ANÁLISE EM REGIME ESTACIONÁRIO E TRANSITÓRIO DE LIGAÇÕES MULTI-TERMINAIS HVDC. Engenharia Electrotécnica e de Computadores

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1 ANÁLISE EM REGIME ESTACIONÁRIO E TRANSITÓRIO DE LIGAÇÕES MULTI-TERMINAIS HVDC José Eduardo Girão Meireles de Sousa Dissertação para obtenção de Grau de Mestre em Engenharia Electrotécnica e de Computadores Júri Presidente: Orientador: Vogal: Prof. Doutor Paulo José da Costa Branco Prof. Doutor José Manuel Dias Ferreira de Jesus Prof. Doutora Maria Eduarda de Sampaio Pinto de Almeida Pedro Abril de 2012

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3 Análise em Regime estacionário e transitório de ligações multi-terminais HVDC Resumo Sistemas de transmissão multi-terminais CCAT (Corrente Contínua de Alta Tensão) são redes que compreendem mais de duas estações conversoras, sendo então possível agregar vários parques num única rede. Estes sistemas MTDC (Multiterminal Direct Current) são economicamente viáveis comparados com as soluções em corrente alternada para longas distâncias. Além disso, garantem um aumento de fiabilidade, redundância, disponibilidade e flexibilidade comparativamente às ligações HVDC ponto-a-ponto, habitualmente utilizadas. Na presente dissertação, pretendem-se estudar arquitecturas e topologias de rede para sistemas multi-terminais HVDC. Para tal, efectuaram-se testes em regime dinâmico e estacionário. Mais especificamente, para a realização do estudo foi escolhido o software da Siemens PTI (Power Techonologies International) PSS/E (Power System Simulator / Engineering). Foram elaborados esquemas de rede para simulação, baseado em duas topologias, radial e em malha. Estas redes foram comparadas com redes similares bi-terminais (apenas com sistemas de transmissão com dois conversores). As simulações efectuadas monitorizaram o trânsito de energia nas redes, as suas tensões em todos os barramentos e as perdas nos conversores associados ao sistema multi-terminal. Foram também registados os ângulos de operação dos conversores para as diferentes simulações e realizada uma análise de redundância destas redes multi-terminais. Finalmente foi analisada a resposta de uma rede em regime transitório, observando o seu comportamento após um curtocircuito com bloqueio do conversor associado a ele associado. Os resultados permitiram caracterizar com sucesso, o comportamento da rede em regime estacionário e dinâmico de redes multi-terminais. Identificaram-se também vantagens associadas a estas tipologias de rede, nomeadamente o aumento de fiabilidade, redundância e flexibilidade que estas redes permitem atingir, embora existam perdas associadas que poderão ser superiores a sistemas equivalentes bi-terminais. Palavras-chave: Sistemas de transmissão, Sistemas multi-terminais em corrente contínua de alta tensão (CCAT), Power System Simulator / Engineering (PSS/E), Monitorização, Disponibilidade, Redundância. i

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5 Análise em Regime estacionário e transitório de ligações multi-terminais HVDC Abstract Multi-terminal HVDC transmission systems (High Voltage Direct Current) are networks that possess more than two converter stations, making it possible to join several parks in one single network. These MTDC (Multiterminal Direct Current) systems are economically viable to long distance solutions, when compared to alternate current ones. Besides, these networks can guarantee an increase in factors such as reliability, redundancy, availability and flexibility, when compared to the usual point-to-point HVDC bi-terminal networks. The main goal of the present dissertation was to study different architectures and network topologies for multiterminal HVDC systems. Research was conducted regarding steady-state analysis and the transient analysis. More specifically, this study was made using the Siemens PTI (Power Techonologies International) PSS/E (Power System Simulator / Engineering). Network schemes and diagrams were made for the simulations, based on two topologies, radial and meshed. These networks were compared to similar ones based on bi-terminal networks (systems that have only two converter stations). During the simulations networks power flow, buses voltage and converter losses in the converters that belonged to the multiterminal HVDC network were monitored. The operating converter angles where registered for the different simulations and a redundancy analysis was made. Finally, the system response in transient regime was analysed, observing the network behaviour after a short circuit and converter block. The results of this study allowed to successfully characterize multiterminal HVDC networks behavior. The main advantages of using these systems were identified, namely the increase of reliability, redundancy and flexibility, although losses associated to these networks can be bigger than equivalent systems using bi-terminal transmission. Keywords: Transmission systems, Multiterminal high voltage direct current systems (HVDC), Power System Simulator / Engineering (PSS/E), Monitoring, Availability, Redundancy. iii

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7 Análise em Regime estacionário e transitório de ligações multi-terminais HVDC Agradecimentos Todo o trabalho de investigação que culminou com a redacção desta dissertação foi desenvolvido durante mais de um ano. Os inúmeros obstáculos e dificuldades que surgiram foram ultrapassados com o apoio e o incentivo de algumas pessoas, às quais quero expressar o meu sincero agradecimento. Ao Professor Doutor José Manuel Dias Ferreira de Jesus, orientador científico desta dissertação, expresso o meu profundo agradecimento, não apenas pela dedicação e exigência que prestou a este trabalho, mas também pela amizade, apoio e disponibilidade apresentados. Saliento também um especial agradecimento pela confiança em mim depositada, na capacidade de realizar esta dissertação apesar do interregno forçado que ocorreu. Quero ainda agradecer o sentido crítico, ideias e o rigor que trouxe à dissertação, que em muito a enriqueceram. Aos meus colegas João Falcão e Miguel Veríssimo, que desenvolveram as suas teses paralelamente à minha ou estão a continuar este trabalho, quero agradecer a companhia prestada durante a sua execução, e todo o apoio, sentido crítico e incentivo. A todo o pessoal técnico da Secção de Energia, dos quais fiquei com as melhores opiniões, sendo que agradeço de um modo mais particular à senhora Anabela toda a disponibilidade que demonstrou durante a realização da tese. Aos meus amigos António Almeida, Francisco Sarmento, João Ferreira, Miguel Capelo, André Martins, Ricardo Santana e Diogo Lopes pela ajuda e companhia em durante a realização da dissertação, bem como todo o incentivo e persistência com que me contagiaram. A todos os meus amigos, família por mim escolhida, pela amizade e apoio, por acreditarem em mim, quando eu recusava fazê-lo. À Inês, a minha namorada, agradeço do fundo do coração toda a ajuda em todos os níveis que me deu, o tempo que dedicou, a paciência com que me aturou nos momentos mais críticos e a maneira como me ajudou a encontrar um sentido positivo em todas as dificuldades e obstáculos, pessoais e académicos. Aos meus pais, agradeço o amor com que sempre me criaram, as facilidades que me proporcionaram, e todos os valores que me tornaram em quem sou hoje. Agradeço a persistência incondicional, que foi muito importante para a realização desta dissertação, bem como todo o carinho, amor e força que me deram ao longo da minha vida. v

8 Aos meus irmãos João e Inês e respectivas caras-metades agradeço todo o apoio, ajuda e carinho que sempre vão mostrando. Sem a sua ajuda, sem dúvida que este trabalho teria sido bastante mais difícil. Agradeço-lhes a disponibilidade e acompanhamento que demonstraram nas alturas mais críticas. À Virgínia pela enorme ajuda que facilitou o meu dia-a-dia, sempre com uma companhia encorajadora. Aos meus avôs e à minha avó Maria, que estão sempre presentes comigo em todo o lado, no coração e na memória agradeço todo o amor e carinho que me deram, e tudo o que me ensinaram. À minha avó Madalena e à Céu, a quem dedico esta tese, por todo o amor que demonstram, toda a persistência e avisos com que me encorajam, e toda a presença e influência que têm na minha vida. vi

9 Análise em Regime estacionário e transitório de ligações multi-terminais HVDC Simbologia ângulo de ignição de um rectificador ângulo de extinção de um inversor corrente contínua num sistema de transmissão em corrente contínua margem de corrente num sistema de transmissão em corrente contínua corrente no conversor potência desejada no conversor tensão especificada para o conversor tensão contínua ideal em vazio na ligação CC em circuito aberto do lado CC dos transformadores dos conversores a potência activa CC na linha de transmissão a relação de transformação do transformador tensão aos terminais CA do conversor relação de transformação do transformador do rectificador ângulo de desfasagem entre a tensão e a componente fundamental da corrente factor de deslocamento potência aparente no rectificador impedância de base impedância de comutação resistência de comutação reactância de comutação relação de transformação do transformador do inversor vii

10 ângulo de comutação do inversor potência aparente no inversor potência reactiva no inversor corrente redistribuída no conversor corrente desejada no conversor DCPF o factor de participação do conversor corrente instantânea de setpoint modo de controlo seleccionado viii

11 Análise em Regime estacionário e transitório de ligações multi-terminais HVDC Índice geral Resumo... i Palavras-chave:... i Abstract... iii Keywords:... iii Agradecimentos... v Simbologia... vii Índice geral... ix Índice de figuras... xiii Índice de quadros... xvii 1 Introdução Enquadramento Geral Objectivos da dissertação Organização da dissertação Estado da arte Introdução Contexto histórico das fontes energéticas e dos sistemas eólicos Energia eólica Situação eólica em Portugal Transmissão em Corrente Contínua e Alta Tensão (HVDC) Introdução Enquadramento histórico Sistemas de Transmissão HVAC / HVDC Tipo de cabos utilizados Topologia HVAC ix

