACIONES MODOS DE OPERACIÓN. ... 27

TABLA 5.21.MODO DE OPERACIÓN 1. ... 27

TABLA 5.22.MODO DE OPERACIÓN 2. ... 27

TABLA 5.23.MODO DE OPERACIÓN 3. ... 27

TABLA 5.24.MODO DE OPERACIÓN 4. ... 28

TABLA 5.25.RESULTADOS PARA LA NO DISPONIBILIDAD DE ENERGÍA DE LA TOPOLOGÍA 3. ... 28

TABLA 5.26.RESULTADOS PARA LA NO DISPONIBILIDAD DE ENERGÍA DE LA TOPOLOGÍA 4. ... 28

TABLA 5.27.CURVA DE PERDIDAS PORCENTUALES DE CADA ALTERNATIVA DE CONEXIÓN DEL PARQUE EÓLICO. ... 29

TABLA 5.28.PÉRDIDAS PROMEDIO PORCENTUALES DE LAS ALTERNATIVAS DE INTERCONEXIÓN. ... 30

TABLA 6.1.CORRIENTES Y POTENCIAS DE CORTO CIRCUITO PARA PUNTOS DE CONEXIÓN DE INTERCONEXIÓN HVDC. ... 32

TABLA 6.2.CARGABILIDAD DE LOS ELEMENTOS CERCANOS A SU LÍMITE. ... 33

TABLA 7.1.PARÁMETROS TÍPICOS TRANSFORMADOR CONVERSOR.[13] ... 38

TABLA 7.2.DIMENSIONAMIENTO DE LOS TRANSFORMADORES CONVERSORES. ... 39

TABLA 7.3.REACTANCIA DE AMORTIGUAMIENTO. ... 39

TABLA 7.4.VARIACIÓN DE LA INDUCTANCIA DEL FILTRO DC ANTE DIFERENTES FACTORES DE RIPPLE. ... 40

TABLA 10.1.PARÁMETROS ELÉCTRICOS DE LOS CABLES INTERNOS.[20] ... 43

TABLA 10.2.PARÁMETROS CABLE HVAC SUBMARINOS.[21] ... 44

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Resumen Ejecutivo

El presente proyecto de grado se titula “Conexión de granjas eólicas offshore en el RTS” desarrollado por el estudiante Luis Carlos Gaitán Riascos, y asesorado por el profesor titular de la Universidad de los Andes, Dr. Mario Alberto Ríos Mesías. Este proyecto tiene como objetivo la selección y diseño de una interconexión HV para un parque eólico offshore mediante un estudio de costos, de pérdidas y de disponibilidad del conjunto de alternativas de diferentes tecnologías seleccionado, dentro del marco normativo vigente. Este conjunto se constituye de 4 alternativas, dos de ellas alternativas HVAC y las otras dos HVDC. Cada alternativa presenta una topología diferente de conexión.

Para el estudio se asumió un parque eólico con capacidad nominal de 399MW ubicado a 80 km del sistema RTS. El punto de interconexión se encontró entre los nodos 218 y 217 del sistema antes enunciado. Para la selección de la alternativa del menor costo equivalente de transmisión se llevaron a cabo las siguientes actividades (Figura 1-1):

Como paso inicial, se realizó una formulación sobre los equipos requeridos para cada alternativa y los costos de inversión de cada una de estas. Posteriormente, se calculó la disponibilidad del sistema de transmisión usando la probabilidad de falla de cada uno de los componentes de las alternativas. Paralelamente, se modelo el sistema RTS y cada alternativa en el software NEPLAN con el fin de calcular las pérdidas promedio de cada topología. Como resultado se obtuvo un costo mayor de capital para las alternativas HVAC, donde más del 90% de los costos corresponde a las líneas submarinas de transmisión. También, se encontró

Figura 1-1. Metodología para la selección de alternativa de conexión del parque eólico offshore.

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que las pérdidas de los sistemas HVAC presentan un comportamiento cuadrático decreciente a medida que aumenta la potencia generada por el parque, mientras que las pérdidas de los sistemas HVDC se modelan de forma lineal con el aumento de la generación del parque. En cuanto a las perdidas promedio dentro del rango de generación del parque [0, 400] MW, fueron mayores para los sistemas con tecnología HVAC. Ningún patrón se pudo identificar para la disponibilidad de las alternativas puesto se presentaron resultados mixtos entre estas. Usando estos resultados se procedió a calcular el costo por unidad de energía transmitida a la red. En consecuencia, se encontró que la alternativa con menor costo por unidades de energía transmitida a la red fue la alternativa 3, correspondiente a una alternativa HVDC LCC.

Una vez seleccionada esta alternativa se procedió a realizar los estudios técnicos de flujo de carga, análisis de corto circuito y análisis de contingencias N-1. Se analizó el comportamiento de la red antes y después de la inclusión del parque eólico con el fin de identificar problemas sobre el sistema. En específico, el sistema no presenta sobre tensiones en los nodos o sobre cargas en los elementos que conforman el sistema. El perfil de voltaje de los nodos del sistema no presento cambios significativos, al igual que las corrientes de falla trifásicas debido a la característica de desacople de los sistemas HVDC. Se evaluaron las contingencias N-1 sobre los elementos que suplían la demanda del nodo 218. Como resultado, no se presentó ningún problema ante estas contingencias, principalmente por que el sistema ya contaba con un refuerzo doble línea entre los nodos 218 y 221. De igual manera, se evaluó una contingencia N-1 sobre alguna de las líneas del bipolo HVDC. Se resalta la característica de esta configuración puesto que permite transmitir parte de la potencia generar por el parque eólico. En estos casos, el límite de potencia que puede transmitir una estación de conversión es igual a la capacidad nominal, para el caso de estudio es de 250 MW. Teniendo en cuenta estos resultados se concluye que no es necesario un redimensionamiento de los dispositivos de protección de la red. Finalmente, se dimensionaron los equipos de las estaciones conversoras de rectificación e inversión de voltaje. Se calculó short-circuit ratio (SCR) con el fin de determinar si la red se consideraba fuerte sobre el punto de conexión. Esto tiene implicaciones sobre la necesidad de compensación de reactivos sobre este punto. Se encontró que el SCR era mayor a 3, lo cual, según el estándar IEEE 1204 de 1997 permite considerar la red como fuerte, extenuando la compensación de reactivos en los puntos de interconexión. Se seleccionó una estación de conversión de 2 puentes de 6 pulsos cada uno, operando a un voltaje DC de 300 kV y una corriente DC de 666,67 A.

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INTRODUCCIÓN

En un contexto mundial donde el ímpetu sobre los requerimientos energéticos no da tregua, la exploración y explotación de recursos no convencionales renovables, se presenta como una oportunidad imperante. En el caso Colombia poco se ha explorado la utilización de estas fuentes no convencionales. Con la introducción de la ley 1517 se espera que la adopción de estas fuentes, no exploradas y de origen renovable, sea creciente y represente un porcentaje mayor sobre el que actualmente presenta dentro de la matriz energética nacional.

En cuanto a la experiencia internacional en este tema, se puede observar que ha habido un crecimiento acelerado en la instalación de tecnologías renovables como la solar fotovoltaica y la eólica por nombrar algunas. La capacidad instalada de la energía SFV en 2004 fue de 3.7 GW para pasar en 2013 a 139 GW. Y la capacidad instala de la energía eólica en 2003 fue de 48 GW para pasar en 2013 a 318GW. [1] Colombia no ha sido ajena a esta tendencia, ya que se cuenta con el parque eólico Jepirachi con una capacidad instalada de 19MW, ubicado en el departamento de la Guajira. En este departamento se presenta el mayor potencial del recurso eólico presente en el país, por lo cual varias empresas de generación eléctrica han puesto sus ojos sobre esta región para llevar a cabo proyectos de esta envergadura.

