Ligação de Sistemas Multi-Terminais de Transmissão em ... · Sistema de Transmissão em Corrente...

Ligação de Sistemas Multi-Terminais de Transmissão em Corrente Contínua e Alta Tensão a Parques Eólicos

Offshore

Miguel Guilherme Mateus Neves Veríssimo

Dissertação para a obtenção de Grau de Mestre em

Engenharia Electrotécnica e de Computadores

Júri Presidente: Prof. Doutor Paulo José da Costa Branco

Orientador: Prof. Doutor José Manuel Dias Ferreira de Jesus

Co-orientador: Prof. Doutor Rui Manuel Gameiro de Castro

Vogal: Prof. Doutor João José Esteves Santana

Outubro de 2012

“Live, love and learn.”

Patrick Flynn,

lead vocalist from Have Heart.

iii

Agradecimentos

Acabar uma tese de mestrado desencadeia um misto de sentimentos de realização, alegria e

esperança. Não só pelos meses de trabalho que lhe foram dedicados, mas pelo simbolismo que

acarreta. É o momento que assinala o fim de uma etapa marcante da vida e o nascimento de outra.

É, por isso, também o momento de dirigir uma palavra a todos os que, de forma directa ou indirecta,

contribuíram para esta caminhada.

Em primeiro lugar, aos meus orientadores, Professor José Ferreira de Jesus e Professor Rui

Castro, agradeço a exigência e disponibilidade demonstradas ao longo de todo o trabalho. As

sugestões e conselhos dados ajudaram, em muito, a ultrapassar os obstáculos, de cariz técnico e não

só, que foram surgindo. Estou igualmente grato pela confiança que ambos depositaram em mim,

dando-me a oportunidade de realizar uma tese cujo tema é do meu especial interesse.

Aos meus “colegas de Secção”, João Falcão e José Sousa, agradeço o companheirismo e

disponibilidade demonstrados. Cruzando-me com eles em fases mais avançadas dos seus trabalhos,

os conhecimentos que comigo partilharam foram determinantes para a execução desta tese.

Obrigado por me terem ajudado a familiarizar tão rapidamente com o PSS®E.

Aos meus colegas do IST e verdadeiros amigos deixo uma palavra de gratidão pelos momentos

marcantes que partilhámos. Uns melhores, outros menos bons, todos contribuíram para o meu

crescimento e valorização enquanto ser humano. As relações de amizade que tive o prazer de ir

construindo, contribuem para atingir o real significado da vida.

Ao IST, em geral, deixo um especial agradecimento por se ter tornado um pilar importante na

minha formação, não só pelas competências técnicas que pude adquirir, mas também pelos valores

que me permitiu reforçar. Orgulho-me de fazer parte de uma instituição, cuja tradição de exigência,

perseverança e descoberta se mantêm personificados na maior parte dos docentes com quem me

cruzei.

Por fim, na certeza porém de que os últimos são sempre os primeiros, quero deixar a minha

profunda gratidão à minha família mais próxima, à qual dedico esta tese. À minha Mãe, ao meu Pai, à

minha Irmã, à minha Avó Paterna e aos meus falecidos Avós Maternos, por todo o amor que sempre

demonstraram, pelo verdadeiro espírito de família que sempre incutiram e pelos ensinamentos e

valores que sempre transmitiram. Ao meu Padrinho e aos meus restantes “irmãos”, não de sangue,

pela forma como igualmente influenciam a minha vida e compõem o seio familiar. Devo-lhes quem

sou.

v

Resumo

A crescente procura de energia por parte do Homem, aliada aos finitos recursos energéticos

tradicionais e à cada vez maior preocupação ambiental têm levado a mais e maiores investimentos na

geração eléctrica de origem renovável. Entre elas, destaca-se a energia eólica offshore que, apesar

de relativamente recente, tem sido forte aposta de vários países, principalmente europeus. Com o

aumento da potência instalada e da distância à costa dos parques eólicos, os sistemas de

transmissão de potência em corrente contínua são cada vez mais opção. No entanto, as limitações

dos clássicos sistemas bi-terminais, nomeadamente a falta de caminho alternativo para escoar a

potência, têm aumentado o interesse nos sistemas de transmissão de corrente contínua com mais do

que dois terminais: os sistemas multi-terminais.

Este trabalho tem como principal objectivo estudar a viabilidade técnica do uso de sistemas

multi-terminais de corrente contínua e alta tensão na interligação de parques eólicos offshore a redes

eléctricas terrestres de transmissão. Para tal, construiu-se um caso de estudo que incluiu dois

parques eólicos offshore isolados, ligados a uma rede terrestre de 57 barramentos através de um

sistema multi-terminal malhado a conversores comutados em linha. Utilizando o programa de

simulação de redes de energia PSS®E, apresentaram-se e dimensionaram-se os modelos relativos a

todos os sistemas incluídos na rede construída. Realizando três simulações dinâmicas, onde se

aplicaram defeitos/perturbações distintas, analisou-se o comportamento estacionário e transitório da

rede, com especial enfâse no sistema multi-terminal e nos parques eólicos offshore.

Na simulação de retirada de um cabo de transmissão do sistema multi-terminal, conseguiu

analisar-se a maior fiabilidade destes sistemas em relação aos clássicos bi-terminais. Não

interrompendo a transmissão de potência, a geração eólica nunca foi comprometida. Nas simulações

em que se aplicou um curto-circuito franco num barramento da rede terrestre, consideraram-se dois

casos distintos. Um em que se activou um sistema existente nas turbinas eólicas, que simula um

regulador carga-velocidade, o outro, com este sistema desactivado. Em ambos os casos o sistema

multi-terminal, através do bloqueio de um dos seus terminais, foi capaz de se adaptar ao defeito

simulado, não cessando a transmissão. No entanto, o seu modo de funcionamento foi alterado e a

existência de sistemas capazes de regular as frequências das redes offshore mostraram-se

fundamentais para que a rede atingisse a estabilidade.

Palavras-chave: Sistema de Transmissão em Corrente Contínua e Alta Tensão (CCAT), Sistema Multi-

terminal (MTDC), Conversores Comutados em Linha (LCC), Parque Eólico Offshore,

Active Power Control (APC), PSS®E.

vii

Abstract

The humanity’s growing demand for energy combined with both world’s finite traditional energy

resources and the increasing environmental concerns have led to more and larger investments in

power generation from renewable sources. Among them, offshore wind energy stands out. Despite

relatively recent, this power source has been of particular interest to several national governments,

mainly within Europe. As offshore wind farms tend to present higher power ratings and to be placed

further from shore, high-voltage direct current transmission systems have become a suitable option.

Notwithstanding, some of the limitations of the classical bi-terminal high-voltage direct current

transmission systems, such as providing only one possible path for power to flow, have been

responsible for the increasing interest in multi-terminal transmission systems.

This thesis aims to assess the technical feasibility of the use of multi-terminal direct current

transmission systems for the interconnection of offshore wind farms to the onshore transmission

systems. In order to achieve this goal, a power grid test case was built considering two isolated

offshore wind farms, an onshore grid of 57 buses and a meshed multi-terminal system based on line-

commutated converters. Using PSS®E simulation software tool, the load flow and dynamic models of

all these systems were presented and properly sized. Following the application of distinct

faults/disturbances in the grid, the steady-state and dynamic analysis were carried out. All the

conducted analysis provided a special focus to multi-terminal system and wind turbines’ behavior.

One of the dynamic simulations consisted in disconnecting one link of the multi-terminal system.

It was possible to analyze the higher reliability of these systems in comparison to the classical point-

to-point direct current connection. The other dynamic simulations comprised a severe short-circuit at

an onshore bus considering two cases: with a wind turbines’ control system that emulates a generator

governor for primary frequency regulation enabled and disabled. In both dynamic simulations the

multi-terminal system responded well to the applied fault. As a protective action, one of the converters

was blocked and the system has never stopped transmitting power from the offshore wind farms to the

onshore grid in result of the applied fault. However, the control mode of the multi-terminal system

changed and the existence of the wind turbines’ governor emulator proved to be crucial in maintaining

stable the whole grid.

Keywords:

High-voltage Direct Current (HVDC), Multi-terminal Direct Current (MTDC), Line-

commutated Converter (LCC), Offshore Wind Farm, Active Power Control (APC), PSS®E.

ix

Índice

Agradecimentos...................................................................................................................................v

Resumo ............................................................................................................................................. vii

Abstract .............................................................................................................................................. ix

Lista de Figuras ................................................................................................................................ xiii

Lista de Tabelas .............................................................................................................................. xvii

Lista de Siglas e Acrónimos ............................................................................................................. xix

Lista de Símbolos .............................................................................................................................. xx

1. Introdução .................................................................................................................................... 1 1.1. Motivação ............................................................................................................................. 1 1.2. Revisão de trabalhos relacionados ...................................................................................... 2 1.3. Objectivos do trabalho ......................................................................................................... 4 1.4. Panorama da energia eólica offshore .................................................................................. 4

1.4.1. Sistemas de transmissão HVDC offshore ..................................................................... 7 1.5. Estrutura da dissertação ...................................................................................................... 8

2. Sistemas de Transmissão Multi-Terminais ............................................................................ 10 2.1. Introdução .......................................................................................................................... 10 2.2. Enquadramento.................................................................................................................. 11

2.2.1. Vantagens relativamente aos sistemas bi-terminais ................................................... 14 2.2.2. Aplicações .................................................................................................................... 16 2.2.3. Desafios ....................................................................................................................... 17

2.3. Tecnologias de transmissão .............................................................................................. 19 2.3.1. Conversores comutados em linha (LCC) .................................................................... 19 2.3.2. Conversores de fonte de tensão (VSC) ....................................................................... 22 2.3.3. Comparação entre os sistemas baseados em LCC e VSC ........................................ 24

2.4. Configurações e topologias ............................................................................................... 26 2.5. Ligação de sistemas MTDC a parques eólicos offshore ................................................... 29

2.5.1. Configurações de ligação ............................................................................................ 29 2.5.2. Contributo dos PEO para a estabilidade das redes .................................................... 32

3. Dimensionamento da Rede de Estudo .................................................................................... 35

xi

3.1. Introdução .......................................................................................................................... 35 3.2. Redes offshore ................................................................................................................... 36

3.2.1. Modelos dos PEO para o regime estacionário ............................................................ 39 3.2.2. Modelos dinâmicos dos PEO ....................................................................................... 39 3.2.3. Modelos dinâmicos das protecções de frequência ...................................................... 44

3.3. Rede terrestre .................................................................................................................... 45 3.3.1. Critério de ligação do sistema multi-terminal à rede terrestre ..................................... 46 3.3.2. Adaptações realizadas na rede terrestre ..................................................................... 47 3.3.3. Rede terrestre resultante ............................................................................................. 48

3.4. Sistema de transmissão multi-terminal LCC ...................................................................... 49 3.4.1. Modelo do MTDC para o regime estacionário ............................................................. 50 3.4.2. Modelo dinâmico do sistema multi-terminal ................................................................ 57

4. Simulações e Resultados ......................................................................................................... 60 4.1. Introdução .......................................................................................................................... 60 4.2. Resultados do trânsito de energia ..................................................................................... 61 4.3. Simulações dinâmicas ....................................................................................................... 66

4.3.1. Remoção de uma linha de corrente contínua do sistema multi-terminal .................... 66 4.3.2. Curto-circuito num barramento da rede terrestre ........................................................ 72

4.4. Análise crítica dos resultados ............................................................................................ 83

5. Conclusão .................................................................................................................................. 85 5.1. Conclusões ........................................................................................................................ 85 5.2. Trabalhos futuros ............................................................................................................... 90

Bibliografia ........................................................................................................................................ 91

A. Anexo A – Dimensionamento Cabos CA Submarinos .........................................................A-1

B. Anexo B – Parâmetros dos Modelos do PSS®E ....................................................................B-2 B.1. Regime estacionário ......................................................................................................... B-2

B.1.1. Redes offshore MIDA e MSVV ................................................................................... B-2 B.1.2. Rede terrestre ............................................................................................................. B-3 B.1.3. Sistema multi-terminal LCC ........................................................................................ B-4

B.2. Regime dinâmico .............................................................................................................. B-6 B.2.1. Redes offshore MIDA e MSVV ................................................................................... B-6 B.2.2. Unidades de geração da rede terrestre ...................................................................... B-9 B.2.3. Sistema multi-terminal LCC ...................................................................................... B-11

C. Anexo C – Simulações Dinâmicas ....................................................................................... C-12 C.1. Remoção de uma linha de corrente contínua do MTDC ............................................... C-12 C.2. Curto-circuito num barramento da rede terrestre – APC desligado .............................. C-13 C.3. Curto-circuito num barramento da rede terrestre – APC ligado .................................... C-14

xii

Lista de Figuras

Figura 1.1: Evolução da potência eólica offshore total instalada na Europa (2001 – 2011);

adaptado de [34]. ........................................................................................................... 4 Figura 1.2: Distribuição geográfica dos PEO previstos para 2030 no norte da Europa; adaptado

de [4]. ............................................................................................................................. 5 Figura 1.3: Atlas europeu do vento offshore para várias quotas padrão [38]. ................................ 6 Figura 1.4: Mapa da utilização anual de potência instalada em Portugal, consoante a zona

costeira; adaptado de [39]. ............................................................................................ 6 Figura 1.5: Hipotético PEO de turbinas flutuantes, ao largo de Portugal [40]. ................................ 7 Figura 1.6: Estação de conversão do PEO “BARD Offshore 1”; Primeira plataforma offshore do

tipo [43]. ......................................................................................................................... 8 Figura 2.1: Classificação dos sistemas MTDC; baseado em [27]. ................................................ 11 Figura 2.2: Ligação multi-terminal “SACOI” [45]. ........................................................................... 12 Figura 2.3: Ligação “Hydro-Québec/New England”, com indicação da antiga ligação bi-terminal

