Modelo de Estimación de Costos de Líneas VSC-HVDC Prof. Mario Alberto Ríos Grupo Potencia y Energía Departamento de Ing. Eléctrica y Electrónica 23 de Agosto de 2019

Análisis de costos CIGRÉ Technical Brochure 388, 2009.

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Costos de Líneas aéreas HVDC (Sin terminales) • Modelo: CIGRÉ Brochure 388 (2009) • Modelo teórico de evaluación de costos para optimizar los costos del proyecto en función del voltaje • Aspectos considerados: valor anual equivalente por pérdidas, vidas útiles de los elementos, costos de las estaciones, costos de las estructuras y servidumbre, nivel de tensión, calibre del conductor, longitud de la línea y potencia de transmisión. 3

Selección de voltaje DC • Problema básico: selección del nivel óptimo de tensión DC. • Metodología propuesta: 1. Selección de los niveles de tensión (alternativa) y los tipos de conductor. 2. Cálculo de los aspectos técnicos de la línea y de las restricciones. 3. Consideraciones sobre las estaciones conversoras. 4. Costos de inversión, pérdidas y O&M para las líneas y las estaciones. 5. Análisis de Sensibilidad 4

Update con IEEE-PES PESTR00062.pdf

Fuente: Proyecto de grado Ing. Eléctrica (2018), David Ernesto Parra: “Optimización del nivel de tensión para la interconexión entre Colectora 2 y Cerromatoso por medio de un enlace en HVDC VSC”, 2018, asesor: Dr. Mario A. Ríos

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Selección de voltaje DC • R. STEPHEN, “Thermal Behaviour of overhead conductors,”Cigre Working group 22.12, 2002, Ejemplo: • Velocidad del viento: 3.5 m/s • Angulo del viento con respecto al cable: 45° • Temperatura ambiente: 33 °C • Emisividad solar de la superficie: 0,5 • Coeficiente de absorción solar del conductor: 0,55 • Radiación Solar global: 188 W/m2

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Selección de voltaje DC • Cálculo de la flecha Ejemplo: • Vano: 450 m • Resistencia nominal a la tracción (RTS): 20% • J. A. Jardini and J. F. Nolasco, Impacts of HVDC lines on the economics of HVDC projects, Cigre, no. June. 2008

𝐻 𝑤𝑙 𝑆 = × cosh −1 𝑊 2𝐻

• S: flecha en metros, H: carga de rotura del conductor en kg, w: peso de conductor en kg/m y l: longitud del vano en metros. • J. Slegers, “Transmission Line Loading Sag Calculations and High-Temperature Conductor Technologies,” Iowa State University , 2011 7

Ejemplo ASCR Código

MCM

Joree Thrasher Kiwi Chukar Lapwing Bobolink Dipper Bittern Bluejay Rail Tern

2515 2312 2167 1780 1590 1431 1352 1272 1113 954 795

Capacidad Flecha [m] a 60°C [kA] 18,32 1,63 18,31 1,53 18,95 1,47 16,65 1,26 17,70 1,19 17,53 1,11 17,52 1,07 17,52 1,02 17,53 0,93 17,30 0,83 16,90 0,74

Fuente: Proyecto de grado Ing. Eléctrica (2018), David Ernesto Parra: “Optimización del nivel de tensión para la interconexión entre Colectora 2 y Cerromatoso por medio de un enlace en HVDC VSC”, 2018, asesor: Dr. Mario A. Ríos

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Selección de voltaje DC • Configuración mínima del haz de subconductores (por polo) • Objetivo: transportar la corriente total entre n subcond. • Radio del haz 𝑎 𝑅= 𝜋 2 sin # 𝑑𝑒 𝑠𝑢𝑏𝑐𝑜𝑛𝑑𝑢𝑐𝑡𝑜𝑟𝑒𝑠 R en centímetros y a es el espacio entre los subconductores y corresponde a un valor de 45 cm como regla general