12 2.5.3 HVDC LCC HVDC VSC (Conversor de fonte de tensão) HVDC multi-terminal (MTDC) Enquadramento Vantagens de um sistema multi-terminal Topologias Simulações de redes HVDC LCC em PSS/E Introdução Análise em regime estacionário Simulações introdutórias Simulações de redes multi-terminais Análise em regime transitório Resultados das simulações realizadas Introdução Resultados das simulações em regime estacionário Resultado do trânsito de energia do sistema multi-terminal radial Resultado do trânsito de energia do sistema multi-terminal em malha Resultado do trânsito de energia do sistema multi-terminal radial com a troca de um inversor com um rectificador Comparação do sistema multi-terminal radial com o bi-terminal Análise de redundância de uma rede multi-terminal em malha Resultados das simulações em regime dinâmico Resposta do sistema multi-terminal radial HVDC em regime dinâmico a um curto-circuito num inversor com bloqueio do mesmo Comparação com análise efectuada por Chen Conclusões e perspectivas de desenvolvimentos futuros Conclusões Perspectivas de desenvolvimentos futuros x

13 Análise em Regime estacionário e transitório de ligações multi-terminais HVDC 6 Referências bibliográficas Anexos A Guia de introdução à utilização de sistemas multi-terminais HVDC em regime estacionário na ferramenta PSS/E B Ficheiros dyr para as simulações em regime transitório C Resultados completos do trânsito de energia para as simulações efectuadas 157 xi

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15 Análise em Regime estacionário e transitório de ligações multi-terminais HVDC Índice de figuras 2 Estado da arte... 5 Figura 2.1 Um típico moinho de vento holandês (esquerda) e um mediterrâneo (direita)... 6 Figura 2.2 Evolução da potência eólica instalada a nível mundial Figura 2.3 Potência eólica instalada na Europa no final de Figura 2.4 Previsão a 20 anos do desenvolvimento da rede offshore Figura 2.5 Parque eólico offshore de Horns Rev e respectivos cabos de interligação (33kV) e de transmissão (150kV)... 9 Figura 2.6 Atlas Português do Vento offshore (esquerda) e onshore (direita). Encontra-se representado o número de horas de funcionamento equivalente à potência nominal (NEPS) à altura de 80m Figura 2.7 Esquema do projecto Windfloat Figura Ponto de break-even entre transmissão CA e CC Figura 2.9 Representação de postes típicos CA e CC Figura 2.10 Esquema do sistema Thury de conversão CC Figura Esquema de uma válvula de vapor de mercúrio Figura 2.12 Esquema de funcionamento de sistemas VSC ABB HVDC Light (esquerda) e Siemens HVDC Plus (direita). Figura adaptada de Figura 2.13 Esquema simplificado de uma rede offshore e do sistema de transmissão Figura 2.14 Relação entre as perdas de transmissão e a distância de transmissão para HVAC e HVDC Figura 2.15 Secção (esquerda) e visão de interior (direita) de um cabo XLPE Figura 2.16 Descarregamento da máquina LBT1 no parque eólico offshore de North Hoyle e placa de betão para a protecção dos cabos eléctricos Figura 2.17 Cabos LPOF (esquerda), MI (centro) e XLPE (direita) Figura 2.18 Esquema de um sistema de transmissão HVAC Figura 2.19 Subestação de transformação offshore do parque eólico de Gunfleet Sands, em Inglaterra Figura 2.20 Símbolo de um tirístor Figura 2.21 Configuração Monopolar com retorno por terra e com condutor metálico de baixa tensão Figura 2.22 Configuração Bipolar com retorno por terra e com condutor metálico de baixa tensão xiii

16 Figura Configuração de um parque eólico offshore utilizando um sistema de transmissão HVDC LCC Figura 2.24 Localização (esquerda) e fotografia do parque eólico The Bard Offshore 1 (direita) Figura 2.25 Esquema do sistema Borwin Figura 2.26 Esquema dos projectos existentes ao largo da costa alemã Figura Configuração de um parque eólico offshore utilizando um sistema de transmissão HVDC VSC Figura 2.28 Classificação de uma rede MTDC segundo a sua tecnologia e topologia Figura 2.29 Cenário hipotético de um sistema multi-terminal HVDC Figura 2.30 Ligação Hydro Quebec New England Figura 2.31 Estações conversoras de Radisson, Sandy Ponds e Nicolet Figura 2.32 Localização do projecto Shin-Shinano e seus terminais Figura 2.33 Esquema de funcionamento da estação Figura 2.34 Plataforma Valhall no Mar do Norte, alimentada por HVDC Figura 2.35 Esquemas de diferentes topologias de sistemas multi-terminais Figura 2.36 Configuração de um sistema MTDC híbrido Figura 2.37 Exemplo de um sistema multi-terminal bipolar Simulações de redes HVDC LCC em PSS/E Figura 3.1 Esquema da rede inicial utilizada como ponto de partida para as simulações realizadas no estudo apresentado Figura 3.2 Esquema representativo de um sistema bi-terminal Figura 3.3 Conversor trifásico em ponte de Graetz Figura 3.4 Características dos conversores quando a tensão CA do lado do rectificador é suficiente para um controlo de corrente através do ângulo de ignição Figura 3.5 Características dos conversores quando há uma queda da tensão CA no lado do rectificador. A corrente é reduzida pela margem e regulada pelo ângulo de extinção do inversor Figura 3.6 Rede multi-terminal radial utilizada nas simulações Figura 3.7 Rede multi-terminal em malha utilizada nas simulações Figura 3.8 Topologia radial (esquerda) e em malha (direita) utilizada nas simulações Figura 3.9 Operação em condições normais de um sistema multi-terminal com quatro terminais Figura 3.10 Operação com baixa tensão CA num rectificador Figura 3.11 Topologia radial com troca de inversor com rectificador xiv

17 Análise em Regime estacionário e transitório de ligações multi-terminais HVDC Figura 3.12 Rede com dois sistemas bi-terminais Figura 3.13 Rede multi-terminal em malha na qual se removeu uma ligação CC Figura 3.14 Rede multi-terminal em malha na qual se removeu uma linha entre o inversor e o resto da rede Figura 3.15 Alcance do ângulo de ignição ( ) e do ângulo de extinção ( ) em regime transitório e estacionário Figura 3.16 Controlo de transmissão CC do modelo CDC4T Figura 3.17 Limite de corrente dependente de tensão para os conversores CC, utilizada no restabelecimento do sistema após bloqueio Resultados das simulações realizadas Figura 4.1 Sistema multi-terminal radial com os barramentos CA e CC numerados Figura 4.2 Sistema multi-terminal em malha com os barramentos CA e CC numerados Figura 4.3 Esquema do trânsito de energia do sistema multi-terminal radial Figura 4.4 Esquema do trânsito de energia do sistema multi-terminal em malha Figura 4.5 Esquema do trânsito de energia do sistema multi-terminal radial com troca de conversores Figura Esquema do resultado do trânsito de energia do sistema multi-terminal com bloqueio de uma linha CC Figura Esquema do resultado do trânsito de energia do sistema multi-terminal com bloqueio da linha entre o Inversor A e a rede CA Figura 4.8 Tensão CC nos terminais dos conversores Figura 4.9 Potência activa CC no sistema multi-terminal Figura 4.10 Potência reactiva CC no sistema multi-terminal Figura 4.11 Corrente CC no sistema multi-terminal Figura 4.12 Ângulos de disparo (ignição e extinção) dos conversores Figura 4.13 Tensão CA nos inversores Figura 4.14 Tensão CA nos rectificadores Figura 4.15 Potência activa das ligações entre os inversores e a rede CA Figura 4.16 Potência reactiva das ligações entre os inversores e a rede CA Figura 4.17 Rede utilizada na experiência de Chen et al Figura 4.18 Resultados obtidos na simulação de Chen et all xv

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19 Análise em Regime estacionário e transitório de ligações multi-terminais HVDC Índice de quadros 2 Estado da arte... 5 Quadro 2.1 Comparação das três tecnologias de transmissão Simulações de redes HVDC LCC em PSS/E Quadro 3.1 Variação de potência efectuada nas simulações comparativas entre a rede multiterminal radial e a rede bi-terminal Resultados das simulações realizadas Quadro 4.1 Resultados das tensões e ângulos da rede CA para o sistema radial Quadro 4.2 Resultado das potências nos geradores Quadro 4.3 Resultados dos ângulos dos conversores e tomadas dos transformadores Quadro 4.4 Fluxo de potência no sistema multi-terminal radial Quadro Resultados das tensões e ângulos da rede CA para o sistema em malha Quadro Resultado das potências nos geradores Quadro Resultados dos ângulos dos conversores e tomadas dos transformadores Quadro Fluxo de potência no sistema multi-terminal em malha Quadro Resultados das tensões e ângulos da rede CA Quadro Resultado das potências nos geradores Quadro Resultados dos ângulos dos conversores e tomadas dos transformadores Quadro Fluxo de potência no sistema multi-terminal com a troca de conversores Quadro 4.13 Resultados dos ângulos de disparo e tomadas dos transformadores Quadro 4.14 Perdas associadas a cada conversor Quadro 4.15 Perdas totais do sistema Quadro Fluxo de potência no sistema multi-terminal com o bloqueio de uma ligação CC Quadro Fluxo de potência no sistema multi-terminal com o bloqueio de uma ligação entre um inversor e o resto da rede CA xvii