[46]. .............................................................................................................................. 13 Figura 2.4: Diagrama do MTDC de “TMT&D Shin-Shinano VSC-BTB” com localização geográfica

do sistema; adaptado de [47]. ..................................................................................... 14 Figura 2.5: Proposta de rede multi-terminal no Canal do Norte; adaptado de [52]. ...................... 17 Figura 2.6: Proposta de rede multi-terminal no Mar do Norte e no Mar Báltico; adaptado de [5]. 17 Figura 2.7: Circuito equivalente do conversor trifásico em ponte. ................................................ 20 Figura 2.8: Circuito equivalente do conversor a 12 pulsos. .......................................................... 20 Figura 2.9: Configuração base de uma estação de conversão de um sistema MTDC-LCC;

baseado em [57]. ......................................................................................................... 21 Figura 2.10: Configuração base de uma estação de conversão de um sistema MTDC-VSC;

baseado em [57]. ......................................................................................................... 23 Figura 2.11: Esquema de um sistema MTDC monopolar de três terminais em série. .................. 27 Figura 2.12: Esquema de um sistema MTDC bipolar de três terminais em paralelo. ................... 28 Figura 2.13: Esquemas das topologias de rede de um sistema MTDC; baseado em [63]. .......... 28 Figura 2.14: Configurações de ligação das turbinas eólicas; (a) estrela; (b) cadeia; (c) radial. ... 29 Figura 2.15: Esquema da ligação do tipo anel em torno dos PEO; adaptado de [26]. ................. 31 Figura 2.16: Esquema da ligação do tipo anel em torno dos terminais terrestres; adaptado de

[26]. .............................................................................................................................. 31

xiii

Figura 2.17: Característica do aproveitamento da potência do vento numa MIDA, com margem

de reserva; adaptado de [28]. ...................................................................................... 33 Figura 3.1: Esquema da máquina eólica MIDA de 1.5MW da GE; adaptado de [68]. .................. 36 Figura 3.2: Esquema da máquina eólica MSVV de 2.5MW da GE; adaptado de [68]. ................. 37 Figura 3.3: Diagrama unifilar da rede offshore MIDA. ................................................................... 38 Figura 3.4: Diagrama de blocos dos modelos das máquinas tipo MIDA e MSVV; adaptado de

[68]. .............................................................................................................................. 40 Figura 3.5: Curva de resposta de frequência utilizada no sistema APC Fa = 0.96, Pa =

0.96; Fb = 0.996, Fc = 0.996, Pbc = 0.897 / 0.875 MIDA / MSVV; Fd = 1.04,

Pd = 0.4;; adaptado de [68]. ........................................................................................ 43

Figura 3.6: Diagrama de blocos do sistema APC e do Limitador de Potência; adaptado de [68]. 43 Figura 3.7: Diagrama unifilar da rede terrestre utilizada, baseada na rede de 57 barramentos do

IEEE. ............................................................................................................................ 49 Figura 3.8: Representação do modelo do PSS®E utilizado para a transmissão em corrente

contínua. ...................................................................................................................... 50 Figura 3.9: Características tensão-corrente dos conversores de um sistema MTDC em modo

normal de funcionamento; adaptado de [63]. .............................................................. 53 Figura 3.10: Características tensão-corrente dos conversores de um sistema MTDC em modo de

funcionamento alternativo; adaptado de [63]. ............................................................. 54 Figura 3.11: Diagrama do sistema MTDC utilizado na rede de estudo. ........................................ 56 Figura 3.12: Intervalos dos ângulos dos conversores no regime estacionário e transitório;

adaptado de [73]. ......................................................................................................... 57 Figura 3.13: Característica de “tensão-corrente limites” para cada conversor do MTDC; adaptado

de [73]. ......................................................................................................................... 59 Figura 4.1: Perfil de tensão dos barramentos de 400kV da rede terrestre. .................................. 61 Figura 4.2: Perfil de tensão dos barramentos de 150kV da rede terrestre. .................................. 61 Figura 4.3: Perfil de tensão dos barramentos de 220kV da rede terrestre. .................................. 62 Figura 4.4: Perfil de tensão dos barramentos de 30kV da rede terrestre. .................................... 62 Figura 4.5: Legenda dos valores apresentados no diagrama unifilar. .......................................... 63 Figura 4.6: Diagrama unifilar com os resultados do trânsito de energia das duas redes offshore e

do MTDC. ..................................................................................................................... 64 Figura 4.7: Resultados obtidos das grandezas relacionadas com os dois rectificadores do MTDC.

..................................................................................................................................... 67 Figura 4.8: Resultados obtidos das grandezas relacionadas com os dois inversores do MTDC. 68 Figura 4.9: Evolução da potência activa produzida pelos dois PEO das duas redes offshore. .... 69 Figura 4.10: Evolução da potência reactiva injectada por todas as máquinas das duas redes

offshore. ....................................................................................................................... 69 Figura 4.11: Amplitude da tensão no barramento CA ao qual está ligado o Rectificador A e num

barramento da rede terrestre electricamente distante dos pontos de ligação com o

MTDC. .......................................................................................................................... 69

xiv

Figura 4.12: Potências activas produzidas por dois tipos distintos de unidades de geração da

rede terrestre. .............................................................................................................. 69 Figura 4.13: Distribuição das correntes no interior da rede CC do MTDC, enquanto a perturbação

está activa. ................................................................................................................... 71 Figura 4.14: Grandezas relacionadas com os conversores do MTDC; APC desligado. ............... 74 Figura 4.15: Potências activas das máquinas offshore; APC desligado. ...................................... 74 Figura 4.16: Velocidade de rotação dos rotores das máquinas offshore; APC desligado. ........... 74 Figura 4.17: Frequências das duas redes offshore; APC desligado. ............................................ 74 Figura 4.18: Amplitudes das tensões nos barramentos das máquinas offshore; APC desligado. 75 Figura 4.19: Potências activas produzidas por dois tipos distintos de unidades de geração da

rede terrestre; APC desligado. .................................................................................... 75 Figura 4.20: Frequência da rede terrestre; APC desligado. .......................................................... 75 Figura 4.21: Amplitudes das tensões em barramentos da rede terrestre; APC desligado. .......... 75 Figura 4.22: Grandezas relacionadas com os conversores do MTDC; APC ligado. .................... 78 Figura 4.23: Potências activas dos dois PEO; APC ligado. .......................................................... 79 Figura 4.24: Potências mecânicas dos dois PEO; APC ligado. .................................................... 79 Figura 4.25: Velocidade de rotação dos rotores dos dois GEOL offshore; APC ligado. ............... 79 Figura 4.26: Potências activas dos geradores convencionais offshore; APC ligado. ................... 79 Figura 4.27: Frequências das duas redes offshore; APC ligado. .................................................. 80 Figura 4.28: Amplitudes das tensões nos barramentos das máquinas offshore; APC ligado. ..... 80 Figura 4.29: Potências reactivas nas máquinas offshore; APC ligado. ......................................... 80 Figura 4.30: Potências activas produzidas por dois tipos distintos de unidades de geração da

rede terrestre; APC ligado. .......................................................................................... 80 Figura 4.31: Frequência da rede terrestre; APC ligado. ................................................................ 81 Figura 4.32: Amplitudes das tensões em barramentos da rede terrestre; APC ligado. ................ 81 Figura C.1: Correntes contínuas nos dois rectificadores do MTDC. ......................................... C-12 Figura C.2: Correntes contínuas nos dois inversores do MTDC. .............................................. C-12 Figura C.3: Potências activas produzidas por dois tipos distintos de unidades de geração da rede

terrestre. ................................................................................................................... C-12 Figura C.4: Potências mecânicas das máquinas offshore; APC desligado. ............................. C-13 Figura C.5: Potências reactivas nas máquinas offshore; APC desligado. ................................ C-13 Figura C.6: Potências reactivas produzidas por dois tipos distintos de unidades de geração da

rede terrestre; APC desligado. ................................................................................ C-13 Figura C.7: Ângulos de disparo dos conversores do MTDC; APC ligado. ................................ C-14 Figura C.8: Potências reactivas dos conversores do MTDC; APC ligado................................. C-14 Figura C.9: Potências mecânicas dos geradores convencionais offshore; APC ligado. ........... C-14 Figura C.10: Velocidade de rotação dos rotores dos geradores convencionais offshore; APC

ligado. ...................................................................................................................... C-15 Figura C.11: Potências reactivas produzidas por dois tipos distintos de unidades de geração da

rede terrestre; APC ligado. ...................................................................................... C-15

xv

Lista de Tabelas

Tabela 2.1: Comparação entre as tecnologias LCC e VSC; baseado em [58]. ............................ 24 Tabela 2.2: Comparação entre as configurações propostas para o MTDC, na ligação de PEO a

redes terrestres de transmissão; adaptado de [26]. .................................................... 32 Tabela 3.1: Parâmetros das protecções de máximo e mínimo de frequência dos geradores das

redes offshore. ............................................................................................................. 45 Tabela 3.2: Níveis de tensão arbitrados na rede terrestre; legenda da Figura 3.7. ...................... 48 Tabela 4.1: Resultado do trânsito de energia para as relações de transformação dos

transformadores deixados em controlo automático de tensão. ................................... 62 Tabela 4.2: Potências activas e reactivas dos geradores da rede terrestre. ................................ 62 Tabela 4.3: Resultado do trânsito de energia para a rede offshore MIDA. ................................... 63 Tabela 4.4: Resultado do trânsito de energia para a rede offshore MSVV. .................................. 63 Tabela 4.5: Resultado do trânsito de energia para o sistema multi-terminal. ............................... 63 Tabela B.1: Parâmetros dos geradores equivalentes; PEO MIDA e MSVV. ............................... B-2 Tabela B.2: Parâmetros dos transformadores equivalentes; PEO MIDA e MSVV. ..................... B-2 Tabela B.3: Parâmetros dos geradores convencionais e transformadores associados;

barramentos “OFMI_GCNV” e “OFMS_GCNV”. ........................................................ B-3 Tabela B.4: Parâmetros dos cabos CA submarinos; redes offshore. .......................................... B-3 Tabela B.5: Potências base e reactâncias equivalentes dos geradores; rede terrestre. ............. B-3 Tabela B.6: Potências base dos transformadores; rede terrestre. ............................................... B-4 Tabela B.7: Potências base das linhas de transmissão; rede terrestre. ...................................... B-4 Tabela B.8: Parâmetros gerais ao sistema MTDC-LCC............................................................... B-4 Tabela B.9: Parâmetros dos conversores do MTDC-LCC. .......................................................... B-5 Tabela B.10: Parâmetros dos barramentos CC do MTDC-LCC. ................................................. B-5 Tabela B.11: Parâmetros das linhas de transmissão do MTDC-LCC. ......................................... B-5 Tabela B.12: Parâmetros do modelo do gerador/conversor - “GEWTG1”; PEO MIDA e MSVV. B-8 Tabela B.13: Parâmetros do modelo do controlador do gerador/conversor - “GEWTE1”; PEO

MIDA e MSVV. ............................................................................................................ B-8 Tabela B.14: Parâmetros dos submodelos da turbina e dos seus controladores - “GEWTA”,

“GEWTT” e “GEWTP”; PEO MIDA e MSVV. .............................................................. B-9 Tabela B.15: Parâmetros do modelo “FRQTPA”; redes offshore MIDA e MSVV. ....................... B-9 Tabela B.16: Parâmetros do modelo “VTGTPA”; redes offshore MIDA e MSVV. ....................... B-9 Tabela B.17: Parâmetros do modelo “MTDC1T”; MTDC-LCC. .................................................. B-11

xvii

Lista de Siglas e Acrónimos

Sigla/Acrónimo Descrição APC Active Power Control AWC Atlantic Wind Connection BTB/B2B Back-to-back CA Corrente Alternada CC Corrente Contínua Cigré-SC International Council for Large Electric Systems ECI Environmental Change Institute ENTSO-E European Network of Transmission System Operators for Electricity EWEA European Wind Energy Association FACTS Flexible AC Transmission System FP Factor de Potência GE General Electric GEOL Gerador Eólico GTO Gate Turn-off Thyristor HVAC High-Voltage Alternating Current HVDC High-Voltage Direct Current IEC-TC International Electrotechnical Commission - Technical Committee IGBT Insulated Gate Bipolar Transistor ISLES Irish-Scottish Links on Energy Study LCC / CSC Line-Commutated Converter / Current-Source Converter MAT Muito Alta Tensão MIDA Máquina de Indução Duplamente Alimentada MSVV Máquina Síncrona de Verlocidade Variável MTDC Multi-terminal Direct Current p.u. por unidade PEO Parque Eólico Offshore PSS®E Power System Simulator for Engineering PTI Power Technologies International PWM Pulse Width Modulation SI Sistema Internacional

SINTEF The Foundation for Scientific and Industrial Research at the Norwegian Institute of Technology

STATCOM Static Synchronous Compensator VSC / SCC Voltage-Source Converter / Self-Commutated Converter WWEA World Wind Energy Association XPLE Cross Linked PolyEthylene

xix

Lista de Símbolos

Símbolo Descrição

𝛼 Ângulo de ignição/disparo do rectificador [º]

𝛼𝑚𝑖𝑛 Ângulo de ignição/disparo mínimo do rectificador [º]

𝛾 Ângulo de extinção do inversor [º]

𝛾𝑚𝑖𝑛 Ângulo de extinção mínimo do inversor [º]

𝜇𝑟,𝑖 Ângulo de comutação do conversor [º]

𝐶0,1,2,3 Correntes característica “tensão-corrente limites”; modelo "MTDC1T" [A]

𝑐𝑜𝑠(𝜑) Factor de deslocamento CRMP Declive rampa de restabelecimento de corrente; modelo "MTDC1T" [p.u./s]

DCPF Coeficiente de participação; modelo “MTDC1T” 𝐸𝑞𝑐𝑚𝑑′′ Tensão de comando ao modelo "GEWTG1"; p/ MIDA [p.u.]