En cuanto a la generación de energía eléctrica a partir de energía eólica existen dos grandes corrientes. La primera corresponde a la generación en costa y la segunda a la generación offshore o costa fuera. Esta última presenta varias ventajas sobre la generación eólica en costa, entre ella se destacan: mayor aprovechamiento del recurso, mejores velocidades y mayores outputs de energía eléctrica, menor contaminación visual y auditiva, impacto reducido sobre el uso del suelo, complementariedad con el recurso hídrico, entre otras. Por otro lado, la gran desventaja de la instalación de turbinas eólicas en alta mar, consiste en su costo de inversión y de operación, así como en el diseño de un sistema más robusto que sea confiable incluso con líneas de transmisión submarinas.

En el presente documento se explora las diferentes tecnologías disponibles en la actualidad para llevar a cabo una interconexión submarina. Se desarrolla una metodología denominada costo de energía transmitida como variable de decisión sobre un conjunto de diferentes alternativas para el caso de estudio. El caso de estudio se presenta en la sección 5. En la sección 6 se desarrollan los estudios necesarios como inputs de la metodología antes descrita. Posteriormente, en la sección 7, se presenta los estudios técnicos para el estudio de caso, tanto antes de la interconexión como después de ella. En la sección 8 se presenta el dimensionamiento de los diferentes equipos de la alternativa seleccionada. Finalmente, se presentan las conclusiones del estudio y recomendaciones a futuro.

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OBJETIVOS

El objetivo generar de este proyecto consistió en diseñar y seleccionar una interconexión para un parque eólico offshore realizando un estudio de costos, de pérdidas y evaluando la disponibilidad de cada una de las alternativas de interconexión, dentro el marco normativo vigente. Para alcanzar el objetivo antes descrito se planearon los siguientes objetivos específicos:

 Investigación de las alternativas de conexión DC y AC.

 Definir una interconexión basado en criterios económicos.

 Investigar sobre la confiabilidad de las líneas de interconexión usadas en proyectos offshore.

 Análisis del comportamiento del sistema RTS antes y después de la inclusión del parque eólico con el fin de comparar los resultados.

 Solución de los problemas técnicos presentados al implementar el parque eólico.

De esta forma, los entregables del proyecto son:

 Diseño básico y conceptual del parque eólico. (Turbinas, líneas de transmisión submarinas)

 Diseño básico de la interconexión (Estación de conversión)

 Estudios técnicos (Flujo de Carga, análisis de corto circuito, Análisis de contingencias sobre la interconexión)

 Simulaciones del sistema.

 Estudio de disponibilidad de la línea de transmisión.

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TECNOLOGIAS DE CONEXIÓN DE ENERGIA EOLICA OFFSHORE

Actualmente existen varios métodos para la interconexión de un parque eólico offshore con la red. Entre ellos se destaca el uso de dos tecnologías a nivel comercial, HVAC (High Voltaje Alternating Current) y HVDC (High Voltaje Direct Current). En cuanto al parque eólico, la topología de diseño del parque más común consiste en una topología radial. Para diseñar una disposición radial de un parque eólico se deben tener en cuenta aspectos como la cantidad de turbinas por línea radial y la distancia entre turbinas eólicas. Estos aspectos de diseño deberán tener en cuenta que la distancia entre turbinas debe ser de aproximadamente 5 a 9 veces el diámetro del rotor. Esto con el fin de que la reducción de velocidad del viento, luego del paso por una turbina, permita aprovechar el recurso de una forma óptima y sin turbulencia.

3.1 Interconexión con sistema de transmisión HVAC

Esta tecnología es la más usada y conocida mundialmente por lo cual la mayoría de proyectos offshore usan esta configuración para la interconexión. Un sistema de transmisión AC deberá consistir de los siguientes componentes: [15]

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 Colector AC dentro del parque eólico offshore

 La subestación marina donde se conectan los transformadores elevadores de voltaje y los compensadores reactivos.

 Tres cables HVAC (cross linked polyethylene insulation)

 Subestación en costa donde se conectan los transformadores elevadores de voltaje y los compensadores reactivos.

En la figura a continuación se puede observar la disposición de los equipos para un parque eólico de 600MW.

Figura 3-1. Configuración de un sistema de transmisión HVAC. [15]

La configuración mostrada se debe adaptar a las características y necesidades específicas de cada parque. Puede existir el caso donde el sistema de transmisión tenga el mismo voltaje de la red por lo cual el transformador en costa no será necesario.

3.2 Interconexión con sistema de transmisión HVDC LCC

Los sistemas de transmisión HVDC LCC existen desde hace varios años, y se han desarrollado grandes proyectos de interconexión con esta tecnología. Entre los proyectos más notorios están el Pacific DC Intertie, Gotland y Cross-channel Project. El primero consiste en u proyecto de interconexión en la costa oeste de los Estados Unidos donde se conecta el estado de Oregón con Los Ángeles transportando una potencia de 3100 MW. El segundo proyecto fue el primer sistema de transmisión HVDC a nivel comercial, desarrollado en 1954 entre la isla de Gotland y Suecia. Finalmente, el Cross-Channel Project fue desarrollado entre Francia e Inglaterra para la interconexión de los dos países por medio de un cable bidireccional submarino. A pesar de esto nunca se ha llevado a cabo una subestación de conversión offshore. Un sistema de transmisión HVDC LCC deberá consistir de los siguientes componentes: [15]

 Filtros AC

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 Transformador conversor

 Válvulas de tiristores

 Smoothing Reactor

 STATCOM o banco de capacitores

 Cable DC y camino de regreso

 Generador de respaldo (Diésel)

Figura 3-2. Configuración de un sistema de transmisión HVDC LCC. [15]

En la figura se puede observar la configuración general para la interconexión usando tecnología HVDC LCC para un parque eólico.

3.3 Costo de la energía transmitida

Con el fin de evaluar las diferentes alternativas de conexión se utilizara la metodología propuesta en [8]. En esta metodología se usa el concepto del costo de transmisión de energía. Este se define como el costo de entregar una unidad de potencia, producida por el parque eólico, a la red. Si se define que la inversión para construir el sistema de transmisión es hecha hoy y que es pagada durante la vida del sistema de transmisión el costo total de inversión esa dado por:

𝐶𝑖𝑛𝑣𝑒𝑠𝑡 =𝑟 ∙ (1 + 𝑟)

𝑁∙ 𝑁

(1 + 𝑟)𝑁− 1 ∗ 𝐼𝑛𝑣𝑒𝑠𝑡

Dónde:

𝐼𝑛𝑣𝑒𝑠𝑡 = 𝑐𝑜𝑠𝑡𝑜𝑠 𝑑𝑒 𝑖𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑖𝑜𝑛 ℎ𝑜𝑦 (€) 𝑁 = 𝐷𝑢𝑟𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛 𝑑𝑒𝑙 𝑝𝑟𝑜𝑦𝑒𝑐𝑡𝑜 (𝐴ñ𝑜𝑠)

𝑟 = 𝑡𝑎𝑠𝑎 𝑑𝑒 𝑑𝑒𝑠𝑐𝑢𝑒𝑛𝑡𝑜 (%) 𝐶𝑖𝑛𝑣𝑒𝑠𝑡 = 𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑝𝑎𝑔𝑎𝑑𝑜 (€)

De igual forma se puede calcular el pago anual de la inversión en los activos para realizar la interconexión del parque eólico, a saber,

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𝑅 = 𝑟 ∙ (1 + 𝑟)

𝑁

(1 + 𝑟)𝑁− 1∗ 𝐼𝑛𝑣𝑒𝑠𝑡

Dónde:

𝑅 = 𝑃𝑎𝑔𝑜 𝑎𝑛𝑢𝑎𝑙 𝑑𝑒 𝑖𝑛𝑓𝑟𝑎𝑒𝑠𝑡𝑟𝑢𝑐𝑡𝑢𝑟𝑎 𝑜 𝑑𝑒 𝑖𝑛𝑠𝑡𝑎𝑙𝑎𝑐𝑖ó𝑛 (€)