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21 1. Introdução 1 1 Introdução 1.1 Enquadramento Geral Nos últimos anos, devido a preocupações ambientais e à possível falta de recursos tradicionais, a energia renovável tem recebido grande atenção em todo o Mundo. A geração eólica é uma das tecnologias mais maduras entre todas as fontes de energia renovável. Devido às suas características estocásticas e natureza intermitente, os parques eólicos podem afectar a estabilidade das redes a que estão interligados quando o vento tem um elevado nível de penetração. A melhor escolha para a infraestrutura de uma rede que associe parques eólicos offshore e plataformas petrolíferas ou de gás ainda é um grande objecto de estudo. O facto da ligação dos parques eólicos offshore ser de várias centenas de quilómetros (com tendência a aumentar), devido às melhores condições de geração em zonas mais longe da costa, leva a que se estude tecnologias de transmissão em corrente contínua [1]. A transmissão CC torna-se economicamente viável e interessante quando grandes quantidades de energia necessitam ser transmitidas através de longas distâncias, o que vai de encontro com o desenvolvimento dos parques eólicos offshore. Estas ligações consistem normalmente em ligações ponto-a-ponto entre as duas redes CA interligadas pela ligação CC [2]. A procura de soluções alternativas ao método de transmissão tradicional (CA) para parques eólicos offshore tem levado a um investimento relativamente grande na tecnologia de 1

22 1. Introdução transmissão CC, sendo que em 2014 espera-se que o primeiro parque eólico offshore baseado nesta tecnologia entre em pleno funcionamento. A recente orientação desta tecnologia para a sua aplicação também em parques eólicos offshore, levará a um aumento destas ligações ponto-a-ponto e tornando-se aparente a possibilidade de criar redes de sistemas multi-terminais. Para agregar vários sistemas e parques uma solução poderá ser realizada através de implementação de redes multi-terminais HVDC (High Voltage Direct Current), que são redes que compreendem mais do que dois conversores sendo então possível juntar vários parques num única rede. Estes sistemas MTDC (Multiterminal Direct Current) são economicamente viáveis comparados com as soluções em corrente alternada para longas distâncias. Para além disso garantem um aumento de fiabilidade, redundância, disponibilidade e flexibilidade do que as ligações HVDC ponto-a-ponto [1]. Estas redes representam um passo importante para um futuro onde haja convergência energética, se bem que irão trazer novos desafios de natureza técnica e económica. Embora ainda sem aplicabilidade prática e real, estima-se que estas redes multi-terminais HVDC estejam presentes e funcionais em cerca de 20 anos, e que se possa fazer uma supergrid interligando por exemplo vários países através do Mar do Norte, o que facilitaria também as trocas energéticas entre estes. 1.2 Objectivos da dissertação Esta dissertação tem por objectivo principal o estudo de arquitecturas e topologias de rede para sistemas multi-terminais HVDC, tendo sido realizados testes em regime dinâmico e estacionário. Para estes testes foi utilizado um software específico de simulação de redes de energia, o PSS/E. Este estudo pretende também identificar as vantagens da utilização de redes multi-terminais na interligação de sistemas offshore com terra, quer possíveis sistemas de geração eólica, quer a alimentação de cargas, como por exemplo estações petrolíferas ou de gás. O estudo destas redes consistiu na caracterização e comparação de diferentes topologias de rede, bem como a comparação com sistemas análogos com redes bi-terminais ao invés das multi-terminais. 2

23 Análise em Regime estacionário e transitório de ligações multi-terminais HVDC Outro objectivo desta dissertação prende-se com a observação da resposta da rede a um curtocircuito e a um bloqueio da mesma, evidenciando a sua redundância e disponibilidade, quando comparada com a bi-terminal. Finalmente, foi também um objectivo desta tese, face ao seu carácter inovador, a realização de um guia de carácter introdutório à utilização e simulação de redes multi-terminais HVDC para uma futura iniciação à simulações das mesmas. 1.3 Organização da dissertação A presente dissertação encontra-se organizada em 5 capítulos. No primeiro capítulo é efectuado um enquadramento geral, procurando-se introduzir a temática da transmissão CC e sistemas multi-terminais HVDC no contexto da Engenharia Electrotécnica e o propósito desta dissertação, apresentando os objectivos a alcançar. No segundo capítulo é apresentado um pequeno contexto histórico sobre as fontes energéticas eólicas, e o enquadramento dos sistemas HVDC para a transmissão de energia eólica offshore. É referido também o estado da energia eólica em Portugal. São então analisados os sistemas de transmissão HVAC e HVDC, suas topologias e tecnologias. Ainda neste capítulo é aprofundada a evolução dos sistemas multi-terminais HVDC, os sistemas em actividade, as tecnologias existentes e possíveis topologias de rede. No terceiro capítulo são apresentadas as simulações realizadas, identificando-se as topologias analisadas para a rede, as comparações efectuadas e a caracterização pretendida. Posteriormente é descrita a experiência em regime transitório, verificando-se o comportamento de uma rede multi-terminal HVDC neste regime em resposta a um curto-circuito com bloqueio de um inversor. No quarto capítulo descrevem-se os resultados obtidos nas simulações efectuadas das várias configurações de sistemas multi-terminais, em regime estacionário e em regime transitório, observando o comportamento da rede em situações específicas, procurando, quando possível, o seu enquadramento com resultados de outras investigações. No quinto capítulo são apresentadas as conclusões gerais da dissertação e são também propostas matérias para investigações futuras de questões que sejam consideradas relevantes no âmbito desta dissertação. 3

24 1. Introdução 4

25 1. Introdução 2 2 Estado da arte 2.1 Introdução O presente capítulo pretende contextualizar o trabalho efectuado, indicando os resultados mais relevantes da pesquisa bibliográfica realizada no âmbito do estudo de redes multi-terminais HVDC (High Voltage Direct Current). O capítulo inicia com uma análise do contexto histórico das fontes energéticas e dos sistemas eólicos, onde é revista também a evolução da energia eólica e o seu desenvolvimento em Portugal. De seguida, são abordados os tópicos referentes a corrente contínua de alta tensão, onde se expõe todo o enquadramento histórico desta tecnologia. Posteriormente são aprofundados os sistemas de transmissão HVAC (High Voltage Alternating Current) e HVDC, respectivas tecnologias e topologias. Por último, é analisada a evolução, passada e futura, dos sistemas multi-terminais HVDC, desde os seus primeiros estudos, projectos, tecnologias e topologias 5

26 2. Estado da arte 2.2 Contexto histórico das fontes energéticas e dos sistemas eólicos Os nossos antepassados utilizavam fontes energéticas como o vento, a água e a lenha na produção de calor e de força motriz. Posteriormente com a revolução industrial, o carvão, o petróleo, o gás e o nuclear foram substituindo estas fontes tradicionais [3]. Segundo Castro [3], o reaparecimento das energias renováveis deu-se a partir dos choques petrolíferos da década de 70. A necessidade de assegurar a diversidade e a segurança no fornecimento de energia e a obrigação de proteger o ambiente, cuja degradação é acentuada pelo uso de combustíveis fósseis, motivaram o renovado interesse pelas renováveis. A energia eólica não é uma tecnologia recente. Ao longo da história encontram-se, traços do Homem tentar utilizar a energia do vento. Foram criadas diferentes tipos de estruturas, tendo em conta a sua funcionalidade, aplicação, tecnologia existente na altura e cultura da área onde foram construídas. Podemos visualizar dois destes exemplos na Figura 2.1 [4]. Figura 2.1 Um típico moinho de vento holandês (esquerda) e um mediterrâneo (direita), adaptado de [4]. 6

27 Análise em Regime estacionário e transitório de ligações multi-terminais HVDC 2.3 Energia eólica A procura de energias renováveis, nomeadamente a eólica, cresceu rapidamente nos últimos anos, mantendo uma tendência que se tem verificado nas últimas décadas. A exploração de energias renováveis, nomeadamente da eólica, revelou um crescimento acentuado nos últimos anos como pode ser observado na Figura 2.2 [3]. Potência eólica no Mundo (GW) Figura 2.2 Evolução da potência eólica instalada a nível mundial, adaptado de [3]. A energia eólica aumentou nos últimos 5 anos a um ritmo elevado. Como resultado deste aumento, cerca de 25% ao ano, a capacidade mundial atingiu os 158 GW. As previsões apontam que, apenas na Europa, em 2020 a potência eólica produzida seja por volta dos 230 GW: 190 GW onshore e 40 GW offshore, o que chegará para cobrir 15.7% a 16.5% da demanda de electricidade na Europa. Em 2010, a potência eólica produzida reflecte-se na Figura 2.3 [5]. 7