𝐹𝑎,𝑏,𝑐,𝑑 Frequências para APC [p.u.]

FL Mínimo de frequência; modelos "VTGTPA" e "FRQTPA" [Hz]

FP Factor de potência FU Máximo de frequência; modelos "VTGTPA" e "FRQTPA" [Hz]

𝐼𝐷𝐶 Corrente contínua [A]

𝐼𝑃𝑐𝑚𝑑 Corrente activa de comando ao modelo "GEWTG1"; p/ MIDA/MSVV [p.u.]

𝐼𝑄𝑐𝑚𝑑 Corrente reactiva de comando ao modelo "GEWTG1"; p/ MSVV [p.u.]

𝐾𝑄𝑖 Ganho de potência reactiva; modelo "GEWTE1" [V/Mvar]

𝑙 Comprimento do cabo de transmissão [km]

𝑚𝑟,𝑖 Relação de transformação do transformador do conversor MARGN Margem de corrente; modelo "MTDC1T" [p.u.]

𝑁𝑟,𝑖 Número de pontes de conversão 𝑃𝑎,𝑏,𝑐,𝑑 Potências activas para APC [p.u.]

𝑃𝐶 Potência activa da carga [MW]

𝑃𝐷𝐶 Potência da transmissão CC [MW]

𝑃𝑜𝑟𝑑 Potência imposta ao modelo "GEWTE1"; p/ MIDA/MSVV [p.u.]

𝑄𝑏𝑎𝑡 Potência reactiva da bateria de condensadores [Mvar]

𝑄𝐶 Potência reactiva da carga [Mvar]

𝑅𝑐𝑟,𝑖 Resistência de comutação do transformador [Ω]

𝑅𝐷𝐶 Resistência da linha CC [Ω]

xxi

𝑟𝐷𝐶 Resistência da linha CC por unidade de comprimento [Ω/km]

RSCUR Valor inicial rampa restabelecimento corrente; modelo "MTDC1T" [A]

RSVLT Valor inicial rampa restabelecimento tensão; modelo "MTDC1T" [kV]

SETVAL Setpoint dos conversores do MTDC [kV] ou [MW]

𝑆𝑇 Potência nominal aparente do transformador do conversor [MVA]

TB Tempo de actuação do disjuntor; modelos "VTGTPA" e "FRQTPA" [s]

TCMODE Intervalo de tempo mínimo para “mode switch”; modelo "MTDC1T" [s]

TP Temporização do relé; modelos "VTGTPA" e "FRQTPA" [s]

𝑉1,2,3 Tensões característica “tensão-corrente limites”; modelo "MTDC1T" [kV]

VCMODE Tensão limite para “mode switch”; modelo "MTDC1T" [kV]

𝑉𝐶𝑜𝑛𝑣𝐴𝐶𝑟,𝑖 Tensão composta aos terminais do conversor [kV]

𝑉𝐷𝐶𝑟,𝑖 Tensão contínua média aos terminais do conversor [kV]

𝑉𝐷𝐶0𝑟,𝑖 Tensão contínua ideal em vazio [kV]

𝑉𝐺𝑟𝑖𝑑𝐴𝐶𝑟,𝑖 Tensão de base do barramento CA ligado ao conversor [kV]

VRMP Declive rampa de restabelecimento tensão; modelo "MTDC1T" [p.u./s]

𝑋𝑐𝑟,𝑖 Reactância de comutação do transformador [Ω]

𝑌 Matriz das admitâncias [p.u.]

𝑍 Matriz das impedâncias [p.u.]

𝑍𝑏 Base de impedância [Ω]

Os índices “r” e “i” incluídos em algumas grandezas são referentes aos rectificadores ou aos

inversores dos sistemas MTDC, respectivamente.

xxii

Capítulo 1

1. Introdução No presente capítulo introduz-se o tema da dissertação, abordando os assuntos que motivaram a

realização do trabalho. Faz-se uma revisão bibliográfica dos estudos já realizados na área e

apresentam-se os principais objectivos da tese, assim como a estrutura que a dissertação segue.

Dá-se ainda a conhecer o panorama actual da energia eólica offshore e dos sistemas de

transmissão HVDC offshore.

1.1. Motivação

Os finitos recursos energéticos tradicionais, aliados à crescente procura de energia por parte do

Homem, à cada vez maior preocupação ambiental e a alguma instabilidade geopolítica, têm levado a

mais e maiores investimentos na geração eléctrica de origem renovável.

A energia eólica, sendo a fonte de energia eléctrica que mais cresceu globalmente nas últimas

duas décadas, desempenha hoje um papel de relevo nos sistemas eléctricos de muitos países. As

suas vantagens, relativamente a outras fontes de energia tradicionais, e não só, são a principal razão

deste sucesso. Para além de ser uma energia “limpa”, é de destacar o baixo preço de produção e a

vasta disponibilidade do seu recurso, tanto no tempo - o vento pode existir em qualquer estação do

ano ou hora do dia - como no espaço - existe no litoral, no interior ou no mar.

Nos últimos anos, tem-se verificado um aumento da produção de electricidade de origem eólica

em ambiente offshore. Na sua base está a maturação que as tecnologias relacionadas com esta fonte

de energia já atingiram, em conjunto com as vantagens que o mar sempre mostrou para este tipo de

geração relativamente ao ambiente terrestre. Como exemplo, referem-se as maiores velocidades e

menores turbulências dos ventos ou o abundante espaço disponível no mar. Para além disso, é ainda

importante não ignorar a contestação de algumas populações a parques eólicos terrestre.

Todavia, os ainda elevados custos de instalação e manutenção dos geradores eólicos offshore,

tornam necessária a criação de parques eólicos de grandes dimensões (os actuais projectos

consideram potências instaladas entre os 250MW e os 1000MW) o que, por sua vez, os afasta cada

vez mais da costa. Os sistemas de transmissão entre os parques e a rede terrestre assumem, assim,

1

um lugar de extrema importância, tendo de encaminhar grandes quantidades de potência ao longo de

grandes distâncias subaquáticas.

Podem considerar-se três tipos de tecnologias de transmissão de potência: corrente alternada

em alta tensão (HVAC, em inglês), corrente contínua em alta tensão a conversores comutados em

linha (HVDC-LCC, em inglês) e corrente contínua em alta tensão a conversores de fonte de tensão

(HVDC-VSC). A aplicabilidade de cada uma destas tecnologias é função das exigências técnicas e

económicas de cada situação. Para transmitir elevadas potências a grandes distâncias (em ambiente

offshore, superiores a cerca de 50-70km [1]), tornam-se mais rentáveis as tecnologias baseadas em

transmissão de corrente contínua (CC) essencialmente por apresentarem menos perdas que a

transmissão a corrente alternada (CA).

Não obstante, os sistemas de transmissão CC existentes até à data são maioritariamente

ligações bi-terminais (ligações ponto a ponto), que apenas permitem transmitir potência entre dois

barramentos diferentes. Esta topologia não só comporta riscos (e.g., possibilidade de perda total de

potência gerada offshore), como também limita a benéfica interacção entre várias redes eléctricas

distintas. Alguns estudos têm demonstrado que o controlo adequado dos conversores dos sistemas

HVDC podem ajudar os sistemas eléctricos em áreas como regulação de frequência ou de potência

reactiva [2], [3]. Outros sublinham ainda os benefícios socioeconómicos que poderiam advir de mais

interligações entre as redes de diversos países (e.g., “OffshoreGrid” [4], “TradeWind” [5]).

As redes multi-terminais HVDC, ou sistemas MTDC (sistemas de transmissão CC compostos por

mais do que dois pontos de ligação entre redes), surgem, assim, como alternativas interessantes às

clássicas topologias de transmissão CC. Não só aumentam a fiabilidade, redundância e flexibilidade

das (cada vez mais) relevantes ligações offshore, como também satisfazem a crescente necessidade

de interacção entre os vários parques eólicos instalados no mar e os sistemas eléctricos de diferentes

países.

Actualmente existem apenas três sistemas MTDC no Mundo, nenhum de aplicação offshore. No

entanto, dadas as suas grandes potencialidades e a natural tendência de redução dos custos

associados às tecnologias de CC, prevê-se que nos próximos anos sejam estes os sistemas

adoptados em muitas transmissões de potência. O estudo do seu comportamento estacionário e

dinâmico assumirá, assim, um papel ainda mais importante do que o que já vem apresentando.

1.2. Revisão de trabalhos relacionados

Impulsionados pela crescente necessidade em interligar os parques eólicos offshore (PEO) às

redes terrestres, têm-se conduzido diversos estudos de comparação entre os três possíveis sistemas

de transmissão: HVAC, HVDC-LCC e HVDC-VSC. Das várias análises técnicas e económicas

realizadas (e.g., [1],[6],[7]) pode dizer-se que são já amplamente conhecidos os limites de cada

sistema e para que casos poderão ser escolhidos. Com a tendência para se instalarem PEO mais

2

distantes da costa, os sistemas HVDC têm ganho particular interesse para a transmissão offshore,

matéria sobre a qual se podem encontrar inúmeras publicações.

Um estudo de estabilidade com transmissão HVDC-VSC é feito em [8]. A coordenação entre os

sistemas de controlo de um PEO e de um sistema HVDC-LCC é aconselhada em [9]. Uma solução

que visa melhorar o desempenho do sistema de transmissão e dos geradores eólicos (GEOL),

através da utilização de um sistema de armazenamento de energia, é proposta em [10]. A utilização

de sistemas MTDC é outra solução bastante promissora, como se constata em [11], para sistemas

baseados em HVDC-LCC, e [12], para HVDC-VSC.

Já há cerca de cinco décadas que se propõem sistemas multi-terminais [13], mas só nos anos 80

é que começaram a ser estudados mais extensivamente [14]. Desde então têm surgido bastantes

publicações, que cobrem uma vasta gama de assuntos:

• Em [15] e [16] propõem-se modelos e fazem-se estudos de estabilidade para sistemas

multi-terminais baseados em HVDC-LCC e HVDC-VSC, respectivamente;

• Em [17] e [18] abordam-se estratégias de controlo;

• Em [19] e [20] estudam-se possíveis defeitos na rede CC e sistemas de protecção;

• Em [21] analisa-se o conteúdo harmónico introduzido nas redes;

• Em [22] e [23] ensaiam-se sistemas MTDC híbridos (sistemas que recorrem a HVDC-

LCC e HVDC-VSC conjuntamente);

• Em [24] propõe-se a aplicação dos MTDC em ambiente urbano, como sistemas de

distribuição subterrâneos;

• Em [18] e [25] reflecte-se sobre os desafios futuros e os obstáculos ainda por

ultrapassar;

Apesar do já considerável número de publicações relacionadas com MTDC, somente na última

década se começaram a particularizar os estudos para redes offshore que liguem PEO (e.g., [3], [26],

[27], [28]). Os fabricantes começam a dar os primeiros passos nesse sentido e mesmo os potentes

programas computacionais de simulação de redes de energia, como o PSS®E da Siemens PTI, ainda

não estão convenientemente preparados para simular estas redes. Só recentemente focaram o seu

trabalho na integração de novos modelos de MTDC baseados em HVDC-VSC, ainda inexistentes, e

em melhoramentos nos modelos baseados em HVDC-LCC para ligação a redes isoladas, tal como os

PEO. Este facto tem levado a que os estudos desenvolvidos se baseiem em modelos não

padronizados, na sua maioria relacionados com a transmissão HVDC-VSC.

Relativamente à ligação de sistemas multi-terminais baseados em HVDC-LCC a parques eólicos,

são poucas as publicações existentes (e.g., [29],[30],[31]). Destaca-se, a análise em regime

estacionário e transitório feita em [30], e o recente estudo da utilização de um MTDC na ligação de

parques eólicos no noroeste chinês, em [31]. O primeiro faz uma análise de carácter global e o

segundo foca-se na aplicação a um parque eólico bastante concreto. Importa, pois, preencher o

espaço existente entre estes dois tipos de abordagem.

3

1.3. Objectivos do trabalho

Este trabalho tem como principal objectivo estudar a viabilidade técnica do uso de sistemas

multi-terminais de corrente contínua e alta tensão na interligação de parques eólicos offshore a redes

eléctricas terrestres de transmissão.

Para tal é necessário contextualizar, analisar e comparar os tipos de tecnologia disponíveis para

a transmissão em corrente contínua e as topologias de rede dos sistemas multi-terminais. Só depois

se impõe estudar a resposta estacionária e transitória de uma rede de estudo que inclua um sistema

MTDC e várias máquinas eólicas offshore, quando sujeita a diferentes perturbações.