La cantidad total de energía que es entregada a la red en un periodo operativo de un año se define como:

𝐸𝐷 = 𝑃𝑜𝑢𝑡,𝐴𝑣𝑔∙ (1 − 𝐿

100) ∙ 𝑇 ∙ (1 − 𝑈𝑛

100)

Dónde:

𝑃𝑜𝑢𝑡,𝐴𝑣𝑔 = 𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑝𝑟𝑜𝑚𝑒𝑑𝑖𝑜 𝑔𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑑𝑎 𝑝𝑜𝑟 𝑒𝑙 𝑝𝑎𝑟𝑞𝑢𝑒 (𝑘𝑊) 𝑇 = 𝑇𝑖𝑒𝑚𝑝𝑜 𝑑𝑒 𝑜𝑝𝑒𝑟𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛 𝑒𝑛 𝑢𝑛 𝑎ñ𝑜 (𝐻𝑜𝑟𝑎𝑠)

𝐿 = 𝑃𝑒𝑟𝑑𝑖𝑑𝑎𝑠 𝑝𝑟𝑜𝑚𝑒𝑑𝑖𝑜 𝑑𝑒𝑙 𝑠𝑖𝑠𝑡𝑒𝑚𝑎 𝑑𝑒 𝑡𝑟𝑎𝑛𝑠𝑚𝑖𝑠𝑖ó𝑛 (%) 𝑈𝑛 = 𝐷𝑖𝑠𝑝𝑜𝑛𝑖𝑏𝑖𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑝𝑟𝑜𝑚𝑒𝑑𝑖𝑜 𝑑𝑒𝑙 𝑠𝑖𝑠𝑡𝑒𝑚𝑎 𝑑𝑒 𝑡𝑟𝑎𝑛𝑠𝑚𝑖𝑠𝑖ó𝑛 (%)

Dado que la compañía que los inversores de este proyecto esperan un retorno cada año, definida como 𝑝 (%), el costo de transmisión de energía se puede definir combinando las ecuaciones antes planteadas, a saber,

𝐶𝑡𝑟𝑎𝑛𝑠= 𝑅 𝐸𝐷

100 100 − 𝑝

Dónde:

𝐶𝑡𝑟𝑎𝑛𝑠= 𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜 𝑑𝑒 𝑒𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖𝑎 𝑡𝑟𝑎𝑛𝑠𝑚𝑖𝑡𝑖𝑑𝑎 (€/𝑘𝑊ℎ)

𝐸𝐷 = 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝑒𝑛𝑡𝑟𝑒𝑔𝑎𝑑𝑎 (𝑘𝑊ℎ)

𝑅 = 𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜 𝑎𝑛𝑢𝑎𝑙 𝑑𝑒 𝐼𝑛𝑠𝑡𝑎𝑙𝑎𝑐𝑖ó𝑛 (€)

4

CASO DE ESTUDIO

El caso de estudio constituyo la conexión de un parque eólico con capacidad nominal de 399 MW al sistema RTS (Figura 4-1) [2]. Este sistema está compuesto de 23 nodos, en los cuales se distinguen dos niveles de tensión. El primero se referirá como el área de 138kV y segundo como el área de 230kV. De igual forma, el sistema cuenta con 5 transformadores, 38 líneas de transmisión, 1 condensador sincrónico, un reactor y 32 unidades generadoras distribuidas alrededor del sistema y referentes a diferentes tecnologías para la generación.

Con el objetivo de realizar los estudios eléctricos del sistema y en específico, el análisis de corto circuito, se realizaron aproximaciones para los parámetros de secuencia negativa asumiendo valores típicos para cada uno de las tecnologías de generación. En cuanto a las líneas de transmisión, se definieron los parámetros de secuencia negativa usando el software elaborado por Georgia Tech. [3]

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Por otro lado, los parámetros del sistema son suministrados en [2], incluyendo datos de las unidades generadoras, cargas, líneas, confiabilidad de los equipos eléctricos y transformadores.

Figura 4-1. Sistema de Potencia RTS. [2]

Especificaciones del Parque Eólico

Para el estudio se asume que el parque eólico está ubicado a 80km de la costa. Para la conexión al sistema RTS se tendrá en cuenta la geometría presentada en la figura 4-2 con el objetivo de presentar las alternativas de conexión. La línea roja repente la distancia entre la estación colectora offshore y la estación en costa, esta corresponde a una distancia de 82,01 km. La línea blanca representa la distancia entre el parque eólico y el nodo 18 la cual corresponde a 82,9 km. Para finalizar, la línea negra corresponde a la distancia de conexión entre el parque eólico y el nodo 17, y es igual a 82.9 km.

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Figura 4-2. Caso de estudio. Ubicación del parque Eólico.

En la siguiente tabla se puede observar un resumen de las características geométricas entre los nodos de conexión, el parque eólico, y el punto de conexión en costa.

km

Distancia Nodo 17 a 18 16,09 Distancia de Nodo 17 SubOnshore 4,02 Distancia de Nodo 18 SubOnshore 12,07

Distancia de SubOnshore a Costa 2,01 Distancia PE a punto de conexión 80,00

Distancia Nodo 17 a PE 82,11

Distancia Nodo 18 a PE 82,90

Tabla 4.1 Distancias geométricas para la interconexión.

5.3

Especificaciones técnicas del parque eólico.

El parque eólico tendrá una capacidad nominal de 399 MW, con lo cual estará compuesto por 133 turbinas Vestas V90, las cuales poseen una capacidad nominal de 3 MW. En la tabla 4.2 se resumen las principales especificaciones técnicas de estas turbinas.

Turbinas

Referencia Vestas V90 Potencia Nominal 3 MW Altura sobre nivel del mar 65 - 105

Metros

# Aspas 3

Diámetro 90 metros

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Turbinas

Velocidad Arranque 3 m/s Velocidad Parada 25 m/s

Frecuencia 50/60 HZ Control de Potencia Pitch Control Transformador integrado Sí

Nivel de Voltaje 1kV/33kV Potencia Transformador 5,4MW

Tabla 4.2. Especificaciones técnicas Turbina VEstas V90. [4][5]

El parque eólico se configurara siguiendo una distribución radial. Con esto en mente y siguiendo las recomendaciones en [6] se procede a calcular la distancia entre las turbinas en una columna.

𝐷𝑖𝑠𝑡𝑎𝑛𝑐𝑖𝑎 = ∅ ∗ 7 = 90𝑚 ∗ 7 = 630 𝑚

En la tabla 4.3 se pueden observar las características del parque eólico offshore propuesto.

Parque Eólico

Potencia Nominal 399 MW Numero turbinas 133

Filas 7

Turbinas por fila 19 Distancia entre turbinas 630m

Distancia entre columnas 990m

Tabla 4.3. Especificaciones del parque eólico offshore.

Por otra parte, las turbinas se conectaran internamente por medio de cables de MV a un nivel de tensión de 33kV. [6] Estos cables deberán ser enterrados a una profundidad de 1 a 4 metros sobre el fondo del mar con el fin de evitar daños, o si las condiciones son las indicadas, sobre el lecho marino. [7] Para esta conexión se seleccionaron cables de MV tripolares con aislante de polímero extruido XLPE de referencia, (F)2XS(FL)2Y>c<RAA 18/30 (36) kV de marcan Nexans. Teniendo en cuenta que el sistema es radial, los cables más alejados del punto de colección deberán tener una menor capacidad de carga puesto que deben llevar menos potencial, de la misma manera, debido a la pequeña distancia que existe entre turbinas no se consideraran perdidas, con lo cual solo basta con seleccionar los cables según la potencia necesaria a transportar. En los anexos se puede observar las características técnicas de los cables seleccionados para cada una de las líneas internas.