28 2. Estado da arte Figura 2.3 Potência eólica instalada na Europa no final de 2010, adaptado de [5]. Os parques eólicos offshore irão representar uma quota crescente da potência eólica. Prevê-se que até 2020 mais de 50 GW de potência eólica offshore possa ser instalada, 80% desta na Europa. Por exemplo, no Mar do Norte, onde estarão localizadas a maioria dos parques eólicos, uma super-rede (supergrid) poderá ser construída para permitir trocas de potência entre países vizinhos [5]. Podemos visualizar na Figura 2.4 a previsão efectuada pela EWEA (European Wind Energy Association) desta super-rede futura. Figura 2.4 Previsão a 20 anos do desenvolvimento da rede offshore, adaptado de [6]. 8

29 Análise em Regime estacionário e transitório de ligações multi-terminais HVDC O aumento das necessidades energéticas levou a que os parques eólicos offshore fossem cada vez maiores, e cada vez mais afastados da costa, resultando uma maior potência instalada [7]. O método normalmente utilizado para interligar estes sistemas é através de cabos submarinos em corrente alternada (CA), uma vez que a energia eléctrica produzida pelas turbinas eólicas é alternada. Quando as potências geradas são relativamente pequenas, é suficiente trazer a potência para a costa à mesma tensão utilizada na interligação das turbinas WTG (Wind Turbine Generator) [8]. Esta solução deixa de ser suficientemente boa quando se trata de potências elevadas e passa a ser necessário que os parques eólicos tenham uma maior tensão de transmissão, convertendo-a em alta tensão (HVAC). Para tal, é necessário que as subestações tenham transformadores elevadores (Step-up Transformers). O primeiro parque eólico que utiliza esta tecnologia é o parque de Horns Rev (Figura 2.5), que entrou em funcionamento em 2002 ao largo da costa oeste da Dinamarca com uma ligação de 150 kv [9]. Figura 2.5 Parque eólico offshore de Horns Rev e respectivos cabos de interligação (33kV) e de transmissão (150kV), adaptado de [10, 11]. Um dos problemas dos cabos HVAC é a existência de uma corrente de carga capacitiva que limita o tamanho dos cabos. Face a este problema, a indústria voltou-se para outra solução, utilizando sistemas de corrente continua (CC) quando as distâncias são elevadas. Estes sistemas também necessitam de uma plataforma offshore com uma estação de conversão. Os sistemas clássicos HVDC utilizam tirístores como elemento semicondutor e requerem uma fonte rígida de corrente alterna nas duas pontas do sistema. Quando há pouco vento a única maneira de manter uma fonte de corrente alterna rígida é através de geradores em stand-by. Outra desvantagem destes sistemas é o tamanho da estação de conversão. Uma alternativa seria a 9

30 2. Estado da arte utilização sistemas HVDC com VSC (Voltage Source Converters), uma vez que as subestações têm um tamanho menor [4] Situação eólica em Portugal Em Portugal, nos últimos 20 anos assistiu-se a um dinamismo inédito em termos do desenvolvimento eólico, que se podem atribuir como principais causas: A reestruturação do sector eléctrico em 1995, reforçada em 2006, estabelecendo o aprofundamento da liberalização e a promoção da concorrência nos mercados energéticos, com o consequente fim da situação de monopólio efectivo detido pela EDP (Electricidade de Portugal); A publicação de legislação específica com o fim claro de promover o desenvolvimento das energias renováveis, designadamente através da agilização de procedimentos administrativos com o objectivo de melhorar a gestão da capacidade de recepção e a introdução de tarifários de venda de energia de origem renovável à rede pública, baseados numa remuneração muito atractiva, diferenciada por tecnologia e regime de exploração; A aprovação das «Directivas das Renováveis», cuja aplicação em Portugal levou o Governo a definir metas ainda mais ambiciosas para a penetração das energias renováveis, designadamente a energia eólica, com a previsão de ter 5100 MW instalados em Os dados disponíveis indicam que, no final de 2009, a potência total instalada em aproveitamentos eólicos em Portugal é de cerca de 3500 MW. A situação actual é de grande dinamismo no sector, registando-se um número de pedidos de licenciamento de novas instalações que excede largamente o potencial técnico do recurso eólico [3]. A percentagem de energia eléctrica que provém de energia eólica em Portugal é hoje em dia apenas ultrapassada pela Dinamarca. A electricidade que é gerada por esta fonte de energia representa cerca de 14.8% de toda a energia eléctrica. No final de 2010, Portugal possuía 4 GW de energia eólica onshore instalada e o objectivo para 2020 será aumentar a potência para 7 GW, representando assim 23% da energia consumida. A energia eólica portuguesa está em grande expansão, mas no entanto, é totalmente onshore. A principal razão para não se ter desenvolvido em Portugal a vertente offshore da energia eólica é a diferença entre o Oceano Atlântico e os mares no Norte da Europa. A plataforma continental portuguesa é bastante pequena, o que faz com que a profundidade das águas aumente rapidamente e muito perto da costa. Este facto, aliado à altura das ondas, que é cerca do dobro 10

31 Análise em Regime estacionário e transitório de ligações multi-terminais HVDC no Oceano Atlântico, em comparação com o Mar do Norte, faz com que seja muito difícil instalar as turbinas eólicas offshore normais, cujas fundações estão no fundo do mar. No entanto, como o potencial eólico offshore português é bastante aliciante (como podemos verificar na Figura 2.6) está em curso um projecto chamado Windfloat onde a EDP e outros parceiros (como por exemplo a Vestas, produtora dinamarquesa de turbinas eólicas), têm como objectivo ultrapassar estas barreiras, construindo um novo tipo de plataforma flutuante. O esquema deste projecto é baseado na indústria petrolífera e baseia-se num triângulo, com a turbina eólica inserida num dos seus vértices. A plataforma é semi-submersível, como podemos verificar na Figura 2.7, de modo a garantir a estabilidade. As previsões apontam para que, entre 2019 e 2020, estejam instalados 500 MW de energia eólica offshore [12]. Figura 2.6 Atlas Português do Vento offshore (esquerda) e onshore (direita). Encontra-se representado o número de horas de funcionamento equivalente à potência nominal (NEPS) à altura de 80m, adaptado de [13, 14]. 11

32 2. Estado da arte Figura 2.7 Esquema do projecto Windfloat, adaptado de [15]. 2.4 Transmissão em Corrente Contínua e Alta Tensão (HVDC) Introdução A energia eléctrica é produzida nas centrais na forma de tensão e corrente CA. Esta forma de energia deve ser transferida das centrais para as localizações onde se encontram as cargas. Normalmente, este transporte é feito utilizando sistemas CA, embora existam casos particulares onde a transmissão CC se torne atractiva [4]. A transmissão CC torna-se economicamente viável e interessante quando grandes quantidades de energia necessitam ser transmitidas através de longas distâncias. A distância de break-even normal, a partir do qual se torna económico pensar em soluções com sistemas CC é da ordem dos 300 a 400 km, sendo ainda mais vantajoso a utilização destas soluções com cabos submarinos, o que consiste numa mais-valia para os parques eólicos offshore. Estes sistemas HVDC tornam-se mais interessantes para longas distâncias uma vez que os sistemas CA, especialmente os seus cabos isolados, possuem uma capacidade elevada o que limita o seu comprimento. Esta capacidade elevada significa que as perdas aumentam quanto maior o tamanho das linhas CA, o que acontece de modo menos acentuado nas linhas CC. Mesmo para curtas distâncias, se se tratar de cabos submarinos, os sistemas CC podem tornar-se numa 12

33 Análise em Regime estacionário e transitório de ligações multi-terminais HVDC melhor solução. Geralmente a escolha do sistema a utilizar está relacionada com o seu custo, e este depende da distância de transmissão, como ilustra a Figura 2.8 [2]. Figura Ponto de break-even entre transmissão CA e CC, adaptado de [16]. A transmissão CC também tem outros benefícios uma vez que apresenta uma melhor estabilidade transitória e um amortecimento dinâmico das oscilações do sistema eléctrico. Estas características permitem aumentar a estabilidade da rede. Os sistemas HVDC também permitem a interligação de dois sistemas CA com frequências diferentes (assíncronos) e não estejam sincronizados. Também os aspectos de saúde pública devem ser considerados na escolha da técnica de transmissão, sendo que o campo magnético à frequência industrial se encontra ausente nos cabos CC, ao invés de cabos CA. Os cabos CC produzem apenas um campo magnético que é semelhante ao campo magnético terrestre. Em zonas densamente populadas pode ser extremamente difícil obter autorização para construir novas linhas de transmissão CA, quer por razões de espaço, quer por razões de saúde pública. Apesar dos cabos serem mais largos no CC, o seu número é menor, o que juntamente com o campo electromagnético gerado, pode levar a uma autorização mais expedita para sistemas de transmissão HVDC. Os postes típicos CC têm um tamanho bastante inferior, como podemos verificar na Figura