Para a análise da resposta da rede - ensaiada através da ferramenta de simulação de redes de

energia PSS®E, da Siemens PTI - estabeleceram-se ainda objectivos intermédios que passam por:

dimensionar, de forma adequada, a rede de estudo; analisar os modelos das tecnologias existentes

nas turbinas eólicas (já modelados no PSS®E) por forma a compreender qual o seu contributo na

viabilização da ligação de sistemas MTDC a PEO.

1.4. Panorama da energia eólica offshore

Apesar do ritmo de crescimento ter abrandado nos últimos anos (20% em 2011, quando

comparado com os 25% dos últimos cinco anos [32]), a energia eólica é a segunda energia renovável

com mais expressão mundial, totalizando cerca de 238GW de capacidade instalada em 2011. Não se

prevendo que este crescimento pare, o WWEA (World Wind Energy Association) aponta para um total

mundial de 500GW em 2015 e 1000GW em 2020 [33].

Em 2011, dos 238GW instalados mundialmente, apenas 4.1GW estavam no mar. Apesar de se

tratar de um valor relativamente baixo, a energia eólica offshore demonstra as suas potencialidades,

por exemplo, pelo elevado ritmo a que tem crescido. Na Figura 1.1 são visíveis os crescimentos de

potência instalada na Europa superiores a 30% ao ano.

Figura 1.1: Evolução da potência eólica offshore total instalada na Europa (2001 – 2011); adaptado de [34].

Desde sempre a Europa foi líder neste tipo de energia, com os países nórdicos em posição de

destaque. Em 1991, instalou-se ao largo da Dinamarca o primeiro PEO com 5MW de potência

4

instalada. Em 2011, o velho continente contava com 3.8GW distribuídos por 53 parques em 10

países, ou seja, quase a totalidade da potência instalada no Mundo [35]. Até meados de 2012, foram

ligados mais 525MW à rede [36], tendo entrado em pleno funcionamento, ao largo do Reino Unido, o

maior PEO, com 367MW instalados. Prevê-se, ainda em 2012, que este recorde suba para os

630MW da primeira fase do “London Array”, também no Reino Unido.

Os vários projectos previstos para a Europa não só ajudam a provar o crescente interesse na

instalação de eólicas em ambiente offshore, como reforçam a posição deste continente nesta matéria.

Se aos quase 6GW em construção em 2012, se juntarem os 17GW já aprovados e os 114GW

propostos, chega-se a pouco menos de 150GW de potência instalada previstos para 2030 pela

EWEA (European Wind Energy Association). Este valor será suficiente para cobrir entre 13% e 17%

da procura de electricidade na Europa no início dessa década [37]. Antes disso, já em 2020, espera-

se que 148TWh de energia produzida por 40GW instalados satisfaçam 4% da procura europeia [34].

Figura 1.2: Distribuição geográfica dos PEO previstos para 2030 no norte da Europa; adaptado de [4].

A Figura 1.2 permite verificar que o Mar do Norte e o Mar Báltico continuam a ser os lugares

favoritos para a instalação dos novos PEO. A escolha é suportada pelas maiores velocidades dos

ventos (Figura 1.3) e pelas menores profundidades médias que os mares do norte da Europa

apresentam relativamente à restante costa europeia.

Ao largo da costa portuguesa, foram precisamente as particulares características do Oceano

Atlântico, como a elevada profundidade das águas ou as grandes ondas, que retardaram a entrada

de Portugal na exploração de energia eólica offshore. Os ventos que se fazem sentir na costa

portuguesa, apesar de inferiores aos do norte da Europa (Figura 1.3), são suficientemente elevados

para conseguir uma grande utilização anual de potência instalada (Figura 1.4).

5

Figura 1.3: Atlas europeu do vento offshore para várias quotas

padrão [38].

Figura 1.4: Mapa da utilização anual de

potência instalada em Portugal, consoante a

zona costeira; adaptado de [39].

No final de 2011, o cenário da energia eólica portuguesa mudou com a ligação à rede de uma

turbina flutuante de 2.0MW, a cerca de 5km da costa. Ainda em fase de testes, o projecto

denominado “Windfloat” consiste numa estrutura triangular semisubmersa, num dos cantos da qual

está instalada uma turbina (Figura 1.5). A plataforma, equipada com um sistema de lastro activo que

aumenta a estabilidade, é presa por amarras ao fundo do mar.

Todavia, ainda antes do início da exploração offshore, Portugal já assumia, há alguns anos, um

lugar de destaque no aproveitamento eólico. As várias políticas orientadas para as energias

renováveis, possibilitaram que, em 2010, Portugal fosse o segundo país do Mundo com maior

penetração eólica. Nesse ano, 14.8% de toda a energia eléctrica produzida em Portugal provinha do

vento, valor só ultrapassado pelos 24% da Dinamarca. No final de 2011, Portugal tinha 4079MW de

potência instalada em terra, representando 22% da potência total ligada ao Sistema Eléctrico

Nacional.

O governo português prevê que, em 2020, a potência eólica instalada aumente para 6900MW,

cobrindo 23% da procura de electricidade. Deste valor, prevê-se que 500MW sejam provenientes de

PEO “Windfloat”. A maturação deste tipo de tecnologias flutuantes (as únicas possíveis de instalar

nos mares portugueses) é um factor chave para que se consigam manter, no futuro, os actuais níveis

de penetração eólica.

A actual estrutura da rede eléctrica, influenciada pela localização periférica do país e pela fraca

ligação com as redes de outros países, está a limitar o ritmo de crescimento da energia eólica em

Portugal. O desenvolvimento de soluções offshore permitirá ao país manter a já importante posição

6

que ocupa no panorama eólico mundial e cumprir as metas a que se propôs, no âmbito das novas

directrizes europeias.

Figura 1.5: Hipotético PEO de turbinas flutuantes, ao largo de Portugal [40].

1.4.1. Sistemas de transmissão HVDC offshore

Actualmente existem mais de 120 sistemas HVDC operacionais no Mundo [41], mas menos de

um quarto são compostos por cabos submarinos. Destes, existem apenas duas ligações a pontos de

consumo/produção offshore e ambos são sistemas HVDC-VSC. A distância à costa e a potência

instalada da maior parte dos parques eólicos existentes até à data está na base deste reduzido

número. Porém, os vários projectos previstos para os próximos anos, indicam que o paradigma está a

mudar.

Em 2005 entrou em funcionamento a primeira ligação offshore, quando a plataforma de gás

natural “Troll A” foi ligada à rede eléctrica da Noruega. A transmissão HVDC-VSC conta com quatro

cabos submarinos de 70km, capazes de transportar 88MW de potência a uma tensão contínua de

±60kV. Esta experiência pioneira possibilitou que, em 2010, pela primeira vez na história, a potência

produzida por geradores eólicos offshore fosse transmitida por uma ligação de corrente contínua até

à rede eléctrica terrestre [42].O projecto denomina-se “BorWin1” e interliga a Alemanha e o parque

eólico “BARD Offshore 1”, um dos mais remotos do mundo a cerca de 130km do continente europeu.

A ligação, composta por dois cabos submarinos de 125km cada e dois subterrâneos de 75km,

transporta actualmente cerca de 80MW de potência (construção do parque eólico ainda não foi

concluída). Assim que o “BARD Offshore 1” esteja totalmente em funcionamento, esta ligação vai

possibilitar a transmissão de 400MW de potência a uma tensão contínua de ±150kV [42].

7

Figura 1.6: Estação de conversão do PEO “BARD Offshore 1”; Primeira plataforma offshore do tipo [43].

Actualmente existe um número considerável de projectos planeados para ligações em HVDC a

PEO. O “BorWin2”, o “DolWin1” ou o “HelWin1” são três exemplos previstos para entrarem em

funcionamento entre 2012 e 20151. O desenvolvimento continuado da transmissão HVDC-VSC indica

que esta tendência se manterá no futuro.

No que respeita a transmissão HVDC-LCC, não só não existe, nos dias de hoje, nenhuma

ligação offshore, como não há registo de nenhum projecto do tipo planeado. Este facto é

essencialmente motivado pelas várias vantagens apresentadas pela promissora transmissão HVDC-

VSC, para ligações deste tipo. Estas vantagens são abordadas na subsecção 2.3.3.

Ainda assim, existem bastantes transmissões HVDC-LCC que fazem uso de cabos submarinos.

Pode destacar-se o projecto “Baltic Cable” e as três ligações do projecto “Cross-Skagerrak”. O

primeiro, em operação desde 1994, é composto por um cabo submarino de 250km que liga a Suécia

à Alemanha. Tem uma potência nominal de 600MW e uma tensão de funcionamento de 450kV. O

segundo, mais antigo, é constituído por três ligações bi-terminais de 127km, capazes de transportar

940MW de potência no total. Duas ligações funcionam a uma tensão de 250kV, a restante opera a

350kV. A capacidade total de transmissão de potência deste projecto será aumentada para cerca de

1700MW nos próximos anos, com a construção de uma quarta ligação.

1.5. Estrutura da dissertação

A presente dissertação está dividida em cinco capítulos, aos quais se segue um conjunto de

anexos.

No presente capítulo, à parte a introdução do tema da dissertação e a exposição dos objectivos

do trabalho, apresentaram-se alguns dados estatísticos e factos históricos referentes à energia eólica

offshore, com particular foco aos sistemas de transmissão HVDC existentes.

1 Mais detalhes sobre os projectos planeados podem ser encontrados nos sites dos fabricantes ABB e Siemens.

8

O segundo capítulo é composto pelos fundamentos teóricos dos sistemas de transmissão multi-

terminais. É feito um enquadramento inicial onde se apresentam os sistemas actualmente em

funcionamento, as vantagens relativamente aos clássicos bi-terminais, a gama de aplicações e os

desafios que os MTDC ainda enfrentam. De seguida, apresentam-se e comparam-se as tecnologias

base da transmissão CC e as topologias de rede dos sistemas MTDC. Por fim, aborda-se, a particular

utilização destes sistemas na ligação de PEO.

No terceiro capítulo é exposta a preparação necessária à realização dos ensaios no PSS®E.

Apresenta-se o dimensionamento da rede de estudo, assim como os fundamentos principais dos

modelos dinâmicos e do regime estacionário utilizados para caracterizar os seus componentes. É

dada especial enfâse aos modelos dos PEO e do sistema MTDC.

No quarto capítulo são apresentados e analisados os resultados obtidos da resposta estacionária

e transitória da rede de estudo. Numa primeira fase introduzem-se as perturbações e os ensaios que

se escolheram realizar. Segue-se o estudo da resposta estacionária e, posteriormente, da resposta

transitória. Nesta última, depois de analisada a redundância do sistema multi-terminal, estuda-se a

forma como a rede de estudo responde a uma mesma perturbação, com uma das tecnologias dos

GEOL activada e desactivada. No final deste capítulo faz-se uma análise critica à globalidade dos

resultados obtidos.

No quinto capítulo fecha-se o corpo principal da dissertação, com os principais aspectos

abordados e conclusões obtidas ao longo do trabalho. São também propostos futuros estudos no

âmbito das matérias analisadas.

Por fim, inclui-se um conjunto de anexos onde se apresentam os dimensionamentos auxiliares

realizados, os valores dos parâmetros referentes aos modelos utilizados, e alguns resultados obtidos

no decorrer dos ensaios que, apesar de interessantes, não se mostraram relevantes para a análise

realizada no capítulo quarto.

9

Capítulo 2

2. Sistemas de Transmissão Multi-Terminais Neste capítulo apresentam-se os fundamentos teóricos dos sistemas de transmissão multi-

terminais. Depois de um enquadramento inicial, expõem-se e comparam-se as tecnologias de

conversão existentes e as possíveis configurações que os MTDC podem adoptar. No final, centra-se

a atenção na ligação destes sistemas a PEO.

2.1. Introdução

Tanto a nível terrestre como offshore, praticamente toda a transmissão de electricidade do

Mundo é feita em corrente alternada em alta tensão (HVAC). A invenção do transformador, das

máquinas de indução e dos disjuntores CA de potência, no século XIX, deram a este tipo de

transmissão grandes vantagens face à transmissão em corrente contínua em alta tensão (HVDC).

Entre outras, permitiram manipular a corrente alternada de uma forma menos complexa do que a

corrente contínua. Só já no século XX, com o desenvolvimento de componentes electrónicos de

potência (válvulas de vapor de mercúrio → tirístores → IGBT), é que as tensões contínuas

começaram a ser mais facilmente dominadas. Hoje em dia a transmissão HVDC tornou-se vantajosa

relativamente à HVAC para alguns tipos específicos de utilização, como sejam:

• Transporte de grandes quantidades de potência a grandes distâncias (>50-70km para

transmissão submarina e subterrânea), pelas menores perdas de transmissão e

possibilidade de transmissão de maiores potências para uma determinada distância;

• Interligação de redes assíncronas, pelo desacoplamento criado entre redes;

• Aumento da estabilidade de redes CA, pelas capacidades de controlo que actualmente

já apresenta, nomeadamente no controlo da potência transmitida, e por não contribuir

para a potência de curto-circuito nas estações terminais;

O desenvolvimento da transmissão em corrente contínua está ainda longe do fim. Trata-se de

uma área subaproveitada, que apresenta grande margem de progressão. Quase a totalidade dos

sistemas HVDC em funcionamento são bi-terminais, ou seja, apenas transmitem potência entre dois

pontos distintos. Impõe-se caminhar no sentido da criação de redes de corrente contínua,

preenchendo o espaço existente entre os sistemas de transmissão HVAC e HVDC.