Para finalizar, en la figura 4-3 se puede observar el modelo de simulación de una turbina eólica en el software NEPLAN. En este se puede observar que el transformador se encuentra integrado y que además existe un modelo dinámico de control el cual se

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representa por el regulador en la imagen. De igual forma, se permite representar el comportamiento dinámico de una turbina mediante el modelo definido.

Figura 4-3. Modelo de simulación de turbina eólica.

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ANÁLISIS DE ALTERNATIVAS

Con el fin de evaluar la interconexión del parque eólico, se proponen varias alternativas de conexión entre las cuales se destacan el uso de dos tecnologías, HVAC y HVDC LCC, y 2 topologías diferentes para cada tecnología con la finalidad de evaluar las diferentes conexiones para finalmente seleccionar la alternativa con el menor costo de energía transmitida. De igual forma, se realizó una investigación sobre los costos de las diferentes alternativas, y un análisis de la energía no suministrada por la interconexión teniendo en cuenta las probabilidades de falla de los componentes de estas y las topologías descritas.

5.1 Alternativas HVAC

Con el fin de evaluar la interconexión del parque eólico se proponen dos alternativas usando la tecnología HVAC las cuales se diferencian en su topología de conexión. Alternativa 1 – Conexión a 230kV en punto de conexión Onshore

Esta alternativa constituye la inclusión de un punto de conexión en costa con el fin de conectar de forma directa las líneas submarinas con la línea de transmisión entre los nodos 17 y 18. Debido a que la conexión se realiza al mismo nivel de tensión que el de la red, no será necesaria la inclusión de un transformador en costa. Por otro lado, si será necesario una subestación marina con el fin de elevar el nivel de voltaje desde 33kV hasta 230kV.

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Figura 5-1. Alternativa 1 –HVAC 1.

Alternativa 2 – Conexión a 230kV en nodos 17 y 18

Esta alternativa tiene las mismas características de los equipos eléctricos seleccionados en la anterior alternativa, pero se diferencian en la topología de conexión. A diferencia de la alternativa 1, en esta no se estaría abriendo la línea de transmisión que conecta los nodos 17 y 18, sino se conecta directamente una de las dos líneas submarinas en alguno de los dos nodos.

Figura 5-2. Alternativa 2 - HVAC 2.

5.2 Alternativas HVDC

Con el fin de evaluar la interconexión del parque eólico se proponen dos alternativas usando la tecnología HVAC las cuales se diferencian en su topología de conexión.

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Alternativa 3 – Conexión a Estación Conversora Onshore Bipolo

Consiste en la interconexión con del parque eólico con la red por medio de una línea submarina HVDC. Para ello, es necesario utilizar dos estaciones conversoras, AC/DC y viceversa, tanto en costa como Offshore. La potencia nominal de estos conversores deberá ser igual a la capacidad nominal (400MW) del parque eólico dado que en el caso de máxima producción esta potencia se estará invirtiendo para ser transportada a la red.

Figura 5-3. Alternativa 3. HVDC 1.

Alternativa 4 – Conexión a Estación Conversora Onshore dos Monopolos

El último caso consiste en la conexión de una de las líneas submarinas bipolar en el nodo 17 y otra en el nodo 18. Para ello, se necesitara de una estación de conversión extra dado que no se realizara la inversión de voltaje DC a AC en la misma estación.

Figura 5-4. Alternativa 4. HVDC 2.

5.3 Costo de los equipos para la interconexión.

En esta sección se realizó una búsqueda de precios con la finalidad de poder comparar las diferentes alternativas antes descritas. Esta variable constituye un input necesario para poder usar el modelo desarrollado en la sección del marco teórico, Costo de la energía transmitida.

(18)

Conexión de granjas eólicas offshore en el RTS

18

Costo Componentes AC.

Usando la resolución 097 de 2008 de la CREG (Costos unitarios Nivel 4) [22] se tomaron algunos de los componentes necesarios para realizar una interconexión basada en esta tecnología. De igual manera, se consultó la referencia [15]. Dado que la comunidad europea ha estado a la vanguardia en el desarrollo de estos equipamientos, tanto HVAC y especialmente, HVDC los costos encontrados en este numeral fueron convertidos a Euros del 2007. Para esto se utilizó una tasa de cambio promedio para este año igual a $2.944 pesos por Euro. Esta transformación se realizó puesto los costos para los equipos HVDC en su mayoría se encontraron en Euros y se necesitó que fueran directamente comparables entre tecnologías.

Alternativa 1 - Conexión a 230kV en punto de conexión Onshore

Esta topología hace uso de un transformador offshore, dado que la conexión se realiza al mismo nivel de voltaje de la red. A pesar de esto, como se describió en la sección anterior, se debe abrir la línea de conexión entre los nodos 217 y 218. En la tabla 5.1 se pueden observar la cantidad de equipos mayores y su capacidad para llevar a cabo esta alternativa. A demás de estos equipos, se incluyó los costos del switchgear, de los compensadores necesarios y de instalación de los cables.

Alternativa 1

Item Voltaje

(kV)

Ampacidad

(A) Cantidad

Potencia (MW)

Líneas AC 230 1050 2 241,5

Transformadores

Offshore 33/230 1 450

Transformadores

OnShore 230/230 0 450

Tabla 5.1. Componentes mayores Alternativa 1.

En la siguiente tabla se pueden observar los costos discernidos para cada componente antes enunciado. A demás de esto, al final se muestra el costo total de los equipos necesarios para implementar esta alternativa.

Costos (M Euros)

Cables (/km) Transformadores Compensadores Switchgear Instalación Cables

(/km)

€ 3,30

€ 3,28

€ 1,24

0,18 € 0,10

Tabla 5.2. Costos totales por componentes. Alternativa 1.

𝐶𝑜𝑠𝑡𝑎𝑙𝑡1 = 548,38 𝑀€

Del total del costo de la implementación de esta alternativa los cables HVAC submarinos hacen cuentan del 96,33% del costo total.

(19)

Conexión de granjas eólicas offshore en el RTS

19

Alternativa 2 – Conexión a 230kV en nodos 17 y 18

Al igual que la alternativa anterior, esta hace uso de un transformador offshore y de dos líneas XLPE HVAC con una capacidad nominal de 1050 Amperios. Al simular la interconexión con el parque usando esta topología, se presentó una sobre tención en el nodo 217, por lo cual se propuso la conexión de un banco de capacitores de 60MVA con la finalidad de solucionar el problema antes descrito. Este costo adicional se tuvo en cuenta a la hora de calcular el costo total de la implementación de esta alternativa. En la tabla 5.3 se pueden observar los costos de cada uno de los componentes de esta alternativa. En general esta alternativa posee un costo mayor debido a que la longitud de los cables submarinos es superior.

Costos (M Euros)

Cables (/km) Transformadores Compensadores Switchgear Instalación Cables

(/km)

€ 3,30

€ 3,28

€ 1,24

0,18 € 0,10

Tabla 5.3. Costos totales por componente. Alternativa 2.

𝐶𝑜𝑠𝑡𝑎𝑙𝑡2 = 565,45 𝑀€

La diferencia en longitud de las líneas submarinas dan un aumento en el precio de la interconexión de 17,03 𝑀€. De igual manera, el porcentaje que este componente represento sobre el costo total fue del 96,253%.

Costo Componentes DC.

Los costos para cada uno de los componentes de las topologías usando tecnologías HVDC se encontraron en [7] y [15]. En específico, se encontraron dos componentes principales. Los cables submarinos y las estaciones conversoras con todos los componentes descritos en el marco teórico incluidos. Referenciando proyectos HVDC realizados en Europa se puede obtener el costo para cada uno de los componentes antes descritos, a saber,

Líneas Submarinas

El costo de las líneas submarinas HVDC pueden ser descritos por la siguiente ecuación, donde P hace referencia a la capacidad nominal de transporte en unidades de MW.