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Ejemplo (# subconductores sin corrección de efecto corona) # # # # # ASCR Subconductore MCM Subconductores Subconductores Subconductores Subconductores s por haz Código por haz (320kV) por haz (450kV) por haz (500kV) por haz (550kV) (300kV) Joree 2515 3 2 2 2 2 Thrashe 2312 3 3 2 2 2 r Kiwi 2167 3 3 2 2 2 Chukar 1780 3 3 2 2 2 Lapwing 1590 3 3 2 2 2 Bobolin 1431 4 3 3 2 2 k Dipper 1352 4 3 3 2 2 Bittern 1272 4 4 3 2 2 Bluejay 1113 4 4 3 3 2 Rail 954 4 4 3 3 3 Tern 795 5 5 4 3 3 Fuente: Proyecto de grado Ing. Eléctrica (2018), David Ernesto Parra: “Optimización del nivel de tensión para la interconexión entre Colectora 2 y Cerromatoso por medio de un enlace en HVDC VSC”, 2018, asesor: Dr. Mario A. Ríos

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Selección de voltaje DC • Características generales de la línea Joint Working Group B2/B4/C1.17, “Impacts of HVDC lines on the economics of HVDC projects”, CIGRÉ, Brochure no. 388, Agosto, 2009

𝐴𝑙𝑡𝑢𝑟𝑎 𝑑𝑒𝑙 𝑐𝑜𝑛𝑑𝑢𝑐𝑡𝑜𝑟 = 𝐶𝑆 + 𝑠𝑔 + 𝐸𝑥𝑡 + 𝑅 𝐴𝑙𝑡𝑢𝑟𝑎 𝑑𝑒𝑙 𝑐𝑎𝑏𝑙𝑒 𝑑𝑒 𝐺𝑢𝑎𝑟𝑑𝑎 = 𝐴𝑙𝑡𝑢𝑟𝑎 𝑑𝑒𝑙 𝑐𝑜𝑛𝑑𝑐𝑢𝑡𝑜𝑟 + 𝑅 + 𝑑𝑖𝑠 + 𝐷𝐺 • • • • • •

𝐶𝑠 : distancia mínima con el suelo a mitad del vano en m 𝑠𝑔: flecha generada en metros R: radio del haz en metros 𝐸𝑥𝑡 : a las extensiones de la torre en metros, 𝑑𝑖𝑠: longitud de la cadena de aisladores en metros 𝐷𝐺 : distancia entre los cables de guarda y la cruceta de los conductores en metro 11

Selección de voltaje DC • Distancia entre los polos Joint Working Group B2/B4/C1.17, “Impacts of HVDC lines on the economics of HVDC projects”, CIGRÉ, Brochure no. 388, Agosto, 2009 𝑃𝑆 = 𝑅 + 𝑑𝑚𝑖𝑛 + 𝐿 + 𝑅 × sin 𝜃 × 2 + 𝑤 • • • • •

R: radio del haz en metros 𝑑𝑚𝑖𝑛 : distancia de despeje para un voltaje en metros 𝐿: longitud de la cadena de aisladores 𝑤: ancho de la torre 𝜃: ángulo de oscilación en grados. 12

Selección de voltaje DC • Servidumbres (ROW “Right of Way”) 𝑅𝑂𝑊 = • • • • • •

𝑅 + 𝐿 + 𝑆 × sin 𝜃 + 𝑑𝑚𝑖𝑛 × 2 + 𝑃𝑆

R: radio del haz de subconductores en metros, L: longitud de la cadena de aisladores, S: flecha del conductor en metros, PS: espacio entre polos en metros, 𝑑𝑚𝑖𝑛: distancia de despeje para un voltaje en metros 𝜃: ángulo de oscilación para una intensidad del viento correspondiente a un periodo de retorno de 50 años. 13

Ejemplo A

B

C

Distancias principales de la torre Espacio entre A Polos Longitud de la B Cadena de Aisladores Altura del C conductor D Servidumbre

Fuente: Proyecto de grado Ing.DEléctrica (2018), David Ernesto Parra: “Optimización del nivel de tensión para la interconexión entre Colectora 2 y Cerromatoso por medio de un enlace en HVDC VSC”, 2018, asesor: Dr. Mario A. Ríos