11

Sistemas multi-terminais HVDC (MTDC) são sistemas de transmissão em corrente contínua e

alta tensão compostos por mais do que duas estações de conversão (terminais), interligadas por uma

rede CC. Podendo existir mais do que duas estações de rectificação e/ou de inversão, estes sistemas

são capazes de interligar assincronamente distintas redes de corrente alternada, ou diferentes

barramentos dentro da mesma rede CA.

Tratando-se de um caso particular de sistemas HVDC, os MTDC partilham as mesmas

configurações de ligação e tecnologias dos sistemas bi-terminais convencionais. Assim, tanto podem

ser classificados como monopolares ou bipolares, como pelo tipo de conversores que utilizam:

• MTDC-LCC: Todas as estações de conversão usam conversores comutados em linha

(LCC - “Line-Commutated Current-Source Converters”);

• MTDC-VSC: Todas as estações de conversão usam conversores de fonte de tensão

(VSC - “Self-Commutated Voltage-Source Converters”);

• MTDC-Híbrido: Ambas as tecnologias LCC e VSC são usadas em simultâneo (grande

variedade de combinações de ligação).

Além disso, os sistemas MTDC podem ainda ser classificados consoante a topologia de ligação

dos seus terminais: série ou paralelo. Na topologia paralelo a rede CC pode ainda ser ligada

radialmente ou em malha [27]. Apresenta-se, na Figura 2.1, o diagrama que resume a classificação

dos MTDC. Como se pode verificar existe um grande número de configurações possíveis.

Figura 2.1: Classificação dos sistemas MTDC; baseado em [27].

2.2. Enquadramento

Apesar dos MTDC já serem propostos desde 1963 [13] existem apenas três ligações em

funcionamento nos dias que correm, todas com 3 terminais e nenhuma de aplicação offshore:

• “SACOI” (SArdenha-COrsega-Itália) – 300MW de potência máxima a 200kV;

• “Hydro-Québec / New England” – 2000MW a ±450kV;

• “TMT&D Shin-Shinano VSC-BTB” – Ligação “back-to-back” de 53MVA;

Configuração do

Sistema

Tecnologia HVDC Topologia da Rede CC

12

SACOI

O projecto denominado “SACOI” foi o primeiro sistema HVDC no Mundo com mais do que dois

terminais projectado para transmitir permanentemente potência entre redes CA distintas.

Começou por ser, em 1967, uma ligação bi-terminal monopolar a válvulas de vapor de mercúrio

entre a Sardenha e a Itália continental (passando pela Córsega) projectada para transmitir 200MW a

uma tensão contínua de +200kV ou -200kV (consoante o sentido de transmissão de potência). Em

1987, ao adicionar uma estação de conversão a tirístores de 50MW em Córsega, o sistema tornou-se

multi-terminal (Figura 2.2). Em 1992, as antigas estações de conversão foram actualizadas para

tirístores e viram também a sua potência aumentada para 300MW, tendo-se mantido a tensão

contínua de funcionamento. A ligação passou a denominar-se “SACOI-2”. Sem alterações desde

então, hoje em dia continua a ser composta por dois circuitos que partilham a mesma polaridade

(monopolar) e que se dividem em vários troços de linhas aéreas e cabos submarinos. As primeiras

totalizam 264km e os segundos 121km [44].

Os principais objectivos desta ligação são o de reforçar a frequência das relativamente fracas

redes da Sardenha e da Córsega, através do controlo de frequência-potência no sistema multi-

terminal, e o de aumentar a reserva de potência na Córsega. Mais detalhes sobre esta ligação podem

ser encontrados em [44] e o diagrama unifilar pode ser consultado em [45].

Figura 2.2: Ligação multi-terminal “SACOI” [45].

Hydro-Québec / New England

A segunda transmissão HVDC multi-terminal a ser ligada foi a “Hydro-Québec/New England”,

que interliga as redes dos Estados Unidos da América e do Canadá (Figura 2.3). Entrou em

funcionamento em 1990 depois da adição de dois novos terminais e da expansão da linha CC ao

então existente sistema bi-terminal de 690MW entre Des Cantons (perto de Sherbrooke, Quebeque) e

13

Comerford (perto de Monroe, Novo Hampshire). A linha foi aumentada em 1100km para norte, até à

estação de conversão de Radisson, de 2250MW de potência, e em 214km para sul, até à então

recém-construída estação Sandy Pond (Massachusetts), de 1800MW de potência. Em 1992, foi

adicionado um quinto terminal de 2138MW de potência, localizado em Nicolet, perto de Montreal [46].

Apesar dos cinco terminais inicialmente previstos, desde 1992 que o sistema apenas opera com

três, tendo-se optado por suspender a ligação das duas estações de conversão de Des Cantons e

Comerford (as mais antigas). Actualmente, o sistema MTDC-LCC bipolar de três terminais é

composto por linhas aéreas com um total de 1480km e é capaz de transmitir 2000MW de potência a

uma tensão contínua de ±450kV. É o maior e mais potente MTDC da actualidade, sendo responsável

pela transmissão da energia produzida pela central hidroeléctrica “La Grande II”, perto de Radisson,

até às áreas metropolitanas de Montreal e Boston2 [46].

Figura 2.3: Ligação “Hydro-Québec/New England”, com indicação da antiga ligação bi-terminal [46].

Shin-Shinano VSC-BTB

O terceiro sistema MTDC a entrar em funcionamento foi o projecto “TMT&D Shin-Shinano VSC-

BTB” no Japão, em Janeiro de 1999. É constituído por três terminais de 53MVA de potência cada,

que interligam duas redes CA assíncronas (ligação em “back-to-back”, ou BTB/B2B). Um dos

terminais (A) está ligado a um barramento de 275kV numa rede de 60Hz. Os restantes (B e C) ligam-

se a uma tensão CA de 66kV, numa rede de 50Hz de frequência (Figura 2.4). Os três conversores

deste sistema, ao contrário dos restantes sistemas já apresentados, são baseados na tecnologia VSC

(utilizam conversores a GTO - Gate turn-off thyristor).

Este sistema multi-terminal resultou de um projecto puramente japonês para o desenvolvimento

de tecnologias de interligação entre redes eléctricas, que decorreu ao longo de sete anos.

2 Informação horária da quantidade de energia transmitida na estação de conversão de Sandy Pond pode ser obtida pelo seguinte site:

http://www.iso-ne.com/sys_ops/rt_intrchng/dailyInterchangeActual.do?locationid=4012

14

Actualmente, para além de estar ao serviço das populações, interligando as duas redes eléctricas de

frequências distintas do Japão, este sistema é ainda utilizado no estudo de diversas áreas

relacionadas com os sistemas HVDC e ligações BTB [47].

Figura 2.4: Diagrama do MTDC de “TMT&D Shin-Shinano VSC-BTB” com localização geográfica do sistema;

adaptado de [47].

2.2.1. Vantagens relativamente aos sistemas bi-terminais

As principais limitações dos sistemas HVDC bi-terminais relacionam-se com a fiabilidade de

transmissão e com a impossibilidade de interligação de várias redes através de um único sistema. Os

MTDC, tratando-se de um tipo particular de sistemas HVDC, partilham as vantagens enunciadas na

secção 2.1 relativamente à transmissão HVAC, ao mesmo tempo que superam as referidas limitações

da topologia bi-terminal.

Fiabilidade e Redundância

Com uma única ligação entre duas redes distintas, os sistemas bi-terminais não são

redundantes. A fiabilidade do sistema é bastante dependente da fiabilidade dos seus componentes.

Por exemplo, numa ligação offshore, se um dos componentes do sistema HVDC falhar (e.g., uma

estação de rectificação), toda a transmissão é interrompida e perde-se a totalidade da potência

gerada pelo PEO. Para além disso, como a perda de potência é grande, os transitórios são violentos

e consequentemente o risco de danos para os componentes eléctricos aumenta. É necessário, por

isso, tomar medidas extra de protecção das máquinas eólicas. Todos estes riscos tornam-se mais

críticos à medida que os PEO crescem e injectam maiores potências na rede.

Pelo contrário, a utilização de sistemas MTDC aumenta a fiabilidade da transmissão. Existindo

mais do que um caminho possível para a corrente contínua, caso ocorra uma perturbação (e.g., num

15

terminal ou num cabo de transmissão) a totalidade da potência, ou parte dela, pode ser escoada por

outro caminho. No exemplo do parágrafo anterior, o uso de um sistema MTDC permitiria reduzir

bastante o risco associado à perda de geração offshore e todos os outros daí resultantes.

Interligação de Várias Redes

O facto de os MTDC permitirem ligar mais do que dois barramentos assíncronos e distantes,

constitui uma grande vantagem no uso deste tipo de sistemas relativamente aos bi-terminais. Com os

MTDC torna-se possível a criação de redes CC que interliguem vários sistemas eléctricos nacionais a

vários pontos de produção/consumo remotos, trazendo benefícios técnicos e económicos para todos

os intervenientes.

Por um lado, interligando vários sistemas eléctricos a energia pode fluir consoante as

necessidades de cada operador. A capacidade de interligação entre os países é aumentada e os

sistemas eléctricos são fortalecidos. Por exemplo, na eventualidade de um determinado país estar

com excesso de produção eólica offshore, a energia pode ser repartida por vários países da rede,

facilitando a penetração desse excesso e evitando “desperdícios”. A esta vantagem soma-se o facto

de não ser exigido que as redes eléctricas interligadas sejam síncronas ou “vizinhas” e de eventuais

perturbações numa das redes não afectarem tão intensamente as restantes redes interligadas, como

na transmissão HVAC. Isto resulta do desacoplamento criado pela transmissão CC e das acções de

protecções implementadas nos sistemas de controlo dos próprios conversores .

Por outro lado, havendo, por hipótese, a possibilidade de ligar, numa só rede, várias fontes de

energia renovável offshore dispersas (e.g., eólica, marés, ondas, etc.), diminui-se a variabilidade

adjacente a estas fontes de energia e, consequentemente, amortizam-se mais rapidamente os

investimentos. Os diferentes recursos naturais variam de forma distinta ao longo do tempo e, como

tal, consegue-se conjuntamente uma produção de energia mais continuada. Segundo um estudo feito

pelo ECI (Environmental Change Institute) da Universidade de Oxford, o aproveitamento conjunto de

vários recursos reduz a longo prazo a variabilidade da produção de energia eléctrica e os seus custos

associados em cerca de 37% [48].

Por fim, a utilização de um MTDC em certas aplicações, por comparação ao de vários bi-

terminais, pode ainda reduzir o número de estações de conversão necessárias, diminuindo perdas de

conversão CA/CC e custos de investimento.

De uma forma global, as principais vantagens em interligar mais do que duas redes através de

um MTDC resumem-se em:

• Facilitar a integração de pontos de geração (várias fontes de energia) e de consumo

offshore;

16

• Melhorar o aproveitamento de toda a infra-estrutura eléctrica, facilitando e flexibilizando

trocas energéticas entre redes distintas (segundo um estudo do SINTEF, uma rede multi-

terminal malhada pode aumentar a utilização de potência de PEO para 70% [49]);

• Partilhar e, consequentemente reduzir custos diversos aos operadores dos sistemas

(rendas de congestionamento, custos de construção e de operação, etc.);

• Diminuir, ainda que indirectamente, a dependência dos combustíveis fósseis e as

emissões de gases poluentes para a atmosfera (conseguido através da maior

possibilidade de integração de energias renováveis).

2.2.2. Aplicações

Por todas as vantagens que os MTDC apresentam, torna-se aparente a vasta gama de

aplicações que possuem. Com algumas já abordadas nas subsecções anteriores, compilam-se agora

os tipos de utilização que podem adoptar:

• Ligação a centros de produção de energia renovável de carácter remoto:

- Energia eólica (principalmente offshore); Energia das marés e ondas; Energia solar;

• Ligação a centros de consumo remotos:

- Plataformas petrolíferas; Pequenas ilhas;

• Redes urbanas de distribuição de energia [24];

• Ligação entre redes eléctricas assíncronas e/ou distantes:

- Transmissão de potência a grandes distâncias; sistemas “back-to-back”;

Os projectos previstos de sistemas MTDC abrangem praticamente toda esta gama de

aplicações. Tanto existem sistemas projectados (já em construção) para transmissão de potências

elevadas (e.g., o “North-East Agra” – um multi-terminal que, a partir de 2015, transmitirá 6000MW

tornando-se o maior do Mundo3), como para ligações do tipo “back-to-back” (e.g., “Tres Amigas

SuperStation” – três terminais que, em 2014, interligarão as três redes dos EUA4), mas os mais

ambiciosos projectos previstos (ainda em fases de estudo) são para interligação de centros de

produção/consumo remotos a diferentes redes eléctricas terrestres.

Nos EUA está em desenvolvimento um projecto que pretende interligar vários PEO a vários

estados da costa atlântica norte-americana, através de um MTDC. O projecto denomina-se “Atlantic

Wind Connection” (AWC) e prevê que, em 2030, a rede CC seja ligada a 54GW de potência instalada

offshore [50].