𝐶𝑜𝑠𝑡(𝑀€) =1,148𝑃 + 156,1

1000 [7]

(20)

Conexión de granjas eólicas offshore en el RTS

20

𝐶𝑜𝑠𝑡(€) = 0,08 € 𝑉𝐴 [15]

Alternativa 3 – Conexión a Estación Conversora Onshore Bipolo

Esta alternativa hace el uso de 4 estaciones conversoras, dos estaciones en costa y dos offshore. Como se describió antes esta estación conversora hace cuenta de todos componentes necesarios tales como filtros AC y DC, transformadores, válvula de tiristores, los reactores y los generadores de respaldo. En la tabla 5.4 se pueden observar un resumen de los equipos usados y sus ratings,

Alternativa 3

Item Voltaje (kV) Ampacidad (A) Cantidad Potencia (MW)

Líneas DC 230 1375 2 316,25

Estación Conversora

Offshore 33/230 2 250

Estación Conversora

OnShore 230/230 2 250

Tabla 5.4. Descripción componentes Alternativa 3.

Con esto en mente y teniendo en cuenta los costos antes descritos se calculó el costo total de la implementación de esta alternativa.

𝐶𝑜𝑠𝑡𝑎𝑙𝑡3 = 249,41 𝑀€

A diferencia de las alternativas con tecnología HVAC, el costo de las líneas submarinas para la alternativa 3 represento 66,61% del costo total de la implementación de esta alternativa. A pesar de que las estaciones conversoras, con todos sus equipamientos, son mucho más costosas que los equipos necesarios para implementar una solución HVAC, el ahorro en las líneas submarinas presenta una diferencia substancial en el costo de las alternativas HVDC.

Alternativa 4 – Conexión a Estación Conversora Onshore dos Monopolos

Al igual que la alternativa 3 esta hace uso de 4 estaciones conversoras, dos estaciones en costa y dos offshore. Debido a lo antes descrito, en la tabla 5.4 se pueden observar los componentes necesarios para esta alternativa los cuales son básicamente los mismos. A pesar de esto, la diferencia en los costos se ven afectadas dada la diferencia entre la longitud de los cables submarinos entre las dos alternativas.

𝐶𝑜𝑠𝑡𝑎𝑙𝑡4 = 254,61 𝑀€

La diferencia en longitud de las líneas submarinas dan un aumento en el precio de la interconexión de 5,2 𝑀€. De igual manera, el porcentaje que este componente represento sobre el costo total fue del 67,29%.

(21)

Conexión de granjas eólicas offshore en el RTS

21

5.4 Análisis de falla de la interconexión (Energía no suministrada)

En este anexo se presenta el estudio de disponibilidad de cada una de las alternativas de interconexión estudiadas. Los datos referentes a la probabilidad de no disponibilidad de cada uno de los elementos eléctricos necesarios para cada tecnología de interconexión son tomados de [15], y corresponden a datos tomados del CIGRE.

𝑈𝑛 = 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖𝑎 𝑛𝑜 𝑡𝑟𝑎𝑛𝑠𝑚𝑖𝑡𝑖𝑑𝑎

𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔𝑖𝑎 𝑞𝑢𝑒 𝑝𝑜𝑑𝑖𝑎 ℎ𝑎𝑏𝑒𝑟 𝑠𝑖𝑑𝑜 𝑡𝑟𝑎𝑛𝑠𝑚𝑖𝑡𝑖𝑑𝑎

1. Alternativas HVAC

Con el fin de calcular la indisponibilidad de energía de cada una de las dos topologías evaluadas, en la tabla 5.5 se presenta la probabilidad de disponibilidad de cada componente, a saber,

TR CB (33kV) CB

(230kV) SR

TLC (80km)

P(disponible) 99.75% 99.54% 99.81% 99.93% 99.64%

Tabla 5.5. % de disponibilidad para cada uno de los elementos de la interconexión HVAC. [15]

Topología 1:

En la figura 5-5 se puede observar la topología de la interconexión para la alternativa 1. En esta se destaca que, antes del transformador offshore se presenta un circuit breaker de 33kV, el cual posee una probabilidad de falla mayor que uno de 230kV. De igual forma, al momento de calcular la probabilidad de que la energía no sea transmitida, se tuvo en cuenta que al presentar una falla sobre una línea AC, mediante un seccionador se desconecta la línea con la falla dejando disponible la segunda línea submarina para transmitir la potencia nominal disponible por esta.

(22)

Conexión de granjas eólicas offshore en el RTS

22

Figura 5-5. Topología de la alternativa de interconexión 1.

Con el fin de evaluar la probabilidad de no suministrar energía por fallas en la interconexión se debe tener en cuenta lo anteriormente descrito. Cada segmento de cable compuesto por los elementos conectados en serie a este, se tomara como un solo elemento para los cálculos. Con esto en mente se procede a calcular la probabilidad de no transmitir energía de un segmento de cable, a saber

𝑃(𝑁𝑇)𝑆𝑒𝑔 𝐶𝑎𝑏𝑙𝑒 = 1 − (𝑃(𝑆𝑅)2∗ 𝑃(𝐶𝐵230𝑘𝑣)2∗ 𝑃(𝑇𝐿𝐶))

De igual manera, se tomó el circuit breaker en serie con el transformador offshore como un solo componente, con el fin de calcular la probabilidad de no transmitir energía.

𝑃(𝑁𝑇)𝑡𝑟𝑎𝑓𝑜 = 1 − 𝑃(𝐶𝐵33𝑘𝑣) ∗ 𝑃(𝑇𝑅)

Usando las probabilidades de la tabla 5.6, se procede a calcular la probabilidad de no transmisión de cada componente antes descrito,

Elemento P(NT)

Transform 0.70567% Line 0.87278% Line 2 0.87278%

Tabla 5.6. Probabilidad de falla de cada polo.

Paso siguiente, se procede a calcular las diferentes combinaciones de los modos de operación de la interconexión HVAC. Cada componente tiene una potencia nominal igual a 400MW correspondiente a la potencia nominal del parque.

CIRCB-12

TR2-20

NOffshore 230 kV

N 33kv 33 kV

NOnshore 230 kV

REAC-87

REAC-93 REAC-99

REAC-105 HVAC

CIRCB-56

HVAC2

CIRCB-44

HVAC2.2

CIRCB-38 N123

230 kV

HVAC1.1 CIRCB-50

N120 230 kV

(23)

Conexión de granjas eólicas offshore en el RTS

23

Estados

Transformador Line Line 2 Modo

1 1 1 1

1 1 0 2

1 0 1 3

1 0 0 4

0 1 1 5

0 1 0 6

0 0 1 7

0 0 0 8

Tabla 5.7. Estados de operación de cada componente del sistema de transmisión HVAC.

Modos de operación:

Modo 1

Elemento Capacidad de

Tr (MW) P(Transmitir)

Transformador 400 99,294%

Line 200 99,127%

Line 2 200 99,127%

Total Lines 400

Total 400 97,569%

Tabla 5.8. Modo de operación 1.

Modo 2

Elemento Capacidad de

Tr (MW) P(Transmitir)

Transformador 400 99,294%

Line 241,5 99,127%

Line 2 0 0,873%

Total Lines 241,5

Total 241,5 0,859%

Tabla 5.9. Modo de operación 2.

Modo 3

Elemento Capacidad de

Tr (MW) P(Transmitir)

Transformador 400 99,294%

Line 0 0,873%

Line 2 241,5 99,127%

Total Lines 241,5

Total 241,5 0,59%

(24)

Conexión de granjas eólicas offshore en el RTS

24

Modo 4

Elemento Capacidad de

Tr (MW) P(Transmitir)

Transformador 400 99,294%

Line 0 0,873%

Line 2 0 0,873%

Total Lines 0

Total 0 0,008%

Tabla 5.11. Modo de operación 4.

Modo 5

Elemento Capacidad de

Tr (MW) P(Transmitir)

Transformador 0 0,706%

Line 200 99,127%

Line 2 200 99,127%

Total Lines 400

Total 0 0,693%

Tabla 5.12 Modo de operación 5.