34 2. Estado da arte Figura 2.9 Representação de postes típicos CA e CC, adaptado de [16]. Os sistemas de transmissão HVDC também têm desvantagens em relação aos HVAC. Por exemplo, as estações de conversão são muito caras e têm perdas constantes, o que torna por vezes mais barata uma solução normal de transmissão CA [2, 16] Enquadramento histórico A transmissão e distribuição de energia eléctrica começou com corrente contínua. Em 1882 foi construída uma linha de transmissão de 2-kV CC entre Miesbach e Munique na Alemanha, com um comprimento de 50 km. Naquele tempo, a conversão entre tensões de consumo razoáveis e uma tensão de transmissão CC mais alta, apenas era possível através de máquinas CC girantes. Um método inicial de transmissão CC de alta tensão foi desenvolvido pelo engenheiro suíço René Thury e o seu método foi posto em prática em 1889 em Itália pela empresa Acquedotto De Ferrari-Galliera (Figura 2.10). Este sistema consistia na interligação em série de motores-geradores para aumentar a tensão. A linha operava a corrente constante, com cerca de 5 kv em cada máquina. Em 1913 cerca de quinze destes sistemas encontravam-se em funcionamento. 14

35 Análise em Regime estacionário e transitório de ligações multi-terminais HVDC Figura 2.10 Esquema do sistema Thury de conversão CC, adaptado de [2]. Uma empresa denominada ASEA iniciou o desenvolvimento de produtos para transmissão HVDC no fim dos anos 20. Nessa altura Uno Lamm, que foi um grande impulsionador dos sistemas HVDC, começou a trabalhar na ASEA dedicando-se ao estudo destes sistemas. A ASEA trabalhava com válvulas de vapor de mercúrio (mercury arc valves) mas estas tinham alguns problemas, tendo o maior deles a ver com disrupção. Um exemplo de uma válvula de vapor de mercúrio encontra-se ilustrada na Figura Em 1932 a General Electric testou rectificadores de vapor de mercúrio e uma linha de transmissão em Mechanicville em Nova Iorque, que era utilizada para converter uma geração de 40 Hz que servia cargas de 60 Hz, ou seja, um sistema assíncrono. Figura Esquema de uma válvula de vapor de mercúrio, adaptado de [12]. 15

36 2. Estado da arte Em 1941 celebrou-se o primeiro contracto para um sistema HVDC comercial na Alemanha, que consistia na entrega de 60 MW à cidade de Berlim através de um cabo subterrâneo de 115 km de comprimento. Este sistema tinha como objectivo principal o fornecimento de energia sem que as forças aliadas tivessem conhecimento da localização dos cabos de transmissão no sentido de evitar bombardeamentos. Este sistema chegou a estar pronto com ± 200 kv e 150 A em 1945, embora nunca tenha entrado em produção. Estes problemas limitadores das válvulas de vapor de mercúrio tardaram em ser resolvidos e apenas em 1950 foi encomendado o sistema HVDC entre a ilha de Gotland e a Suécia, tendo a linha entrado em serviço em O avanço nesta tecnologia aconteceu nos anos 60, quando a ASEA obteve quatro contractos internacionais onde trabalhou em simultâneo. Destes quatro, o sistema construído no Canadá, em Nelson River onde funcionava a 150 kv e a 2kA, tornou-se no maior sistema com rectificadores de vapor de mercúrio. A ASEA detinha o monopólio desta tecnologia. Existia no entanto, pela parte das empresas concorrentes, um elevado interesse em entrar no mercado HVDC. Estas descobriram que um novo componente, os tirístores, poderia ser utilizado em vez dos rectificadores de vapor de mercúrio com a vantagem que os tirístores não envelheciam e ofereciam mais segurança, por exemplo, mesmo que o tirístor perdesse as suas propriedades semicondutoras, continuava com a capacidade de conduzir corrente. ASEA, Siemens e Alstom, voltaram-se para o desenvolvimento desta tecnologia. Em 1970 a primeira estação com tirístores entrou em funcionamento. Entretanto, os desenvolvimentos nesta tecnologia tornaram os rectificadores de vapor de mercúrio obsoletos e em 1971 estes foram descontinuados. Porém, em 2004 nove sistemas com estes rectificadores ainda estavam em serviço. A 15 de Março de 1979 foi inaugurada a central de Cahora Bassa (entre Cahora Bassa e Joanesburgo), de 1410 Km ± 533 kv com 1920 MW. Esta foi desenhada com tiristores imersos em óleo, sendo um projecto entre a AEG, BBC, Siemens e o governo Português. Outros grandes projectos deste género foram o Itaipu, no Brasil (6000 MW) e a grande central das três gargantas na China (18200 MW). Desde 1975 até 2000 as válvulas de vapor foram substituídas pelos conversores LCC (Line-comutated converters) que utilizam tirístores simples como elemento semicondutor, cujas válvulas conduzem corrente consoante a tensão ânodo-cátodo e o sinal aplicado à porta deste. O desenvolvimento dos tirístores tem continuado e hoje existem soluções HVDC até 3200 MW num sistema bipolar. 16

37 Análise em Regime estacionário e transitório de ligações multi-terminais HVDC Outro desenvolvimento nesta área, deu-se com o aparecimento do IGBT (Insulated Gate Bipolar Transístor) e do GTO (Gate Turn-Off thyristor), o que levou ao aparecimento de sistemas HVDC baseados em VSC. A ABB/ASEA chamou a este conceito HVDC Light enquanto que a Siemens chamou a um conceito semelhante HVDC Plus. A diferença está no conceito da modulação do VSC. Enquanto o HVDC Light utiliza uma modulação PWM (Pulse-Width Modulation), o HVDC Plus utiliza modulação multi-nível. Em 2012 entrarão em produção os primeiros sistemas baseados nesta tecnologia, na Alemanha [2, 16, 17]. Figura 2.12 Esquema de funcionamento de sistemas VSC ABB HVDC Light (esquerda) e Siemens HVDC Plus (direita). Figura adaptada de [16, 18]. 2.5 Sistemas de Transmissão HVAC / HVDC Os tipos de transmissão eléctrica associados à interligação de estações eólicas offshore com terra são baseados em tecnologias HVDC e HVAC. Tipicamente o esquema geral de uma estação eólica offshore e respectivo sistema de transmissão, pode ser simplificado como representado na Figura Figura 2.13 Esquema simplificado de uma rede offshore e do sistema de transmissão, adaptado de [4]. 17

38 2. Estado da arte Existe uma rede local CA de turbinas eólicas, onde a potência é agregada e transportada até ao ponto de agregação. Neste local a tensão é convertida para o nível de tensão do sistema de transmissão, sendo posteriormente transmitida até ao interface com a rede CA. Aí é novamente convertida de acordo com o nível de tensão e necessidade energética da rede, para ser distribuída à mesma através do PCC. (PCC Point of Common Coupling) Desde o início do século XX que os sistemas de corrente alternada são os mais comuns na transmissão devido às vantagens que apresentam: Tecnologia mais barata normalmente, sendo ainda mais barata para distâncias mais curtas, dado o custo das estações de conversão, como referido na Figura 2.8; As perdas são muito pequenas para distâncias curtas; Não necessita da existência de conversores de potência; Facilidade de interligação e manutenção. Estas vantagens fizeram com que a todos os parques eólicos offshore sejam baseados em sistemas de transmissão HVAC. Contudo, como as próximas gerações de parques eólicos serão cada vez mais distantes de terra e cada vez de maiores dimensões, os sistemas HVAC tornam-se menos competitivos devido às suas desvantagens, das quais se salientam: Os cabos submarinos HVAC possuem corrente capacitiva, gerando consideráveis quantias de potência reactiva que têm de ser consumidas nos finais dos cabos. Esta capacitância aumenta quer com a tensão, quer com o tamanho dos cabos o que, associado às perdas dieléctricas verificadas nos cabos HVAC, torna impraticável a sua utilização para distâncias elevadas (acima de 50 km), como podemos verificar na Figura 2.14; Sistemas de compensação de potência reactiva são necessários para transmissões de longa distância (FACTS Flexible AC Transmission Systems, baterias de condensadores); Os cabos actualmente utilizados não são suficientes para o aumento de potência previsto, tendo de se recorrer à utilização de vários cabos em paralelo, o que por sua vez aumenta significantemente as perdas; As perdas no sistema aumentam bastante com o aumento da distância (Figura 2.14); Com o aumento de potência dos parques eólicos offshore, pode ser necessário minimizar as perdas nos maiores níveis de tensão do sistema de transmissão, sendo necessária a instalação de uma subestação offshore de transformação [19, 20,21]. 18

39 Análise em Regime estacionário e transitório de ligações multi-terminais HVDC Os produtores e investigadores voltaram-se então para um estudo mais aprofundados das características dos sistemas de transmissão HVDC, uma vez que estes dão resposta a alguns dos principais problemas dos sistemas HVAC. Figura 2.14 Relação entre as perdas de transmissão e a distância de transmissão para HVAC e HVDC, adaptado de [22] Tipo de cabos utilizados Usualmente, em transmissões HVAC são utilizados cabos XLPE (Cross-linked polyethylene cable). Estes cabos são constituídos por um condutor de cobre isolado por camadas cruzadas de polietileno extrudido, como podemos verificar na Figura Figura 2.15 Secção (esquerda) e visão de interior (direita) de um cabo XLPE. Figuras adaptadas de [4,23]. 19