Na Europa têm-se proposto sistemas MTDC para a interligação dos PEO dos mares do norte às

várias redes eléctricas dos países por eles banhados. Apesar de estarem ainda numa fase de estudo,

já se verificaram avanços políticos através de pactos de cooperação para o desenvolvimento de uma

infra-estrutura do tipo no Mar do Norte [51]. Propõe-se sistemas de menor dimensão, como o “Irish-

Scottish Links on Energy Study - ISLES” (Figura 2.5) [52], e sistemas mais ambiciosos que envolvem

3 Mais informações no site do fabricante ABB. 4 Mais informações em http://www.tresamigasllc.com/.

17

a cooperação de um maior número de países, como o MTDC malhado proposto pelo estudo

“TradeWind” (Figura 2.6) [5]. Mais estudos de MTDC para a Europa podem ser encontrados em [53].

Figura 2.5: Proposta de rede multi-terminal no

Canal do Norte; adaptado de [52].

Figura 2.6: Proposta de rede multi-terminal no Mar do

Norte e no Mar Báltico; adaptado de [5].

No caso concreto de Portugal, não se tem conhecimento de MTDC propostos (nem tampouco de

HVDC bi-terminais). As razões são naturais. Passam não só pela localização geográfica do país, mas

também pela sua situação embrionária relativamente à energia eólica offshore, que, actualmente, é

uma das principais potenciadoras do desenvolvimento deste tipo de sistemas.

Ainda assim, no futuro, poderia tornar-se útil a utilização de uma rede CC que interligasse

hipotéticos PEO flutuantes, localizados ao largo de Portugal de norte a sul. Outra possível utilização

desde tipo de sistemas poderia passar por uma ligação entre o sul de Portugal, sul de Espanha e

norte de Marrocos, o que fortaleceria a fraca rede da Península Ibérica (ver secção 1.4). Escoando,

numas alturas, o excesso de energia eólica para o norte de África e, noutras, o excesso de energia

solar para a Ibéria, aumentavam-se de forma benéfica as trocas energéticas entre estes países.

Apesar de todas as vantagens que os MTDC apresentam, a sua fase embrionária obriga a que,

antes da entrada em funcionamento da maioria dos sistemas previstos, ainda precisem ser

ultrapassados alguns obstáculos.

2.2.3. Desafios

Os desafios que os MTDC enfrentam são vários e espalham-se por áreas de carácter técnico,

socioeconómico e até político.

Em primeiro lugar, há que ter presente a pouca experiência de utilização de MTDC. Embora já

estudados há muito tempo, vários factores, como os ainda elevados custos associados às tecnologias

de transmissão CC ou a ausência de protecções capazes de contornar eficazmente defeitos na rede

18

interna CC, têm atrasado a aposta nestes sistemas. Um dos maiores entraves está na dificuldade de

desenvolver disjuntores CC para grandes potências. Não passando por zero, a corrente contínua é

mais difícil de interromper que a alternada. A actual forma de interrupção passa pelo disparo de

disjuntores nas redes CA e por uma actuação rápida dos sistemas de controlo dos conversores. No

entanto, a possibilidade de retirada de serviço de todo o MTDC é grande, o que constitui um cenário

cada vez menos desejável à medida que as previstas redes multi-terminais aumentam. Assim, é

importante eliminar localmente e rapidamente possíveis defeitos. Para tal, não só são necessários

disjuntores CC mais potentes, como também sistemas de detecção precisos, capazes de localizar os

defeitos e de actuar apenas nas protecções necessárias.

Uma outra área indispensável ao desenvolvimento continuado dos MTDC é a do controlo das

potências transmitidas. Na transmissão HVDC estes sistemas de controlo assumem um dos papéis

mais importantes. Ao contrário da transmissão HVAC – onde o trânsito de potência é resultado dos

argumentos e das amplitudes das tensões nos barramentos – pode especificar-se directamente a

potência a transmitir. Assim, todas as estações de conversão têm de ser harmonizadas consoante as

exigências de potência das redes que o MTDC interliga e, portanto, a complexidade aumenta à

medida que se aumenta o número de terminais. Se do ponto de vista técnico, os recentes

conversores VSC (em oposição aos LCC) vieram facilitar o controlo da transmissão, do ponto de vista

“logístico” há ainda muito a fazer. Actualmente diferentes países têm diferentes regras de despacho

dos seus sistemas eléctricos. Por exemplo, na Dinamarca, à semelhança de Portugal, é dada

prioridade no despacho às energias renováveis. Por seu lado, na Holanda, todo o tipo de energia tem

a mesma prioridade. Ao criar-se uma rede transnacional de corrente contínua, aumenta-se a ligação

entre mercados diferentes e portanto a regulação e as regras de operação dos vários agentes têm de

ser concertadas. A criação da ENTSO-E (European Network of Transmission System Operators for

Electricity), em 2008, mostra que já estão a ser dados alguns passos nesse sentido.

Outra lacuna ainda existente e que importa preencher é a da padronização de todo o tipo de

sistemas de transmissão HVDC. A escolha de um tipo de conversor padrão ou, mais importante, de

níveis padrão de tensão contínua permitiria reduzir custos e perdas. A área que um conversor HVDC

ocupa, especialmente em ambiente offshore, tem grandes implicações nos custos totais de um

projecto de transmissão CC. Padronizando tipos de conversor e tensões contínuas optimizam-se as

estações de conversão em função da redução das suas dimensões e das perdas associadas aos

conversores. No entanto, a actual falta de experiência torna difícil a criação destes padrões. Ainda

assim, o IEC-TC 57 (International Electrotechnical Commission – Technical Committee 57) e o Cigré

– SC B4 (International Council on Large Electric Systems – Study Committee B4) têm feito esforços

nesse sentido [48], [25].

Por último, não se pode esquecer o facto de os MTDC serem sistemas que requerem um

planeamento particularmente bem feito na fase de projecto. Tratando-se de sistemas de muito mais

larga escala que os bi-terminais HVDC, é previsível que o seu desenvolvimento e construção se

arraste ao longo de vários anos. Do ponto de vista técnico não há entraves à expansão continuada do

sistema, uma vez que este permite a ligação futura de novos terminais. Aliás, como qualquer rede

19

http://en.wikipedia.org/wiki/International_Electrotechnical_Commission

CA, prevê-se que a evolução de uma rede multi-terminal HVDC seja um processo gradual e dinâmico,

que se irá adaptando à medida que a indústria e a sociedade evoluem. Assim, será necessário

precaver futuros cenários de modo a que os terminais sejam instalados em locais estratégicos e com

capacidade de expansão. À semelhança da fundamental harmonização de regras de despacho entre

operadores, só um esforço conjunto entre várias entidades permitirá que os projectos sejam bem-

sucedidos.

2.3. Tecnologias de transmissão

Como se referiu na secção introdutória do presente capítulo, os MTDC podem ser classificados

consoante a tecnologia dos conversores de que fazem uso. Dos três tipos de sistemas possíveis

(MTDC-LCC, MTDC-VSC e MTDC-Híbrido), existem dois tipos de tecnologia de conversão

CA/CC/CA, que se apresentam nesta secção: LCC e VSC.

2.3.1. Conversores comutados em linha (LCC)

Os sistemas de transmissão CC baseados em conversores comutados em linha são a tecnologia

mais antiga de transmissão de potência em corrente contínua e a mais utilizada nos dias de hoje,

com cerca de 100GW de capacidade instalada em todo o Mundo [54]. Também conhecidos por

HVDC clássico ou convencional, estes sistemas usavam inicialmente conversores a válvulas de vapor

de mercúrio que foram sendo substituídos ao longo do tempo por conversores a tirístores.

A sua primeira utilização comercial foi em 1954 na Suécia, entre a parte continental do país e a

ilha de Gotland. Era composta por duas estações de conversão a válvulas de vapor de mercúrio

ligadas por um único cabo submarino de 96km, capaz de transmitir 20MW de potência a uma tensão

de 100kV. Em 1970 esta ligação entrou novamente para a história com a adição de conversores a

tirístores, naquela que foi a primeira utilização comercial deste tipo de conversores.

Actualmente, a transmissão baseada em LCC é a que transporta as maiores quantidades de

potência a distâncias mais longas, quer em terra quer no mar. A nível terrestre, as linhas de 1920km

entre Xiangjiaba e Shanghai capazes de transmitir 6400MW a uma tensão de ±800kV ultrapassam

qualquer valor de potência transmitido no mundo. A nível offshore, os 580km entre as redes eléctricas

da Noruega e da Holanda representam o mais longo cabo submarino em funcionamento. Esta ligação

transmite 700MW de potência a uma tensão de ±450kV.

A tecnologia LCC utiliza válvulas5 semi-comandadas – comandadas apenas à entrada em

condução, não ao bloqueio – dispostas numa configuração base denominada por ponte de Graetz

trifásica a 6 pulsos (Figura 2.7). É usual colocarem-se duas pontes em paralelo do lado da corrente

alternada, com tensões desfasadas de 30º, numa configuração a 12 pulsos que reduz o conteúdo

harmónico (Figura 2.8) [55].

5 Apesar dos conversores utilizarem actualmente semicondutores, o termo “válvula” continua a ser utilizado.

20

A configuração básica em ponte de Graetz contém seis conjuntos de válvulas - dois por cada

fase - que alternadamente vão sendo atravessados por corrente. O controlo da porta da válvula

permite definir o instante em que esta entra em condução. Quando o conversor está a funcionar como

rectificador (conversão CA/CC), o controlo é feito através do ângulo de ignição ou ângulo de disparo,

𝛼𝛼. Quando o conversor está em funcionamento inversor (conversão CC/CA) é usual utilizar o ângulo

de extinção, 𝛾𝛾, para controlo da condução das válvulas. Este último medeia entre o final da

comutação (a comutação de corrente de uma válvula para outra demora um tempo finito designado

por tempo de comutação, ao qual se associa o ângulo de comutação, 𝜇) e o instante em que a tensão

de comutação inverte a sua polaridade [55].

Tratando-se de válvulas semi-comandadas, a comutação entre os conjuntos é síncrona e

natural. Ou seja, a sua passagem ao estado de bloqueio depende da inversão de polaridade das

tensões da rede CA à qual estão ligados (genericamente, “fonte de tensão”)6. Este tipo de válvulas

caracteriza-se por ser apenas capaz de conduzir corrente num sentido e por suportar tensões

positivas e negativas. Assim, invertendo a tensão inverte-se o trânsito de potência num sistema de

transmissão a LCC.

Figura 2.7: Circuito equivalente do conversor trifásico

em ponte.

Figura 2.8: Circuito equivalente do conversor a 12

pulsos.

O facto do bloqueio das válvulas ser dependente das formas de onda das tensões CA, leva a

que a conversão LCC seja feita numa frequência relativamente baixa, da ordem da frequência da

rede. Mesmo na configuração a 12 pulsos – de conteúdo harmónico menor que a 6 pulsos – dão-se

12 operações de comutações por período, o que ainda introduz uma distorção considerável nas

formas de onda das correntes e das tensões. É, assim, essencial a utilização de filtros CA e CC nas

estações de conversão da transmissão MTDC-LCC [56], [57]. Por outro lado, a conversão a baixa

frequência não implica perdas elevadas de comutação, o que constitui uma vantagem.

As particulares características de funcionamento dos LCC, como sejam a necessidade de uma

tensão CA robusta para a comutação ou o facto de implicarem corrente alternada atrasada

6 É esta a razão que justifica o nome atribuído: conversores comutados em linha ou, em inglês, “Line-Commutated Converters” (LCC).

Lc

Lc

Lc

- Ua +

- Ub +

- Uc +

N

ia

ib

ic

IdLd

Vd

Lc

Lc

Lc

N

ia

ib

ic

IdLd

Vd

Lc

Lc

Lc

ia

ib

ic

RED

E C

AR

EDE

CA

21

relativamente à tensão (factor de potência indutivo), tornam estes conversores pouco flexíveis. Em

primeiro lugar, os conversores ficam muito susceptíveis a perturbações da rede CA, o que aumenta

bastante o número de falhas de comutação. Em segundo lugar, é sempre necessária tensão CA à

entrada das estações de conversão, o que impossibilita o arranque autónomo (black-start) da

transmissão LCC. Em terceiro lugar, os conversores são consumidores líquidos de potência reactiva

durante o processo de conversão e não permitem o controlo independente desta potência

relativamente à potência activa.

A potência reactiva nestes conversores é bastante dependente do ângulo de ignição dos

conversores e da potência activa transmitida pelo sistema. Habitualmente assume valores elevados

que podem chegar a cerca de 60% da potência nominal da transmissão CC. A compensação do

factor de potência nas estações de conversão é, assim, essencial. A opção pode passar por instalar

baterias de condensadores, compensadores síncronos ou outros sistemas como FACTS (Flexible AC

Transmission System). No caso da rede de estudo deste trabalho, foi necessário dimensionar uma

bateria de condensadores a instalar junto de uma estação de inversão (subsecção 3.4.1).

Para minimizar os problemas de instabilidade, é indispensável ligar as estações de conversão

LCC a redes CA robustas, com elevadas potências de curto-circuito (nunca menores a duas vezes a

potência nominal da estação de conversão [57]). Deste modo diminui-se a probabilidade de

perturbações na transmissão CC (e.g., falhas de comutação) ao mesmo tempo que se consegue

fazer face aos requisitos de potência reactiva das estações de conversão [57].

Os principais componentes de uma estação de conversão, cuja configuração base se apresenta

na Figura 2.9, são:

• Conversores comutados em linha (LCC) a tirístores;

• Transformadores;

• Filtros CA e CC;

• Bobines de alisamento de corrente contínua;

• Sistemas auxiliares de geração de potência (Gerador diesel, STATCOM, bateria de

condensadores, etc.).