Modo 6

Elemento Capacidad de

Tr (MW) P(Transmitir)

Transformador 0 0,706%

Line 241,5 99,127%

Line 2 0 0,873%

Total Lines 241,5

Total 0 0,006%

Tabla 5.13. Modo de operación 6.

Modo 7

Elemento Capacidad de

Tr (MW) P(Transmitir)

Transformador 0 0,706%

Line 0 0,873%

Line 2 241,5 99,127%

Total Lines 241,5

Total 0 0,006%

(25)

Conexión de granjas eólicas offshore en el RTS

25

Modo 8

Elemento Capacidad de

Tr (MW) P(Transmitir)

Transformador 0 0,706%

Line 0 0,873%

Line 2 0 0,873%

Total Lines 0

Total 0 0,000%

Tabla 5.15. Modo de operación 8.

Una vez identificadas cada una de las probabilidades de los diferentes modos de operación del sistema de interconexión HVAC, se procede a calcular el % de no disponibilidad de los componentes combinados, usando la siguiente formula.

𝑈𝑛 𝑃𝑜𝑙𝑜1&2= 𝑃𝑖 ∗ 𝑡 ∗ 𝑃(𝑇𝑟𝑎𝑛𝑠𝑚𝑖𝑡𝑖𝑟)𝑖 𝑡 ∗ 𝑃𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙

En la siguiente tabla se puede observar los resultados para el sistema total.

Un Total 1.39403%

Tabla 5.16. Resultados de la no disponibilidad de la Alternativa 1.

Topología 2:

En la figura 5-6 se puede observar un esquemático de la topología de la interconexión para la alternativa 2. En esta se destaca que cada una de las líneas submarinas termina en nodos independientes en el lado onshore.

Figura 5-6. Topología de la alternativa de interconexión 2.

El procedimiento para el cálculo de la no disponibilidad de energía para esta topología siguió los mismos pasos descrito en el numeral anterior. A continuación se presenta los resultados para el sistema total.

CIRCB-12

TR2-20

NOffshore 230 kV

N 33kv 33 kV

REAC-87

REAC-93 REAC-99

REAC-105 HVAC

CIRCB-56

HVAC2

CIRCB-44

HVAC2.2

CIRCB-38 N123

230 kV

HVAC1.1 CIRCB-50

N120 230 kV

N2017 230 kV N218 230 kV

(26)

Conexión de granjas eólicas offshore en el RTS

26

Un Total 1.39403%

Tabla 5.17. Resultados de la no disponibilidad de la Alternativa 2.

2. Alternativas HVDC

Con el fin de calcular la indisponibilidad de energía de cada una de las dos topologías evaluadas, en la tabla 5.13 se presenta la probabilidad de transmisión o disponibilidad de cada componente, a saber,

CS AC-E V C&P DC-E O TLC

(80Km)

P(disponible) 99.075% 99.860% 99.883% 99.946% 99.935% 99.988% 99.643%

Tabla 5.18. % de disponibilidad para cada uno de los elementos de una interconexión HVDC. [15]

Dónde:

𝐶𝑠: 𝐸𝑠𝑡𝑎𝑐𝑖ó𝑛 𝐶𝑜𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑜𝑟𝑎. 𝐴𝐶 − 𝐸: 𝐸𝑞𝑢𝑖𝑝𝑜 𝑎𝑢𝑥𝑖𝑙𝑖𝑎𝑟 𝐴𝐶.

𝑉: 𝑉𝑎𝑙𝑣𝑢𝑙𝑎 𝑑𝑒 𝑇𝑖𝑟𝑖𝑠𝑡𝑜𝑟𝑒𝑠. 𝐶&𝑃: 𝐶𝑜𝑛𝑡𝑟𝑜𝑙 𝑦 𝑝𝑟𝑜𝑡𝑒𝑐𝑐𝑖𝑜𝑛𝑒𝑠.

𝐷𝐶 − 𝐸: 𝐸𝑞𝑢𝑖𝑝𝑜𝑠 𝐷𝐶. 𝑂: 𝑂𝑡𝑟𝑜𝑠

𝑇𝐿𝐶: 𝐶𝑎𝑏𝑙𝑒 𝑠𝑢𝑏𝑚𝑎𝑟𝑖𝑛𝑜

Topología 3:

En la figura 5-7 se puede observar un esquemático de la topología de la interconexión para la alternativa 3. En esta se destaca que cada uno de los equipos que se muestran, corresponden solamente a la porción de Offshore. A pesar de esto, la parte de Onshore presenta la misma topología.

CS V C&P DC-E O TLC

AC-E

CS V C&P DC-E O TLC

Figura 5-7. Representación de la topología de la alternativa 3 (Bipolo) para el cálculo de la energía no suministrada.

Con el fin de evaluar la probabilidad de no suministrar energía por fallas en la interconexión se debe tener en cuenta que para cada uno de los polos, una falla en algún componente imposibilita el suministro de energía (Conexión en serie). Con esto en mente se procede a calcular la probabilidad de no transmitir energía de un polo, a saber

(27)

Conexión de granjas eólicas offshore en el RTS

27

Usando las probabilidades de la tabla 5.14, se procede a calcular la probabilidad de no transmisión de cada polo, entendiendo que estos son independientes.

Polo Un

1 1.5245%

2 1.5245%

Tabla 5.19. Probabilidad de falla de cada polo.

Paso siguiente, se procede a calcular las diferentes combinaciones de los modos de operación de la interconexión bipolar. Cada polo tiene una potencia nominal de 200MW correspondiente a la mitad de la potencia nominal del parque.

Estados

Polo 1 Polo 2 Modo

1 1 1

1 0 2

0 1 3

0 0 4

Tabla 5.20. Estados de operación de cada componente del Bipolo y combinaciones modos de operación.

Modos de operación:

Polo Capacidad

de Tr (MW) Pr(Transmitir)

1 200 98,476%

2 200 98,476%

Total 400 96,974%

Tabla 5.21. Modo de operación 1.

Polo Capacidad

de Tr (MW) Pr(Transmitir)

1 250 98,476%

2 0 1,524%

Total 250 1,501%

Tabla 5.22. Modo de operación 2.

Polo Capacidad

de Tr (MW) Pr(Transmitir)

1 0 1,524%

2 250 98,476%

Total 250 1.501%

(28)

Conexión de granjas eólicas offshore en el RTS

28

Polo Capacidad

de Tr (MW) Pr(Transmitir)

1 0 1,524%

2 0 1,524%

Total 0 0,023%

Tabla 5.24. Modo de operación 4.

Una vez identificadas cada una de las probabilidades de los diferentes modos de operación del sistema de interconexión HVDC, se procede a calcular el % de no disponibilidad de los polos 1 & 2 combinados, usando la siguiente formula.

𝑈𝑛 𝑃𝑜𝑙𝑜1&2= 𝑃𝑖 ∗ 𝑡 ∗ 𝑃(𝑇𝑟𝑎𝑛𝑠𝑚𝑖𝑡𝑖𝑟)𝑖 𝑡 ∗ 𝑃𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙

En la siguiente tabla se puede observar los resultados de para cada uno de los polos y para el sistema total. Este último se encuentra como la suma de la indisponibilidad de los polos 1&2 y de los equipos AC.

Un polo1&2 1,149%

Un total 1,287%

Tabla 5.25. Resultados para la no disponibilidad de energía de la topología 3.

Topología 4:

En la figura 5-8 se puede observar un esquemático de la topología de la interconexión para la alternativa 4. A diferencia de la topología 3 cada polo debe usar filtros AC (AC-E) independientes, con lo cual se aumenta la probabilidad de falla para cada polo.

CS V C&P DC-E O TLC

AC-E

CS V C&P DC-E O TLC

AC-E

Figura 5-8. Representación de la topología de la alternativa 4 (2xMonopolos) para el cálculo de la energía no suministrada.