40 2. Estado da arte Estes tipos de cabos, devido às suas excelentes características térmicas, possuem uma grande capacidade de corrente contínua normal e também uma grande capacidade de corrente de curtocircuito. O isolamento suporta elevadas temperaturas de condução de corrente contínua nominal (na ordem dos 90º C) e temperaturas de curto-circuito (na ordem dos 250 ºC). As perdas dieléctricas destes cabos são significativamente menores que nas outras tecnologias, por exemplo, cabos de massa impregnada (MI Mass-impregnated cables) ou cabos revestidos de óleo de baixa pressão (LPOF Low pressure oil filled cables). São também cabos mais leves e facilmente instaláveis no fundo do oceano, o que constitui ainda uma fatia considerável do investimento de parques eólicos offshore, pois necessitam de máquinas e técnicas específicas. Podemos ver um exemplo da inserção de cabos no fundo do mar na Figura Uma vez que estes cabos não necessitam de uma fonte de óleo, têm menos custos de manutenção, quando comparados com os cabos LPOF, e não apresentam associados riscos ambientais de derrame de óleo [4, 16, 24]. Figura 2.16 Descarregamento da máquina LBT1 no parque eólico offshore de North Hoyle e placa de betão para a protecção dos cabos eléctricos, adaptado de [24]. Por outro lado, os cabos CC utilizados em sistemas HVDC podem ser de três tipos, como se pode verificar na Figura 2.17: Cabos revestidos de óleo de baixa pressão (LPOF); Cabos de massa impregnada (MI); Cabos XLPE de camadas de polietileno extrudido. Os cabos revestidos a óleo de baixa pressão, embora aceitáveis para grandes profundidades, são cabos isolados com óleo de baixa viscosidade sob pressão de alguns bar, que é incorporado no cabo de maneira a que o óleo consiga fluir através do cabo. Estes cabos têm o problema de terem o seu tamanho limitado a cerca de 100Km, devido à necessidade de o óleo estar 20

41 Análise em Regime estacionário e transitório de ligações multi-terminais HVDC constantemente a fluir pelo cabo, bem como à limitação das bombas de óleo. Adicionalmente são cabos considerados de grande risco ambiental por fuga de óleo, o que leva a que esta tecnologia seja cada vez menos utilizada. Os cabos de massa impregnada consistem num condutor isolado por papel embebido com resinas e óleos de alta viscosidade. Estes cabos são constituídos por camadas de cobre que, para além da camada de isolamento, servem para protecção mecânica. Os cabos são cobertos com baínhas, e protecções anticorrosivas e armaduras, para proteger o cabo do meio ambiente. Este tipo de cabos, devido às suas características, são os mais utilizados em sistemas HVDC, nos quais se fazem uso de cabos submarinos, visto poderem ser utilizados em grandes profundidades (até 1000m) e não apresentarem praticamente um limite quanto à distância de transmissão. Cabos que utilizam esta tecnologia podem ter tensões até 500 kv e capacidades de transmissão de potência até 1000 MW, para soluções monopolares, sendo que estão em desenvolvimento novas soluções, que permitem a transmissão de maior potência. Como já referido, os cabos XLPE de camadas de polietileno são constituídos por um condutor de cobre isolado por camadas cruzadas de polietileno extrudido (Figura 2.15). Apresentam melhorias significativas em termos da temperaturas de condução de corrente contínua normal e corrente de curto circuito (90 e 250 ºC, respectivamente), e revelam menores perdas dieléctricas. São também mais leves e fáceis de instalar, o que representa uma grande vantagem. Esta tecnologia ainda não é muito utilizada, pois sendo mais recente, não está disponível para tensões e potências tão elevadas comparativamente às outras tecnologias. Porém a tendência verificada é para uma crescente utilização destes cabos no futuro [4, 16]. Figura 2.17 Cabos LPOF (esquerda), MI (centro) e XLPE (direita), respectivamente. Adaptado de [25, 26, 27]. 21

42 2. Estado da arte Topologia HVAC Como referido anteriormente, todos os sistemas multi-terminais actualmente em funcionamento possuem sistemas de transmissão HVAC. Usualmente, as configurações HVAC representam-se por esquemas semelhantes ao ilustrado na Figura 2.18 e são compostas pelos seguintes componentes principais: Sistema de colecção CA dentro do parque eólico offshore; Subestação de transformação offshore que inclui o transformador e a compensação de potência reactiva (Figura 2.19); Cabos HVAC, usualmente cabos XLPE (Cross-linked Polyethylene Cable); Subestação onshore de transformação e compensação. Figura 2.18 Esquema de um sistema de transmissão HVAC, adaptado de [28]. A tensão utilizada no sistema de colecção CA é normalmente média tensão, na gama dos kv. Podemos visualizar estes cabos na Figura 2.5. No caso da distância do parque a terra ser pequena, poderá não ser necessária a existência da subestação de transformação offshore. Por sua vez, a subestação de transformação onshore é necessária sempre que a tensão de transmissão é diferente da tensão da rede onshore. 22

43 Análise em Regime estacionário e transitório de ligações multi-terminais HVDC Figura 2.19 Subestação de transformação offshore do parque eólico de Gunfleet Sands, em Inglaterra, adaptado de [29] HVDC LCC Os sistemas de transmissão baseados na tecnologia LCC (Line commutated conversion) são os mais utilizados na transmissão HVDC. É uma tecnologia madura e confiável (o primeiro sistema comercial foi instalado em 1954), economicamente viável e como referido anteriormente, é utilizada no transporte de grandes quantidades de energia, nomeadamente através de cabos submarinos e principalmente para grandes distâncias (2.4.1). Esta tecnologia baseia-se no uso do tirístor como dispositivo semicondutor. Com a introdução deste elemento, os sistemas baseados em rectificadores de vapor de mercúrio foram substituídos por soluções baseadas em tirístores ou foram terminados. Esta tecnologia baseia-se na comutação síncrona das válvulas (que neste caso são os tirístores) alternando as linhas por onde passa a corrente. O elemento básico do conversor é a válvula, que apenas permite a passagem da intensidade de corrente se faça no sentido ânodo-cátodo (Figura 2.20). Esta válvula apenas conduz se a tensão ânodo-cátodo for positiva e se for aplicada uma tensão positiva à porta, relativamente ao cátodo. Quando a tensão ânodo-cátodo é negativa e a corrente passa por zero, a válvula bloqueia a condução. No capítulo 3 serão explicadas detalhadamente as topologias destes conversores e o seu modo de controlo [19]. 23

44 2. Estado da arte Figura 2.20 Símbolo de um tirístor, adaptado de [19]. Estes sistemas apresentam as seguintes vantagens, quando comparados com os sistemas tradicionais HVAC: Conseguem transmitir um pouco mais de potência por cabo, comparados com sistemas HVAC com a mesma tensão; O controlo dos circuitos rectificadores e inversores facilitam a sincronização dos inputs e outputs do sistema de transmissão para as respectivas redes ligadas; Estes sistemas ainda têm a capacidade de funcionar parcialmente quando uma das linhas sai de funcionamento. No caso da aplicação de sistemas multi-terminais poderá mesmo ser possível manter a redundância total da rede no caso de falha de uma linha; Não existe limitações na distância, uma vez que as perdas não limitam a distância de transmissão. Nos cabos submarinos (ou subterrâneos), não há corrente capacitiva que é um factor de primeira grandeza em cabos de corrente alternada; Em corrente contínua, não existe efeito pelicular e as perdas dieléctricas são mais baixas que em corrente alternada; A direcção do fluxo de potência pode ser alterada rapidamente (bidireccional); Um sistema de transmissão HVDC não aumenta a potência de curto-circuito nos pontos de conexão, o que significa que não é necessário mudar os disjuntores na rede existente; Os cabos CC em média têm uma maior durabilidade que os cabos CA; As correntes de curto-circuito da rede são bloqueadas nos conversores, não se reflectindo na linha CC; Os dois sistemas interligados não necessitam de estar em sincronismo, pois a interligação entre as redes é assíncrona, logo não resultam problemas de estabilidade, podendo as redes operar a frequências diferentes [19, 30, 31]. 24

45 Análise em Regime estacionário e transitório de ligações multi-terminais HVDC Embora ainda não exista a utilização real deste sistema aplicado a parques eólicos offshore estas vantagens aliadas ao facto dos parques eólicos serem cada vez mais distantes de terra e terem cada vez mais potência torna a aplicação destes sistemas HVDC-LCC alvo de inúmeros estudos, quer no meio académico, quer na indústria. Contudo, esta tecnologia apresenta também certas desvantagens, tais como: Os conversores e equipamento auxiliar têm um grande impacto no orçamento; Não é possível o controlo da potência reactiva; Existe uma produção considerável de harmónicas nos conversores, o que implica a introdução de filtros; É necessária a introdução de sistemas auxiliares de arranque no parque offshore (Black start-up não é possível). As topologias típicas utilizadas nestes sistemas de transmissão são duas configurações que contemplam a necessidade de existir retorno de corrente: Configuração Monopolar; Configuração Bipolar. A configuração monopolar (Figura 2.21) utiliza um condutor apenas, geralmente com polaridade negativa para minimizar o efeito de Coroa, sendo o retorno realizado por terra ou por água. Se a resistividade da terra for muito elevada ou se o retorno pela terra/água apresentar restrições devido à existência de estruturas metálicas na vizinhança dos eléctrodos de terra, ou por exemplo, em áreas de grande tráfego naval, pode utilizar-se um condutor metálico de retorno de baixa tensão. Figura 2.21 Configuração Monopolar com retorno por terra e com condutor metálico de baixa tensão, adaptado de [16]. A configuração bipolar (Figura 2.22) é constituída por dois condutores de diferentes polaridades, que são utilizados para garantir o retorno de corrente. Esta configuração é a mais utilizada na transmissão HVDC, pois oferece vantagens como uma maior capacidade de transmissão, e uma maior disponibilidade (é possível a operação monopolar no caso de 25