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Ejemplo Servidumbres por nivel de Tensión DC Tensión DC 300 kV 320 kV 450 kV 500 kV 550 kV

ASCR Código Joree Thrasher Joree Joree Chukar

# de subconductores 3 3 2 2 3

Altura del Espacio entre los Servidumbre [m] conductor [m] Polos [m] 35,6 7,0 32,9 36,0 7,5 34,3 38,9 9,7 38,0 40,0 10,6 39,7 41,1 12,2 42,0

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Selección de voltaje DC • Gradiente superficial del conductor Joint Working Group B2/B4/C1.17, “Impacts of HVDC lines on the economics of HVDC projects”, CIGRÉ, Brochure no. 388, Agosto, 2009

Cálculo de gradiente superficial máximo (𝐸𝑎 ) y el gradiente superficial promedio (𝐸𝑚 ). 𝐸𝑎 =

𝑉 𝑛 × 𝑟 × ln

2𝐻

2𝐻 2 𝑟𝑒𝑞 × +1 𝑆 𝑟 𝐸𝑚 = 𝐸𝑎 1 + 𝑛 − 1 × 𝑅 • V: voltaje DC en kV • H: altura del conductor en cm, S: distancia entre polos en cm, r: radio del conductor en cm, R: radio del haz de subconductores en cm, 𝑟𝑒𝑞 : radio equivalente del haz de subconductores en cm y n: número de subconductores 16

Selección de voltaje DC • Gradiente superficial del conductor Joint Working Group B2/B4/C1.17, “Impacts of HVDC lines on the economics of HVDC projects”, CIGRÉ, Brochure no. 388, Agosto, 2009 Gradiente superficial no debe superar al gradiente de inicio de Corona: 𝐸𝑐 = 30 × 𝑚 × 𝛿 × 1 +

0.301 𝛿×𝑟

𝛿=

273+𝑡0 273+𝑡

×

𝑝 𝑝0

• r: radio del conductor en centímetros • m: factor de irregularidad superficial del conductor • δ: densidad relativa del aire

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Ejemplo Restricción gradiente superficial

Fuente: Proyecto de grado Ing. Eléctrica (2018), David Ernesto Parra: “Optimización del nivel de tensión para la interconexión entre Colectora 2 y Cerromatoso por medio de un enlace en HVDC VSC”, 2018, asesor: Dr. Mario A. Ríos

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Ejemplo Número subconductores ajustada ASCR Codigo Joree Thrasher Kiwi Chukar Lapwing Bobolink Dipper Bittern Bluejay Rail Tern

MCM 2515 2312 2167 1780 1590 1431 1352 1272 1113 954 795

300 kV 3 3 3 3 3 4 4 4 4 4 5

# Subconductores 320 kV 450 kV 500 kV 2 2 2 3 2 2 3 2 2 3 2 3 3 2 3 3 3 3 3 3 3 4 3 3 4 3 3 4 3 3 5 4 4

550 kV 3 3 3 3 3 3 3 3 4 4 4

Fuente: Proyecto de grado Ing. Eléctrica (2018), David Ernesto Parra: “Optimización del nivel de tensión para la interconexión entre Colectora 2 y Cerromatoso por medio de un enlace en HVDC VSC”, 2018, asesor: Dr. Mario A. Ríos

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Selección de voltaje DC • Pérdidas por efecto Corona Joint Working Group B2/B4/C1.17, “Impacts of HVDC lines on the economics of HVDC projects”, CIGRÉ, Brochure no. 388, Agosto, 2009

𝑃 = 𝑉𝑢 × 𝑘𝑐 × 𝑛𝑐 × 𝑟𝑐 × 20.25 • • • •

𝑔−𝑔0

× 103

𝑉𝑢 : voltaje de la línea en kV 𝑛𝑐 : número de subconductores en el haz rc : radio del conductor en centrimetros 𝑔: máximo gradiente superficial del conductor en kV/cm.