El procedimiento para el cálculo de la no disponibilidad de energía para esta topología siguió los mismos pasos descrito en el numeral anterior. A continuación se presenta los resultados para el sistema total.

Un polo1&2 1,2534%

Un total 1,2534%

(29)

Conexión de granjas eólicas offshore en el RTS

29

5.5 Estudio de Perdidas promedio de cada alternativa

Como paso final para calcular el costo de la energía transmitida, se evaluaron las pérdidas de los sistemas de transmisión propuestos. Para esto, se modelo cada alternativa en el Software NEPLAN y se corrió un flujo de carga para cada alternativa. Las pérdidas porcentuales se calcularon como las pérdidas de potencia activa sobre la interconexión entre la potencia entregada o disponible en el nodo offshore.

𝑃𝑒𝑟𝑑𝑖𝑑𝑎𝑠 = 𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑃𝑒𝑟𝑑𝑖𝑑𝑎 𝑠𝑜𝑏𝑟𝑒 𝑙𝑎 𝑙í𝑛𝑒𝑎

𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑎 𝑙𝑎 𝑒𝑛𝑡𝑟𝑎𝑑𝑎 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑙í𝑛𝑒𝑎∗ 100%

En la siguiente imagen se pueden observar al análisis de sensibilidad para cada alternativa.

Tabla 5.27. Curva de perdidas porcentuales de cada alternativa de conexión del parque eólico.

De la imagen se puede ver que las pérdidas porcentuales para los sistemas de transmisión HVAC se comportan como una función cuadrática decreciente mientras que las pérdidas porcentuales para los sistemas HVDC se comporta de manera lineal creciente a medida que aumenta la potencia generada. Otro aspecto a resaltar, constituye que las diferencias entre las pérdidas de las alternativas HVDC no son de gran magnitud, puesto que depende sencillamente de la diferencia de las longitudes de las líneas submarinas puesto los equipos de electrónica de potencia fijan la potencia a transmitir en cada línea. El rango graficado consiste en [0,400] MW puesto que este es el rango de generación del parque eólico. De estas curvas se calculó el valor de las perdidas promedio porcentuales. En la tabla 5.23 se pueden observar el valor porcentual de las perdidas promedio para cada alternativa.

0.000% 1.000% 2.000% 3.000% 4.000% 5.000% 6.000% 7.000% 8.000%

50 100 150 200 250 300 350 400

%

Pe

rd

id

as

Potencia MW

Perdidas Porcentuales

Alternativa 1

Alternativa 2

Alternativa 3

(30)

Conexión de granjas eólicas offshore en el RTS

30

Alternativa % Perdidas

1 1,74%

2 2,50%

3 0,2151%

4 0,2164%

Tabla 5.28. Pérdidas promedio porcentuales de las alternativas de interconexión.

5.6 Resultados del estudio del costos de transmisión.

Usando los resultados encontrados en cada uno de los literales anteriores se procedió a calcular el costo de la energía transmitida para cada una de las alternativas. Para esto, se asumió una tasa de descuento 𝑟 = 4%, una reversión de los activos del proyecto en un horizonte 𝑁 = 20 𝐴ñ𝑜𝑠, una potencia promedio 𝑃𝑎𝑣𝑟 = 219,66 𝑀𝑊

(Asumiendo una velocidad del viento de 9 m/s), una generación durante 𝑇 = 8544 ℎ𝑜𝑟𝑎𝑠 y un retorno sobre la inversión de 𝑝 = 10%. En la siguiente imagen se puede observar el costo en Euros por kwh transmitido.

Figura 5-9. Costo equivalente de la energía transmitida.

Como se puede observar las alternativas HVAC presentan un costo mayor. Esto se da dado que el costo de las líneas submarinas de transmisión representa un rubro muy mayor a diferencia del costo de este mismo componente para las alternativas HVDC. Así mismo, las pérdidas de los sistemas HVAC son mayores a las pérdidas de las alternativas HVDC. La alternativa con el menor costo bajo parámetros de perdidas, capital y confiabilidad es la alternativa 3. La diferencia entre la alternativa 2 y 4 (Alternativas HVDC) radica en que la alternativa seleccionada presenta una menor longitud total de líneas de transmisión al igual que, una mayor disponibilidad de las líneas.

0 0.005 0.01 0.015 0.02 0.025

1 2 3 4

(31)

Conexión de granjas eólicas offshore en el RTS

31

6

ESTUDIOS ELECTRICOS ALTERNATIVA SELECCIONADA

Una vez seleccionada la topología del menor costo de energía transmitida, se procedió a realizar los análisis técnicos propicios con el fin de evaluar el impacto sobre el sistema RTS luego de la interconexión con el parque eólico offshore. Como paso inicial se modelo y analizo el caso base. Como según paso, se modelo la interconexión del parque eólico usando la alternativa seleccionada. Se realizó un análisis de flujo de carga, un análisis de corto circuito para comparar el impacto del parque eólico sobre el desempeño de la red. Finalmente, se realizó un análisis de contingencia sobre cada línea submarina con el fin de evaluar el efecto bajo estas condiciones sobre la red.

6.1 Caso Base

Con el fin de evaluar y comparar el sistema RTS antes de la inclusión del parque eólico se realizaron estudios eléctricos. El primer estudio correspondió al flujo de carga con el cual se buscar evaluar el funcionamiento del sistema en estado estable, y bajo diferentes condiciones de funcionamiento. En este caso solo se busca hacer un diagnóstico inicial del sistema teniendo en cuenta un funcionamiento sin contingencias. Por otro lado, se realizó un estudio de corto circuito, el cual permite dimensionar los elementos de protección y la capacidad de los equipos, puesto que bajo esta condición de falla se pueden presentar las corrientes máximas que debe soportar el sistema. De igual forma, el estándar IEEE 1204 de 1997 [9] indica que para sistemas HVDC LCC se debe tener una capacidad de corto circuito en los puntos de acople del doble de la capacidad nominal de cada conversor, en caso contrario se debe diseñar un sistemas de compensación de reactivos para las estaciones de conversión. [7]

En la figura 6-1 se puede observar el perfil de voltaje para cada uno de los nodos que conformar el sistema RTS. De acuerdo con la resolución CREG 025 de 1995, los límites de regulación de voltaje para niveles de tensión menores a 500kV no deben ser menores al 90% o mayores al 110%.

Figura 6-1. Perfiles de Voltaje del RTS.

94 96 98 100 102 104 106 Ba ch 201 Ba co n 202 Ba ff in 203 Ba in 205 Ba je r 206 Ba ke r 207 Ba lc h 208 Ba lle y 204 Bal za c 209 Ba n ks 210 Ba rd e en 211 Ba rk la 212 Ba rl o w 213 Ba rr y 214 Ba rt o n 215 Bas o v 21 6 Ba te s 217 Ba yl e 218 Bed e 219 Bee th o ve n 220 Beh ri n g 221 Bel l 222 Bloc h 22 3 Bo rd et 224 %

(32)

Conexión de granjas eólicas offshore en el RTS

32

Como se puede observar el sistema RTS no presenta ningún nodo que viole los límites de regulación referentes a la regulación colombiana. Por otro lado, en la tabla 6.1 se puede observar las corrientes de corto circuito trifásico para cada uno de los nodos del sistema. Resulta de interés evaluar las corrientes sobre los nodos de conexión con el fin de determinar si se necesitara compensación de reactivos para la interconexión usando tecnología HVDC. En la tabla 6-2 se puede observar la potencia de corto circuito para cada nodo de interés.

Figura 6-2. Corrientes de Corto Circuito trifásico RTS.

Vn( kV) Ik"(RST)

(kA) Potencia (MW)

Bates 217 230 13,09 3010,01

Bayle 218 230 16,50 3795,69

Tabla 6.1. Corrientes y Potencias de corto circuito para puntos de conexión de interconexión HVDC.