46 2. Estado da arte indisponibilidade de um dos pólos). Também é possível a inversão do sentido do trânsito de potência na configuração bipolar, trocando a polaridade dos condutores através do controlo dos conversores [20, 21]. Figura 2.22 Configuração Bipolar com retorno por terra e com condutor metálico de baixa tensão, adaptado de [16]. Os componentes utilizados num sistema de transmissão são principalmente os seguintes: um sistema de colecção CA dentro do parque eólico offshore; uma subestação offshore com os transformadores trifásicos dos conversores, filtros CA e CC, e reactâncias de alisamento. Também é necessário um sistema auxiliar que gere a potência necessária para os conversores ficarem operacionais. Habitualmente esta potência será gerada pelas próprias turbinas eólicas mas em períodos de pouco vento será necessária a utilização deste sistema auxiliar. Um esquema de um parque eólico offshore utilizando um sistema de transmissão HVDC LCC, interligando os componentes acima descritos, pode ser visualizada na Figura Figura Configuração de um parque eólico offshore utilizando um sistema de transmissão HVDC LCC, adaptado de [32]. 26

47 Análise em Regime estacionário e transitório de ligações multi-terminais HVDC HVDC VSC (Conversor de fonte de tensão) Com a evolução da electrónica de potência, apareceram os sistemas de transmissão baseados na tecnologia VSC. Estes sistemas baseiam-se na utilização de IGBTs e GTOs, que substituem as válvulas baseadas em tirístores, uma vez que o controlo destes componentes, se utilizados como VSCs, necessitariam de elevada impedância em série para assegurar a rápida transição na geração da tensão CA. Esta solução torna-se economicamente inviável, devido à grande necessidade de compensação de potência reactiva. O uso do tirístor é então apenas viável na tecnologia LCC tradicional [33]. A Siemens e a ABB apresentam soluções comerciais nesta área denominadas HVDC Plus e HVDC Light, respectivamente. A utilização de semi-condutores que operam a frequências aproximadamente de 2 khz tornou possível a utilização de tecnologias como PWM ou uma variação da mesma denominada por modulação multi-nível. Estas tecnologias são relativamente recentes, tendo sido o seu primeiro projecto comercial iniciado em 1999, na ilha Sueca de Gotland pela empresa ABB. O projecto tem 70km, e apresenta uma potência de 60 MVA numa estrutura bipolar de 80 kv. A ligação foi construída com o objectivo principal de fornecer tensão de suporte às turbinas eólicas instaladas no sul da ilha. Desde então foram surgindo alguns projectos baseados nesta tecnologia, nomeadamente: Uma ligação na Austrália, no ano 2000, de 65 km que interliga as redes de Queensland e New South Wales (180 MVA a ±80 kv); Um pequeno projecto de demonstração na Dinamarca, entre 1999 e 2000, utilizado para a interligação de três turbinas eólicas à rede dinamarquesa (8 MVA a ±9 kv); Uma segunda ligação, no ano de 2002, instalada na Austrália, de 180 km (200 MVA a ±150kV). Esta ligação é a maior ligação HDC VSC do mundo; Um projecto nos Estados Unidos, em 2002, no qual foi instalado um cabo submarino HVDC de 40 km entre Connecticut e Long Island, numa topologia back-to-back (330 MVA a ±150kV); A primeira subestação de conversão offshore foi instalada na Noruega, em 2005, para a plataforma Troll A de extracção de gás. Esta ligação tem 67 km e opera a 82 MVA (dois cabos de 41 MVA) a ±60 kv. Está prevista a adição de mais duas transmissões em 2015 [32,34]. Embora ainda não se tenham aplicado a parques eólicos offshore, existem já projectos em fase de teste que utilizam a tecnologia VSC. Na Alemanha, existe o projecto Borwin 1 (Figura 2.24), 27

48 2. Estado da arte cujo sistema de transmissão foi construído pela empresa ABB, baseado na tecnologia HVDC Light. Figura 2.24 Localização (esquerda) e fotografia do parque eólico The Bard Offshore 1 (direita), adaptado de [35]. Este sistema consiste na interligação do parque eólico The Bard Offshore 1 com a rede alemã. Este parque, situado no Mar do Norte, é o mais remoto do mundo, pois dista cerca de 130 km da costa. Consiste em 80 geradores eólicos de 5 MW, cuja potência será transportada por um sistema de colecção de cabos de 36 kv, e será transformada na subestação de conversão offshore VSC para 154 kv CC. A estação de interligação com a rede está situada em Diele, a 75 km da costa Alemã, onde a potência será injectada a 380 kv. O projecto terá um custo total de cerca de 400 milhões de dólares. Este projecto já tem a subestação de conversão operacional, bem como a ligação, embora o parque ainda esteja em construção. Apenas dezasseis geradores eólicos estão em funcionamento fornecendo 80 MW, estimando-se que o projecto entre totalmente em produção em 2014 [36, 37, 38]. Também na Alemanha existe o projecto Borwin 2, cujo sistema de transmissão será construído pela Siemens, baseado na tecnologia HVDC plus, que ligará os parques eólicos de Veja Mate e Global Tech 1, a cerca de 125 km da costa a noroeste da ilha de Borkum, e transportará uma potência combinada de 800 MW. A subestação de conversão offshore irá subir a tensão de 155 kv para 300 kv CA, que por sua vez, será convertida em corrente contínua de igual tensão. A instalação da plataforma offshore, bem como a instalação dos cabos, está planeada para O sistema de transmissão está planeado entrar em operação em Podemos visualizar um esquema deste projecto na Figura

49 Análise em Regime estacionário e transitório de ligações multi-terminais HVDC Figura 2.25 Esquema do sistema Borwin 2, adaptado de [39]. Outros projectos na mesma área estão também a ser desenvolvidos ou em construção como o Dolwin 1 (800 MW a ± 320 kv) ou o Sylwin 1 (864 MW a ±320 kv), apresentados na Figura A utilização destes sistemas baseados em tecnologias VSC baseia-se no facto de, para além de apresentarem as vantagens inerentes aos sistemas HVDC LCC, também possuírem outras vantagens nomeadamente: A utilização da modulação PWM permite que o controlo da potência activa e reactiva seja independente em cada conversor (sem necessidade de equipamento auxiliar); Não é necessário uma forte rede CA na outra ponta da ligação pois a corrente pode ser desligada sem ser necessária uma tensão de comutação activa, reduzindo assim as falhas de comutação. Tem capacidade de black-start, mesmo numa rede sem cargas; Pode funcionar como um STATCOM ( Static Synchronous Compensator ), fornecendo ou consumindo potência reactiva sem absorver ou gerar potência activa; Necessita de menos filtros que o HVDC LCC pois as frequências de comutação são muito elevadas nos VSC, o que leva à geração de níveis harmónicos mais baixos; A polaridade do lado CC é igual no rectificador e no inversor, e é necessária pouca coordenação entre os conversores HVDC VSC, o que torna esta tecnologia atraente para a construção de sistemas multi-terminais com vários conversores; As subestações de conversão offshore são de menor dimensão e mais compactas que as HVDC LCC, sendo que a plataforma offshore pode ser menor e menos dispendiosa; Pode operar nos quatro quadrantes do plano PQ (plano de potência activa e reactiva). A potência activa e reactiva pode ser alterada de modo a controlar variações e flutuações de tensão e frequência, respectivamente, minimizando a influência das flutuações do vento [4, 21, 32]. 29

50 2. Estado da arte Figura 2.26 Esquema dos projectos existentes ao largo da costa alemã, adaptado de [39]. Sendo uma tecnologia relativamente recente, pode-se considerar que está em crescente utilização, apresentando ainda alguns problemas tais como: Os semi-condutores IGBT são bastante mais caros que os tirístores tradicionais utilizados em HDVC LCC; As altas frequências utilizadas na modulação PWM originam perdas de 4 a 5% enquanto em HVDC LCC apresentam perdas apenas na ordem dos 1 a 2%; Devido ao facto de ser uma tecnologia recente o rácio de conversão é limitado, o que implica uma utilização de maiores sistemas de transmissão, com mais conversores, representando deste modo um aumento no custo dos projectos. Os componentes utilizados num sistema de transmissão VSC serão fundamentalmente os seguintes: sistema de colecção CA dentro do parque eólico offshore, subestação offshore com os conversores, filtros CA e CC, reactores de fase, filtros de alta frequência, subestação onshore de conversão e par de cabos CC. Estes cabos são os mesmos que se utilizam na tecnologia HDVC 30