• Disjuntores CA;

Figura 2.9: Configuração base de uma estação de conversão de um sistema MTDC-LCC; baseado em [57].

Estação de Conversão

RED

E C

A R

EDE C

C

Comunicação

22

Apesar da pouca flexibilidade enunciada, a tecnologia de conversão LCC apresenta algumas

características que jogam a seu favor. Para além das reduzidas perdas de comutação já abordadas,

destaca-se a reduzida complexidade e a vasta experiência de utilização destes sistemas na

transmissão CC. As vantagens e desvantagens dos LCC serão abordadas com mais detalhe na

subsecção 2.3.3, onde se analisa a gama de aplicações e se faz uma comparação com a transmissão

baseada em VSC.

2.3.2. Conversores de fonte de tensão (VSC)

Tratando-se de uma tecnologia relativamente recente, os sistemas de transmissão CC baseados

em conversores de fonte de tensão estão a ganhar cada vez mais interesse. Comercialmente

denominam-se “HVDC PLUS®” e “HVDC Light®” pelos dois únicos fabricantes no mercado.

A primeira utilização comercial de VSC ocorreu há pouco mais de 10 anos, em 1999, entre as

zonas norte e sul da ilha sueca de Gotland. Foi construída uma ligação subterrânea de 70km com

60MVA e ±80kV com o principal objectivo de fornecer tensão de suporte às turbinas eólicas

instaladas no sul da ilha. Desde então entraram em funcionamento várias ligações, quer terrestres,

quer marítimas [56]. No que toca a ligações terrestres, destaca-se o projecto “Murraylink” na Austrália

por ser, provavelmente, o maior cabo subterrâneo de transmissão de potência. A ligação data de

2002, tem 132km, uma potência nominal de 220MW e ±150kV de tensão contínua. No que toca a

ligações marítimas, o primeiro projecto foi o “Cross Sound Cable”, nos EUA, também em 2002. O

sistema de transmissão é constituído por dois cabos submarinos de 40km, 330MW de potência

nominal e ±150kV de tensão contínua.

O princípio de funcionamento dos sistemas baseados em VSC é substancialmente diferente do

dos LCC, nomeadamente no que toca às possibilidades de comando das válvulas utilizadas. Ao

contrário dos segundos, estes sistemas fazem uso de válvulas que podem ser comandadas à entrada

em condução e ao bloqueio (e.g., IGBT, GTO), não necessitando de se sujeitar às inversões de

polaridade das tensões da rede CA à qual estão ligadas7. Este tipo de válvulas é capaz de conduzir

corrente nos dois sentidos, mas a polaridade da tensão aos seus terminais não se altera. Assim, a

inversão do trânsito de potência é feita através da alteração do sentido da corrente.

As válvulas são agrupadas em série (do lado CC), numa configuração básica em ponte completa

trifásica, que pode assumir diferentes topologias: nível 2, nível 3, multinível, etc. A mais básica, e uma

das mais utilizadas, é a de nível 2.

A par da topologia do conversor existem inúmeras técnicas possíveis de comando das válvulas.

Estas técnicas assumem um importante papel nos sistemas baseados em VSC já que permitem obter

a forma de onda pretendida, influenciando bastante o conteúdo harmónico e as perdas de conversão.

A maior parte dos sistemas de transmissão CC utiliza conversores a IGBT de nível 2 ou 3 e

7 Por esta razão estes conversores são também denominados em inglês por “Self-Commutated Converters” ou SCC.

23

modulação por largura de pulso (em inglês, Pulse Width Modulation, ou PWM). As frequências de

comutação são da ordem dos 1-2kHz, conseguindo-se um conteúdo harmónico reduzido e,

consequentemente, menor necessidade de filtros CA. Porém, as altas frequências originam

consideráveis perdas de conversão (da ordem dos 2%, em cada conversor). Na tentativa de

encontrar um equilíbrio entre o conteúdo harmónico e as perdas nos conversores, surgiram, nos

últimos anos, os conversores modulares multinível (já comercializados pela Siemens), que são

caracterizados por ter mais baixas frequências de comutação [18].

O facto de os VSC utilizarem válvulas totalmente comandadas, tem como consequência não ser

necessário ter permanentemente tensão aos terminais dos conversores, facto que lhes dá grande

flexibilidade. Por um lado, reduz-se a probabilidade da ocorrência de falhas de comutação. Por outro,

não existindo imposições de ligação a redes CA robustas, os sistemas baseados em conversores

VSC são capazes de arrancar autonomamente (black-start capability). Para além disso, estes

conversores não requerem potência reactiva para o processo de conversão, podendo até funcionar

em qualquer um dos quatro quadrantes do plano PQ. A potência reactiva pode ser controlada de

forma independente da potência activa e do nível de tensão da transmissão de corrente contínua [57].

A Figura 2.10 ilustra a configuração base de uma estação de conversão VSC. Os seus principais

componentes são:

• Conversores de fonte de tensão (VSC) – tipicamente a IGBT ou GTO;

• Transformadores – contrariamente aos sistemas LCC, podem usar-se transformadores

convencionais;

• Filtros CA;

• Condensadores CC;

• Bobine de linha (Line Reactor).

Figura 2.10: Configuração base de uma estação de conversão de um sistema MTDC-VSC; baseado em [57].

Estação de Conversão

RED

E C

A

RED

E CC

24

2.3.3. Comparação entre os sistemas baseados em LCC e VSC

Como se viu nas duas subsecções anteriores, as duas tecnologias de conversão, LCC e VSC,

apresentam diferentes princípios de funcionamento que influenciam bastante todo o sistema de

transmissão e as redes CA que ligam. A escolha do tipo de sistema deve ser feito tendo em conta as

vantagens e desvantagens da tecnologia em que se baseia e os aspectos técnicos e económicos de

cada projecto. Na Tabela 2.1 compilam-se as características das duas tecnologias de conversão,

numa comparação orientada para a aplicabilidade de cada tipo de sistema de transmissão CC.

Tabela 2.1: Comparação entre as tecnologias LCC e VSC; baseado em [58].

LCC Tirístor

VSC IGBT Observações

Comunicação (entre os sistemas de controlo das esta-

ções de conversão) Necessária Não neces-

sária

O ponto de funcionamento dos sis-temas LCC é obtido por um controlo conjunto de todos os terminais.

Custo (do sistema)

Menor que VSC

Maior que LCC

Em média, o custo total do VSC é superior em 10-15% [59], relati-vamente ao LCC. Apesar de neces-sitar de menos equipamento de filtragem, os custos dos semicon-ductores são mais elevados.

Espaço Necessário (para uma estação de conversão)

Maior que VSC

Menor que LCC

As estações VSC são mais compactas que as LCC, podendo ocupar um espaço 50-60% inferior [59]. A menor necessidade de filtros CA é o principal motivo.

Fiabilidade (do sistema)

Maior que VSC

Menor que LCC

Para a mesma potência nominal são necessários mais conversores VSC, pelo que a fiabilidade global diminui.

Flexibilidade

Arranque autónomo Não Sim -

Controlo da potência activa Sim Sim -

Controlo da potência reactiva Não Sim Em LCC o controlo não é impossí-

vel, mas é feito de forma grosseira. Controlo de tensão Limitado Amplo -

Inversão da transmissão de potência sem interrupção

Não Sim -

Potência de curto-circuito da rede CA

Com valor mínimo

Sem restrições

Nos sistemas LCC, a potência de curto-circuito CA tem de ser, pelo menos, 2 vezes superior à potência nominal do sistema CC.

Grau de Maturação

Experiência de utilização >25 Anos >10 Anos -

Experiência de utilização em

offshore Nenhum Sim

Para além de plataformas petrolífe-ras, VSC já liga parques eólicos offshore (“Bard Offshore 1”).

Perdas [48] Conversor 1-2% 4-5% -

Totais 2-4% 5-10% -

Potência

Potência mínima de transmissão

5-10% potência nominal

Sem restrições -

Potência máxima possível

actualmente

8000MW (±800kV)

1200MW (±500kV) -

25

Comparando as características enunciadas na Tabela 2.1, conclui-se que as principais

diferenças entre estas duas tecnologias têm a ver com a flexibilidade que apresentam. A alta

controlabilidade dos conversores VSC torna-os teoricamente ideais para uma maior gama de

aplicações, como sistemas MTDC offshore. No entanto, sistemas deste tipo possuem ainda

limitações práticas. Destaca-se a pouca experiência de utilização na conversão VSC e as

relativamente pequenas potências nominais dos seus conversores, baseados em IGBT. Razão pela

qual, os sistemas a LCC ainda têm uma palavra a dizer em certas aplicações, continuando a ser os

mais indicados, por exemplo, no transporte de elevadas potências (superiores a 600-900MW em

ambiente offshore [56]).

Multi-terminal

De uma forma genérica, a escolha do tipo de tecnologia para MTDC não é particularmente linear.

Se, por um lado, a necessidade de comunicação entre estações de conversão LCC aumenta a

complexidade de controlo de grandes redes de corrente contínua, por outro, a ainda diminuta

capacidade dos sistemas VSC em contornar defeitos do lado CC reduz bastante a fiabilidade de uma

rede multi-terminal baseada nesta tecnologia. Na presença de um defeito, conseguem limitar-se as

correntes nos LCC pela actuação dos seus próprios sistemas de controlo. Depois do período de

desionização, o sistema pode retomar o funcionamento em 100-300ms [26]. Pelo contrário, os

conversores VSC não têm forma de limitar automaticamente as correntes contínuas que possam

surgir de um defeito. Na sua base está o facto de serem colocados díodos em antiparalelo com cada

módulo de válvulas (IGBT, GTO, etc.), o que permite a passagem de corrente nos dois sentidos,

mesmo após o bloqueio. Assim, será difícil evitar a utilização de disjuntores CC num MTDC-VSC, o

que representa ainda hoje uma desvantagem (ver subsecção 2.2.3). Para além do embrionário

estado de desenvolvimento que estes componentes apresentam, seriam também responsáveis pelo

aumento do custo e complexidade do sistema.

Num futuro próximo, prevê-se que os MTDC-LCC continuem a ser uma boa opção para redes

CC de poucos terminais. No longo prazo, a evolução das próprias tecnologias de conversão, dos

sistemas de protecção e dos sistemas de controlo, ditarão qual a tecnologia que assumirá um papel

de relevo nas redes MTDC. Ao que tudo indica, a aposta passará pelos MTDC-VSC.

Offshore

Na ligação a PEO, as possibilidades de controlo dos conversores e o espaço ocupado por uma

estação de conversão são pontos essenciais na escolha da tecnologia de transmissão. Neste sentido,

os sistemas baseados em VSC são mais indicados do que os baseados em LCC para este tipo de

aplicação. Não obstante, os segundos são mais rentáveis quando se trata da ligação de PEO de

grande potência.

As estações de conversão LCC são bastante volumosas, o que pode ser impeditivo em ambiente

offshore, sendo ainda que os sistemas baseados em LCC têm de recorrer a sistemas auxiliares de

26

geração (e.g., geradores diesel) a fim de tornar a rede offshore mais robusta e reduzir perturbações

provocadas pelas variações inerentes à produção eólica. Tudo isto encarece em muito a transmissão

LCC, afastando-a das ligações a PEO de menores potências (<~300MW [56]).

Os sistemas VSC são o oposto dos LCC. Não só porque as suas estações de conversão

necessitam teoricamente de menos espaço, como porque as suas capacidades de controlo –

principalmente de potência reactiva – desempenham um papel de grande utilidade na ligação a PEO.

Estes sistemas podem, por exemplo, ser explorados para funcionar como STATCOM (Static

Synchronous Compensator), minimizando a influência da variação do vento nas redes CA e,

consequentemente, contribuindo para a estabilidade. No entanto, a limitada potência nominal dos

conversores, obriga ao aumento das estações de conversão para ligações a PEO de maiores

dimensões. Por consequência, as perdas totais do sistema atingem valores não admissíveis para

este tipo de aplicação.

Sistemas Híbridos

Na tentativa de colmatar as desvantagens de cada tipo de tecnologia, a opção dos sistemas de

transmissão MTDC pode passar pela utilização conjunta de LCC e VSC, naquele que será um

sistema híbrido. As configurações podem ser imensas e dependem naturalmente das particularidades

de cada aplicação. Numa primeira análise, seria lógico ligar estações de conversão LCC a redes mais

robustas e VSC a redes mais fracas.

Por hipótese, para um MTDC que interligue várias redes CA terrestres e pontos de consumo

isolados (e.g., plataformas petrolíferas), poderiam utilizar-se LCC como rectificadores e VSC como

inversores. Por um lado, ligar-se-iam os pontos de consumo a conversores de grande

controlabilidade. As estações de inversão dariam um grande contributo para a estabilidade da rede,

podendo consumir ou fornecer potência reactiva, controlando a tensão, etc. Mais, não seria

necessário a instalação de sistemas auxiliares de arranque nestes locais de consumo remotos. Por

outro lado, para a ligação às redes CA terrestres – à partida mais robustas – a maior flexibilidade dos

sistemas VSC não seria crucial. A utilização de estações de rectificação LCC diminuiria os custos

totais do sistema.

2.4. Configurações e topologias

De uma forma geral, todos os sistemas HVDC (incluindo os MTDC) podem ser utilizados numa

ligação do tipo “back-to-back” (BTB) ou numa transmissão de potência a longas distâncias. Pelas

especiais características dos primeiros, é usual fazer-se esta distinção na classificação da

configuração, muito embora não tenha necessariamente de ser assim.