Como se puede observar la potencia de corto circuito es mucho mayor a la potencia nominal de los conversores, con lo cual se concluye que no se deberá realizar compensación de reactivos en estos nodos al momento de evaluar las alternativas de conexión usando tecnología HVDC.

6.2 Interconexión con sistema HVDC LCC

En esta sección se presentaran los análisis técnicos dada la alternativa antes seleccionada. En específico, se realizaron dos análisis de interés, análisis de flujo de carga y análisis de corto circuito para determinar el efecto de la interconexión sobre la red y los posibles problemas presentados en el proceso.

Al conectar el parque eólico a la red mediante la línea submarina HVDC LCC no se presentaron problemas de sobre carga sobre los componentes de la red, ni problemas

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 Ba ch 201 Ba co n 202 B2. 201-203 Ba lle y 204 207. G U100 Ba in 205 Ba lc h 208 Ba je r 206 Ba n ks 210 B6. 203-209 B9. 205-210 Bo rd et 224 Ba rk la 212 B26. 215-224 Ba rl o w 213 B33-2 . 220 -22 3 B33-1. 220-223 B18. 211-213 Ba so v 216 Bed e 219 B22. 213-223 B32-1. 219-220 B27. 2 16 -21 7 B30. 217-222 B29. 217-218 B31-1. 218-221 B31-2. 218-221 B25-2. 215-221 B10. 206-210

Ik"(RST) (KA)

(33)

Conexión de granjas eólicas offshore en el RTS

33

en la regulación del voltaje. En la siguiente figura se puede observar los perfiles de voltaje para la red antes y luego de la interconexión.

Figura 6-3. Perfiles de Voltaje antes y después de la interconexión.

Como se puede observar en la gráfica los perfiles de voltaje se encuentran entre los valores establecidos en la reglamentación de la CREG. Teniendo en cuenta que hacen referencia a voltajes de nivel 4 según esta reglamentación, los límites de regulación establecidos son 90% al 110%. Por otra parte en la siguiente tabla se puede observar un resumen de la carga porcentual de los elementos que presentaron un valor cercano al valor nominal.

Elemento Nombre Carga

(%) P (MW)

Línea

Subm1-Export 69,08 113,51

Línea

Subm2-Export 69,08 113,51

Línea

Subm3-Export 69,08 170,285 Transformador TRExport 88,53 397,305

Tabla 6.2. Cargabilidad de los elementos cercanos a su límite.

En específico, los mayores porcentajes los presentan los elementos del parque eólico ofsshore, los cuales fueron dimensionados en la sección 5.3. El transformador offshore trabaja a un porcentaje de carga del 88,53% con lo cual se puede concluir que el dimensionamiento de este equipo, el cual es crucial para la interconexión, es correcto. En cuanto al análisis de corto circuito, este se realizó usando la normal ANSI C37.10 [10]. En la figura 6-4 se pueden observar las magnitudes de las corrientes monofásicas para los elementos y nodos del sistema RTS y el parque eólico offshore. Al igual que en

94 96 98 100 102 104 106 207. G U100 Ba co n 202 Ba in 205 Ba ke r 207 Ba lle y 204 Ba n ks 210 Ba rk la 212 Ba rr y 214 Bas o v 21 6 Ba yl e 218 Bee th o ve n 220 Bel l 222 Bo rd

et 224 Radial1 Radial3

Su b O n sh o re BDC1O n sh o re BDC2O n sh o re

Perfiles de Voltaje

V(%)

(34)

Conexión de granjas eólicas offshore en el RTS

34

el análisis de flujo de carga se presentan los valores tanto para el caso base como para el caso luego de la interconexión.

Figura 6-4. Corriente de corto circuito trifásicas antes y después de interconexión.

De la imagen se puede observar que al conectar el parque eólico offshore por medio de la interconexión HVDC LCC, no se presenta variaciones significativas sobre la máxima corriente trifásica de corto circuito sobre los nodos de interconexión 218 y 217. En específico, la corriente de corto circuito trifásica aumenta su valor sobre solamente sobre el nodo 218, en 0,8% sobre el valor inicial (antes de la conexión del parque eólico). De igual manera, se destaca las corrientes de corto circuito trifásico para los nodos colectores en el parque eólico. El mayor valor lo presenta el nodo Export con una magnitud de 67,92 kA. Los nodos colectores de cada columna también presentan una magnitud superior a los 65 kA. Esto se debe a que la configuración escogida para modelar el parque eólico fue una configuración radial. En esta configuración se aumenta la impedancia sobre las columnas colectoras pero a su vez, al conectar diferentes columnas colectoras en paralelo tiene como resultado una menor impedancia equivalente produciendo una mayor magnitud de la corriente de corto circuito sobre estos nodos.

6.3 Análisis de contingencias N-1

Como análisis final se realizó un estudio de contingencias N-1 sobre los elementos que suplen la carga del nodo de conexión 218. Esto puesto el nodo de conexión 217 no presenta ninguna carga y constituye solo una subestación de conexión de las líneas de transmisión. De igual manera, se analizó el efecto de una contingencia sobre una de las líneas submarinas del sistema HVDC. Se evaluaron los siguientes tres casos:

1) Contingencia línea B31-1 218-221 0 10 20 30 40 50 60 70 80 207. G U100 B11. 207-208 B18. 211-213 B20. 212-213 B23. 214-216 B25-2. 215-221 B28. 216-219 B31-1. 218-221 B32-2. 219-220 B34. 221-222 B6.

203-209 Bach

201 Bai n 20 5 Ba lc h 208 Ba n ks 210 Ba rl o w 213 Ba so v 216 Be d e 21 9 Bel l 222 Bne w S u b -217 R ad ial1 Su b m1-E xp o rt Su b O ff sh o re

Ik'' (RST) kA

Ik"(RST) (kA)

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Conexión de granjas eólicas offshore en el RTS

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2) Contingencia línea B31-2 218-221

3) Contingencia sobre el generador 218 U400-1.

4) Contingencia sobre una línea de transmisión submarina.

En la figura 6-5 se puede observar la topología de los diferentes casos analizados.

Figura 6-5. Contingencias N-1 para sistema RTS luego de interconexión HVDC.

Al realizar el análisis para los tres primeros casos, no se presenta ningún problema sobre el sistema dado que el sistema ya presenta un refuerzo doble línea paralelo sobre las líneas que conectan los nodos 218 y 221. En cuanto a la pérdida del generador 218 no se presentan sobre tensiones ni sobre cargas en los elementos puesto que la nueva generación (Parque eólico) permite suplir sin problema la demanda de la carga 218.

Finalmente, con respecto a contingencias sobre las líneas submarinas se debe tener en cuenta que debido a la configuración de bipolo del sistema HVDC es posible que la interconexión siga trasmitiendo potencia, aunque, esta será igual a la capacidad nominal de una estación conversora (250 MW). Se deberá controlar la potencia generada por el parque en estos casos de contingencias N-1 sobre las líneas, limitando la producción a un máximo de 250MW. En caso de que no exista un control sobre la generación, una contingencia sobre una línea podrá generar más problemas o incluso la salida del sistema de transmisión en conjunto. Con esto en mente se simulo el sistema RTS con contingencia sobre una de las líneas submarinas de transmisión en el software NEPLAN. El sistema no presento sobre cargas o sobre tensiones en estado estable en ninguno de los equipos o nodos del sistema. En cuanto a la línea submarina HVDC que continua en servicio, esta transmite una potencia de 248,81 MW, pasando de un capacidad porcentual de carga del 47,98% al 60,32%. Con este resultado se concluye que el dimensionamiento de las líneas submarinas es el adecuado teniendo en cuenta contingencias N-1 sobres estas últimas. En la siguiente figura se muestra la regulación de voltaje para los nodos de la red ante la contingencia antes descrita.

Figure

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Referencias