51 Análise em Regime estacionário e transitório de ligações multi-terminais HVDC LCC, tendo sido explicados no subcapítulo Podemos visualizar um esquema genérico na Figura 2.27 [28] Figura Configuração de um parque eólico offshore utilizando um sistema de transmissão HVDC VSC, adaptado de [32]. Segundo Ackerman, [32] podemos comparar as três tecnologias (ver Quadro 1) considerando os novos projectos já existentes. 31

52 2. Estado da arte Capacidade disponível máxima por sistema Quadro 2.1 Comparação das três tecnologias de transmissão, adaptado de [32]. Transmissão HVAC HVDC LCC HVDC VSC 200 MW a 150 kv 350 MW a 245 kv ~1200 MW 350 MW 800 MW anunciado Nível de tensão Até 245 kv Até ±500 kv Até ±350 kv Transmissão dependente da distância? Sim Não Não Perdas totais do sistema Dependente da distância 2-3% 4-6% Capacidade de Black-start Sim Não Sim Nível de falhas Elevadas, comparativamente a soluções HVDC Reduzidas, comparativamente a soluções HVAC Reduzidas, comparativamente a soluções HVAC Capacidade técnica para suporte de rede Limitada Limitada Elevado leque de possibilidades Existência de Subestações offshore em Sim Não Sim (não em pleno funcionamento) operação Necessidades de Dependente da capacidade Dependente da capacidade - espaço para subestações Reduzidas - O conversor é de maiores dimensões que O conversor é menor que em LCC mas maior que numa offshore em VSC subestação HVAC 32

53 Análise em Regime estacionário e transitório de ligações multi-terminais HVDC 2.6 HVDC multi-terminal (MTDC) As ligações CC são hoje em dia utilizadas com o intuito de transportar a potência de parques eólicos offshore para terra, de fornecer energia a plataformas petrolíferas e de gás e de interligar redes de países diferentes (com frequências distintas) ou para reforçar redes CA existentes. Com o aumento número de ligações ponto a ponto, torna-se aparente a possibilidade de unir estas ligações através de uma forma mais directa, com mais pontos de interligação entre os sistemas ponto a ponto e terra, havendo já alguns estudos de redes CC para o futuro (como ilustrado anteriormente na Figura 2.4). A utilização de redes multi-terminais, planeada para além de 2020, irá trazer novos desafios quer de natureza técnica, quer de natureza económica, uma vez que as regulações internacionais de trocas de potências e os mercados terão de ser revistos. No entanto, estas redes representam um passo importante para um futuro onde haja convergência de sustentabilidade energética. Sistemas HVDC multi-terminais (MTDC Multiterminal Direct Current) são sistemas de transmissão que possuem mais do que dois terminais conversores interligados, dispondo-se em várias topologias. Os terminais podem estar ligados em série ou em paralelo, sendo que no caso de estarem em série, os terminais conversores partilham a mesma corrente, e no caso de estarem em paralelo partilham a mesma tensão CC de transmissão. Em relação a topologias existem várias possibilidades como por exemplo shore-to-shore, radial, em malha, entre outras [39]. Podemos relacionar as tecnologias utilizadas com as respectivas topologias na Figura Figura 2.28 Classificação de uma rede MTDC segundo a sua tecnologia e topologia, adaptado de [40]. Um possível cenário de um sistema HVDC multi-terminal offshore encontra-se ilustrado na Figura

54 2. Estado da arte Figura 2.29 Cenário hipotético de um sistema multi-terminal HVDC, adaptado de [41] Enquadramento Existem apenas tês sistemas de corrente contínua multi-terminais, apesar de serem alvos de estudo já de longa data (desde cerca de 1980, com estudos de J. Reeve [42] na Universidade de Waterloo, no Canadá) apenas têm três sistemas em funcionamento. No entanto existem mais de 100 sistemas baseados em HVDC. Os sistemas, que possuem apenas três terminais são: Hydro Quebec New England, no Canadá, em que a potência transportada é de 2000 MW a ±450 kv; SACOI, sendo a ligação Córsega-Sardenha-Itália, em que a potência transportada é de 200 e 300 MW a ±200 kv; Shin-Shinano, no Japão que consiste em três terminais VSC-BTB (back-to-back) de 53 MVA cada a ±10,6 kv. A ligação Hydro Quebec New England começou por ser uma ligação de 690 MW entre a fronteira canadiana e New Hampshire, tendo sido instalados os terminais de Des Cantons e Comerford que entraram em serviço em Outubro de Esta ligação, foi depois expandida numa segunda fase, tendo sido adicionadas duas novas estações conversoras de 2000 MW. A linha foi estendida para norte cerca de 1100 km para o terminal de Radisson, onde está 34

55 Análise em Regime estacionário e transitório de ligações multi-terminais HVDC localizada a central hidroeléctrica de La Grande. Para além disso, a outra nova estação conversora ficou situado em Sandy Ponds, Massachusetts, a cerca de 214 km a sul de Comerford. Estes dois terminais entraram em serviço em Em 1992, entrou em funcionamento uma terceira estação conversora de 200 MW em Nicolet, na área de Montreal. Apesar de ficarem cinco terminais nesta ligação, ela passou a ser operada através dos três terminais de 2000 MW, ficando apenas um sistema com três terminais. Podemos visualizar na Figura 2.30 um esquema desta ligação. O aspecto das estações conversoras está presente na Figura 2.31 [43, 44]. Figura 2.30 Ligação Hydro Quebec New England, adpatada de [43]. Figura 2.31 Estações conversoras de Radisson, Sandy Ponds e Nicolet, respectivamente. Adaptado de [43]. A ligação SACOI (Sardinia-Corsica-Italy) consiste numa ligação utilizada para a troca de energia eléctrica entre a estação conversora de Suvereto, em Itália, a estação conversora de Lucciana, na Córsega, e a estação conversora de Codrongianos, na Sardenha. Começou por ser utilizada como uma ligação monopolar, em 1965, e actualmente é uma ligação bipolar HVDC desde Consiste em três secções de linhas aéreas: a da região de Suvereto, com cerca 22 km, a da Córsega com 156 km e a da Sardenha com 86 km. Adicionalmente existem dois cabos submarinos que fazem a ligação: um de 105 km entre a Itália e a Córsega e um de 16 km entre a Sardenha e a Córsega. Até 1990 foram utilizadas válvulas de vapor de mercúrio, que foram 35

56 2. Estado da arte posteriormente substituídas por tiristores. O primeiro pólo utilizado pode transferir uma potência máxima de 200 MW a 200 KV, e a partir de 1992, o segundo pólo foi adicionado, que pode transferir até 300 MW à mesma tensão CC. O projecto de Shin-Shinano faz a ligação de dois sistemas CA de frequências diferentes no Japão, como podemos ver na Figura Figura 2.32 Localização do projecto Shin-Shinano e seus terminais, respectivamente. Adaptado de [44]. Baseia-se em três terminais VSC de 53 MVA, em que o terminal A tem uma tensão de 275 kv CA e os terminais B e C de 66 kv. Este sistema multi-terminal foi instalado em 1999 e resulta de um projecto de investigação japonês para o desenvolvimento de tecnologias de interligação eléctrica entre 1992 e Este projecto teve como principais objectivos: Desenvolver conversores VSC de alta performance aplicáveis a um sistema HVDC- BTB; Garantir um controlo robusto para as falhas do sistema CA; Desenvolver um sistema compacto back-to-back sem equipamento de compensação de potência reactiva ou filtros harmónicos de primeira ordem (Figura 2.33). Os resultados deste projecto foram também aplicados em STATCOMs instaladas nos Estados Unidos [44]. 36

57 Análise em Regime estacionário e transitório de ligações multi-terminais HVDC Figura 2.33 Esquema de funcionamento da estação, adaptado de [44] Vantagens de um sistema multi-terminal Verifica-se um interesse europeu crescente para o estabelecimento de uma rede transnacional, que se deve ao facto do desenvolvimento de parques eólicos offshore em grande escala poder ajudar a atingir as metas de União Europeia no que diz respeito à produção de energias renováveis, bem como o facto de uma necessidade de aumento da capacidade de trocas energéticas nas fronteiras entre países no sector energético europeu. Tal como com o desenvolvimento das redes CA no final do século XVIII, estas redes futuras MTDC deverão começar como redes simples, aumentando gradualmente de complexidade (por exemplo através da adição de novos sistemas à rede). A utilização de uma rede desta dimensão apresenta o desafio da criação de padrões que os sistemas passíveis de entrar nas redes utilizem, de modo a que seja facilitado a sua integração na rede com o menor custo possível. As principais características que deverão ser padronizadas serão os tipos de conversores HVDC e a tensão da rede MTDC. Esta última assume bastante relevância em termos de custos, uma vez que sistemas a operar em tensões diferentes necessitam de subestações adicionais de conversão e transformação (CA-CC-CA) de modo a que a tensão fique com o valor adequado. Esta solução implica um custo acrescido de instalação e manutenção, e introduz um aumento nas perdas energéticas associadas às conversões. A discussão deste plano para a criação de uma rede multi-terminal HVDC não se aplica apenas à integração de parques eólicos offshore, mas também à integração de plataformas petrolíferas ou de gás (como por exemplo a plataforma Valhall no mar do Norte, Figura 2.34). Esta tem a sua geração energética onshore permitindo reduzir os custos de produção e tipicamente são 37