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Selección de voltaje DC • Pérdidas por efecto Joule 𝑃é𝑟𝑑𝑖𝑑𝑎𝑠𝑗𝑜𝑢𝑙𝑒 • • • •

𝑃𝑝𝑜𝑙𝑜 1 = × 𝑅𝑑𝑐 × 2 𝑉×𝑁

2

× # 𝑑𝑒 𝑝𝑜𝑙𝑜𝑠 × 𝑁

𝑅𝑑𝑐 : resistencia DC del conductor en Ω/𝑘𝑚 a 20 °C V: voltaje de la línea N: número de subconductores por haz 𝑃𝑝𝑜𝑙𝑜 : potencia que será transmitida por cada polo en MW 21

Ejemplo – Pérdidas línea HVDC Nivel de Tensión DC 300 kV 320 kV 450 kV 500 kV 550 kV

ASCR Código

# de subconductores

Joree Thrasher Joree Joree Chukar

3 3 2 2 3

Pérdidas por efecto Joule [kW/km] 83,84 80,10 55,90 45,28 35,43

Pérdidas por efecto corona [kW/km] 0,66 0,84 3,16 5,35 6,96

Perdidas de la línea [MW] 64,22 61,51 44,88 38,48 32,22

Longitud de la línea: 760 km

Fuente: Proyecto de grado Ing. Eléctrica (2018), David Ernesto Parra: “Optimización del nivel de tensión para la interconexión entre Colectora 2 y Cerromatoso por medio de un enlace en HVDC VSC”, 2018, asesor: Dr. Mario A. Ríos

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Costos asociados al proyecto HVDC • Costo de las pérdidas

𝐶𝑃𝑎𝑛𝑢𝑎𝑙𝑒𝑠 = 𝑃𝑝𝑒𝑟𝑑𝑖𝑑𝑎𝑠 × 8760 × 103 × 𝐹𝑝𝑒𝑟𝑑𝑖𝑑𝑎𝑠 × 𝑃𝑟𝑒𝑐𝑖𝑜𝑘𝑊ℎ 2 𝐹𝑝𝑒𝑟𝑑𝑖𝑑𝑎𝑠 = 0.7𝐹𝐶𝑎𝑟𝑔𝑎 + 0.3𝐹𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎

• Costo de la línea HVDC 𝐶𝐿 = 𝑎 + 𝑏𝑉 + 𝑆 𝑐𝑁 + 𝑑 𝑆 = 𝑁 × 𝑆1 Unidad Parámetro USD $ (Dic-2017) a 69950 USD/km b 115,37 USD/kV*km c 1,117 USD/mm^2*km d 10,25 USD/mm^2*km Fuente: Joint Working Group B2/B4/C1.17, “Impacts of HVDC lines on the economics of HVDC projects”, CIGRÉ, Brochure no. 388, Agosto, 2009. Valor

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Costos asociados al proyecto HVDC • Costo de las servidumbres 𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜𝑠𝑒𝑟𝑣𝑖𝑑𝑢𝑚𝑏𝑟𝑒 = 𝐴𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 × 𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜𝑡𝑖𝑒𝑟𝑟𝑎

• 𝐴𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 : área total (longitud línea x servidumbre) • Costo de la tierra para un vano de 450 metros es aprox. de 1,25 USD / m2. • M. Salimi, “A New Approach for Compaction of HVDC Transmission Lines and the Assessment of the Electrical Aspects,” Ph.D Thesis, University of Manitoba, Feb. 2017.

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Ejemplo - Costos Inversión (sin estaciones VSC) y Servidumbres Nivel de Tensión kVDC 300 kV 320 kV 450 kV 500 kV 550 kV

ASCR Código Joree Thrasher Joree Joree Chukar

# de Costo de inversión de la línea Costo servidumbre [USD$subconductores [USD$-Diciembre 2017] Diciembre 2017] 3 3 2 2 3

$ $ $ $ $

135.642.131 134.004.981 133.152.236 138.150.065 142.467.599

$ $ $ $ $

31.529.432 32.956.724 36.428.026 38.046.920 40.601.920

Fuente: Proyecto de grado Ing. Eléctrica (2018), David Ernesto Parra: “Optimización del nivel de tensión para la interconexión entre Colectora 2 y Cerromatoso por medio de un enlace en HVDC VSC”, 2018, asesor: Dr. Mario A. Ríos

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Ejemplo - Costos Pérdidas y O&M Nivel de Tensión kVDC 300 kV 320 kV 450 kV 500 kV 550 kV

ASCR Código Joree Thrasher Joree Joree Chukar

# de subO&M anual de la línea [USD$- Costo Anual de las pérdidas conductores Diciembre 2017] [USD$-Dic2017] 3 3 2 2 3

$ 3.343.431 $ 3.339.234 $ 3.391.605 $ 3.523.940 $ 3.661.390

$ 5.611.682 $ 5.374.906 $ 3.921.626 $ 3.362.004 $ 3.135.266

Fuente: Proyecto de grado Ing. Eléctrica (2018), David Ernesto Parra: “Optimización del nivel de tensión para la interconexión entre Colectora 2 y Cerromatoso por medio de un enlace en HVDC VSC”, 2018, asesor: Dr. Mario A. Ríos

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Ejemplo – CAE de alternativas P=2000 MW, Long=760 km • Vida útil línea: 45 años • Vida útil estaciones VSC: 30 años Nivel de Tensión kVDC 300 kV 320 kV 450 kV 500 kV 550 kV

ASCR Código

MCM

Joree Thrasher Joree Joree Chukar

2515 2312 2515 2515 1780

# de subconductores por haz (Por polo) 3 3 2 2 3

CAE total del proyecto $ $ $ $ $

51.571.435 51.307.489 50.193.225 50.490.246 51.439.810

Inversión inicial caso ±450 kVdc corresponde a un valor de USD $ 354 Millones Fuente: Proyecto de grado Ing. Eléctrica (2018), David Ernesto Parra: “Optimización del nivel de tensión para la interconexión entre Colectora 2 y Cerromatoso por medio de un enlace en HVDC VSC”, 2018, asesor: Dr. Mario A. Ríos

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Ejemplo - Sensibilidad

Fuente: Proyecto de grado Ing. Eléctrica (2018), David Ernesto Parra: “Optimización del nivel de tensión para la interconexión entre Colectora 2 y Cerromatoso por medio de un enlace en HVDC VSC”, 2018, asesor: Dr. Mario A. Ríos

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Costo de estaciones de conversión • Modelo: RealiseGrid (2011) • Para LCC: 𝐶𝑇 = 0,067 × 𝑃 + 33 • Para VSC: 𝐶𝑇 = 0,083 × 𝑃 + 28 • CT en M€, P en MW

Tecnología

Rango de Costo para P=1000 MW

VSC – Terminal Bipolar LCC (CSC) – Terminal Bipolar

75 a 125 M€ 70 a 110 M€

Fuentes: http://realisegrid.rse-web.it/ A. L’Abbate, “Review of costs of transmission infrastructures, including cross-border connections”, Draft Deliverable D3.3.2 RSE SpA, RealiseGrid General Meeting, Roma, Abril 2011.

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Ejemplo – Costos asociados a las estaciones Costos asociados a las estaciones de conversión Costo de las pérdidas [USD$-Dic2017]

$

2.446.668

Costo de las estaciones [USD$-Dic 2017]

$ 184.430.769

O&M de la subestación [USD$-Dic 2017]

$

922.154

Fuente: Proyecto de grado Ing. Eléctrica (2018), David Ernesto Parra: “Optimización del nivel de tensión para la interconexión entre Colectora 2 y Cerromatoso por medio de un enlace en HVDC VSC”, 2018, asesor: Dr. Mario A. Ríos

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Conclusiones • Se ha presentado un modelo de evaluación de costos de proyectos HVDC (VSC) con fines de planeación. • El modelo es modificable para incluir tramos submarinos, uso de estaciones LCC, evaluar proyectos MTDC. • Se presentó un ejemplo de HVDC-VSC de 2000 MW, 760 km. Tensión óptima: ±450 kVdc • Análisis de sensibilidad sugiere ±500 kVdc para transmitir 3000 MW. 31