Na ligação BTB não existe qualquer linha de transmissão de potência CC e, portanto, todos os

terminais estão fisicamente próximos uns dos outros. São sistemas fundamentalmente utilizados na

27

interligação de redes eléctricas CA de frequências distintas. Um dos três sistemas MTDC em

funcionamento, o projecto “Shin-Shimano”, apresenta este tipo de configuração.

Na ligação para transmissão de potência a longa distância existem duas configurações gerais

possíveis: monopolar e bipolar.

Na configuração monopolar, tipicamente apenas um dos polos de cada estação de conversão

está ligado às restantes (Figura 2.11). Podem ter-se tensões contínuas positivas ou negativas8 e o

retorno é realizado pela terra ou por água. Este último é tendencialmente utilizado em transmissões

CC submarinas, como o caso do sistema “SACOI”. No entanto, se houver grande possibilidade de

ocorrerem interferências magnéticas indesejáveis e/ou problemas de corrosão, o retorno pode ainda

ser feito por um condutor metálico [60].

Na configuração bipolar ambos os polos das estações de conversão estão interligados, o que, na

prática, representa uma combinação entre dois sistemas monopolares. Um deles tem polaridade

positiva, outro negativa, e o neutro é feito em cada terminal, entre conjuntos de conversores (Figura

2.12). O sistema multi-terminal “Hydro-Québec/New England” é bipolar. A versatilidade deste tipo de

configuração faz dela a mais utilizada na generalidade dos HVDC em funcionamento.

Como se viu na secção 2.1, para além destas configurações de carácter geral, existem, no caso

particular dos MTDC, outras classificações importantes, como a topologia da rede CC (Figura 2.1). Os

vários conversores de um MTDC podem estar ligados em série ou em paralelo. Em série, todas as

estações de conversão partilham a mesma corrente contínua, topologia que apresenta a vantagem de

responder bem a falhas nos conversores, pela facilidade com que estes são retirados de serviço.

Basta impor um curto-circuito entre os dois polos do conversor, não sendo necessário o uso de

disjuntores CC. No entanto, apresenta várias desvantagens, das quais se destacam o controlo mais

complexo e as excessivas perdas, caso não seja explorado à potência máxima [61]. Actualmente,

nenhum MTDC apresenta esta topologia. Em [29] estuda-se um esquema série na ligação de dois

PEO. Na Figura 2.11 apresenta-se um exemplo de um MTDC monopolar ligado em série.

Figura 2.11: Esquema de um sistema MTDC monopolar de três terminais em série.

Na ligação em paralelo, todos os terminais do MTDC partilham as mesmas tensões contínuas.

Nesta topologia, as perdas são automaticamente minimizadas porque a corrente contínua varia

consoante a potência transmitida. Outra vantagem desta topologia é o facto de facilitar a expansão do

MTDC, tornando-se mais acessível ligar novos terminais aos já existentes. No entanto, tem a

8 É normal utilizar-se uma tensão negativa, por apresentar menor efeito de corona [74].

Rede CA 1

Rede CA 2

Rede CA 3

28

desvantagem de ser uma topologia mais susceptível a falhas na rede CC, pelo que é necessário um

cuidadoso dimensionamento dos sistemas de protecção. Por exemplo, se numa das estações de

conversão se verificar um abaixamento da tensão contínua, as correntes da rede CC afluem para

esse terminal [61]. Actualmente, todos os MTDC usam este tipo de topologia. A Figura 2.12 ilustra um

sistema bipolar em paralelo. Para além de ser o esquema de ligação usado no sistema “Hydro-

Québec/New England”, é o que está projectado para o “North-East Agra”, na Índia, ainda em

construção.

Figura 2.12: Esquema de um sistema MTDC bipolar de três terminais em paralelo.

No que concerne à topologia paralelo, a rede CC pode ainda apresentar uma forma radial, em

malha ou até uma combinação de ambas. Um MTDC radial é caracterizado pela existência de um

único caminho de ligação entre dois quaisquer terminais. Já um MTDC paralelo caracteriza-se por ter

mais do que um caminho entre estações de conversão. A maior redundância da topologia paralelo

malhada torna-a mais fiável que qualquer outra. Para a topologia paralelo radial ter o mesmo nível de

redundância seria necessário adicionar uma linha CC a cada caminho, o que aumenta o custo do

sistema [61]. À parte a fiabilidade, outros factores como a maior flexibilidade no encaminhamento da

potência para os terminais pretendidos, ou a necessidade de menores estações de conversão

CA/CC, jogam a favor da topologia em malha [62]. O MTDC já apresentado na Figura 2.12 é radial.

Na Figura 2.13 apresentam-se mais exemplos de topologias de rede, dois para a radial e dois para a

malhada.

Figura 2.13: Esquemas das topologias de rede de um sistema MTDC; baseado em [63].

Rede CA 1 Rede CA 2 Rede CA 3

-kV

+kV

(a) Topologia Paralelo Radial (b) Topologia Paralelo Malhado

29

2.5. Ligação de sistemas MTDC a parques eólicos offshore

As particulares características que a geração eólica offshore apresenta, fazem da ligação dos

MTDC a PEO uma aplicação que requer especial atenção. Considerando o que se apresentou na

secção 2.4, particularizam-se, nesta secção, algumas das configurações possíveis para este tipo de

aplicação. Mais à frente aborda-se o que tipo de contributo que os PEO podem dar na estabilidade

das redes CA e do MTDC ao qual se ligam.

2.5.1. Configurações de ligação

A configuração da ligação de vários PEO a redes terrestres de transmissão está intimamente

ligada com a eficácia do aproveitamento da infra-estrutura eléctrica. Uma configuração inapropriada

pode introduzir perdas excessivas e/ou tornar a transmissão pouco redundante. É, por isso,

fundamental que, na fase de projecto, se considerem as configurações possíveis e se escolha a que

mais se adequa a cada aplicação.

Numa aplicação deste tipo há que ter em conta a configuração da ligação das várias turbinas de

um parque a um “ponto de recolha” – local onde o nível de tensão é alterado para um valor adequado

à transmissão; no caso da transmissão em MTDC é uma estação de conversão – e a configuração da

rede do próprio sistema de transmissão.

As turbinas eólicas são agrupadas em aglomerados (clusters) através de ligações do tipo estrela

(Figura 2.14 (a)) ou cadeia (string) (Figura 2.14 (b)). Na primeira, cada turbina é directamente ligada a

um barramento. Na segunda, todas as turbinas são ligadas a uma linha partilhada (feeder), que terá

de suportar o somatório da potência gerada. Nos PEO de grandes dimensões é usual associarem-se

ambos os tipos de ligação, formando a denominada configuração radial (Figura 2.14 (c)). Esta

solução resulta num equilíbrio entre o menor custo da ligação em cadeia – condutores em menor

número e de menor tamanho – e a maior redundância da ligação em estrela – quando ocorre um

defeito num cabo, apenas uma turbina é desligada e não um conjunto delas [64].

(a)

(b)

(c)

Figura 2.14: Configurações de ligação das turbinas eólicas; (a) estrela; (b) cadeia; (c) radial.

Ponto de Recolha Ponto de Recolha

PONTO DE

RECOLHA Sistema de Transmissão

30

À semelhança do que acontece nas redes de transmissão CA, a configuração da rede CC de um

MTDC utilizado na ligação a PEO pode assumir várias formas. As topologias radial e malhada, ou a

combinação de ambas, servem de base a uma grande variedade de formas de ligação. Apresentam-

se, de seguida, algumas configurações e os aspectos principais de cada uma, com especial foco na

redundância de cada esquema. No final, a Tabela 2.2 compara as principais configurações

apresentadas.

Estrela [26]

A ligação em estrela consiste numa topologia radial básica, onde as linhas provenientes de todos

os terminais são ligadas a um barramento central (Figura 2.13 (a), em cima). Nesta configuração,

cada linha tem apenas de suportar a potência nominal da estação de conversão do PEO ou da rede

terrestre à qual está ligada. No entanto, a ligação a um barramento central implica o investimento

numa plataforma offshore, onde se façam as ligações e se instalem os componentes de protecção

das linhas CC (colocados nos extremos de cada linha). Um defeito neste ponto central provoca o

desligamento de todo o sistema. Para além disso, há ainda a desvantagem inerente à topologia

radial: a possibilidade de perda completa de um PEO caso ocorra um defeito numa das linhas CC.

Anel Genérico [26]

Tratando-se de uma topologia malhada básica, esta ligação consiste na formação de um anel na

rede CC ao qual são ligados todos os terminais do MTDC (Figura 2.13 (b), em cima). As linhas

transmitem diferentes valores de potência, podendo eventualmente ter de transmitir a totalidade da

potência gerada offshore. Esta situação constitui o pior cenário de exploração desta rede CC, e só

ocorre caso um defeito provoque a retirada de uma linha do anel próxima de um terminal terrestre. No

entanto, ao contrário da ligação estrela, um defeito deste tipo pode não envolver a perda de qualquer

PEO. Outra vantagem relativamente à ligação estrela está na desnecessidade de instalação de uma

plataforma offshore central. Os componentes de protecção das linhas podem ser colocados em cada

terminal do MTDC. Todavia, para garantir o funcionamento do sistema em malha aberta, as linhas do

anel devem ser sobredimensionadas, de modo a suportar a totalidade da potência transmitida pelo

MTDC.

Anel de Parques Eólicos [26]

Uma configuração interessante, que minimiza o número de disjuntores necessários na rede CC,

passa pela formação de um anel nas imediações dos PEO (Figura 2.15). Na ocorrência de um defeito

numa linha CC, a ligação a uma rede terrestre pode ser comprometida, mas não se chega a perder

permanentemente nenhum PEO. Depois de extinto o defeito, o PEO pode ser religado com a linha

CC defeituosa fora de serviço, escoando a potência produzida para outra rede terrestre. Mais, o

31

esquema desta ligação permite que todas as protecções das linhas CC sejam instaladas nos

terminais associados a cada PEO, não havendo, por isso, necessidade de plataformas adicionais.

Nesta configuração há ainda a vantagem de não ser necessário um grande sobredimensionamento

das linhas CC. A potência transmitida pelas linhas que se ligam aos terminais das redes terrestres é

igual à potência nominal desses terminais. Já as linhas que constituem o anel terão, no máximo, de

suportar a potência produzida por dois PEO.

Outras Configurações [26]

Muitos outros esquemas de ligação podem ser considerados na ligação de PEO a redes

terrestres de transmissão. Um exemplo poderá passar por uma configuração semelhante à anterior,

mas com um anel em torno dos terminais associados às redes terrestres (Figura 2.16). Este esquema

traz mais flexibilidade a estas redes, mas dá aos PEO pouca redundância. Assim, na maior parte das

aplicações offshore, será mais conveniente usar a ligação Anel de Parques Eólicos. Outros exemplos

podem passar pela formação de dois anéis, um em torno dos parques eólicos e outro em torno dos

terminais das redes terrestres. Um duplo anel, geral a toda a rede CC, também é uma possibilidade.

A redundância do sistema de transmissão aumenta, mas o custo global também.

Figura 2.15: Esquema da ligação do tipo anel em torno

dos PEO; adaptado de [26].

Figura 2.16: Esquema da ligação do tipo anel em torno

dos terminais terrestres; adaptado de [26].

32

Tabela 2.2: Comparação entre as configurações propostas para o MTDC, na ligação de PEO a redes terrestres

de transmissão; adaptado de [26].

Configuração Plataforma Offshore

Comunicação entre protecções

Nível de Redundância Observações

Estrela Sim Não Mau Barramento central é um ponto fraco.

Anel Não Sim Bom Custo associado às linhas elevado.

Anel de parques eólicos Não Sim Médio Solução bem equilibrada.

Anel em torno dos terminais terrestres Não Sim Mau Redundante numa zona

da rede menos importante.

2.5.2. Contributo dos PEO para a estabilidade das redes

Apesar do considerável aumento de geração eólica verificado nos últimos anos, a base da

produção eléctrica das redes terrestres continua a passar pela geração térmica, hídrica ou nuclear.

Este tipo de geração convencional, composto por máquinas síncronas de alta controlabilidade, é

fundamental para garantir uma grande reserva girante e aumentar a estabilidade dos sistemas

eléctricos.

Pelo contrário, num PEO, a rede é unicamente formada por uma grande quantidade de turbinas

eólicas, cujas características são bastante diferentes das da geração convencional. O comportamento

operacional, a resposta dinâmica ou a controlabilidade de uma turbina eólica dependem do tipo de

GEOL que a equipa, da arquitectura de controlo escolhida para o PEO e da variabilidade do vento. A

potência gerada num dado momento num determinado PEO é de natureza estocástica e depende

das condições eólicas do momento. Se às características da geração eólica se juntar o facto de os

PEO serem instalados em zonas remotas, percebe-se a razão das redes CA por eles formadas serem

particularmente fracas, onde é mais susceptível a ocorrência de situações de instabilidade [65].

Quando se tem uma transmissão CC (como um MTDC) entre o PEO e a rede terrestre, esta

fragilidade pode agravar-se pelo desacoplamento entre redes CA, introduzido por este tipo de

transmissão. Assim, a robustez das redes offshore fica extremamente dependente do tipo de

tecnologia do conversor associado ao PEO (maior flexibilidade dos VSC relativamente aos LCC já

abordada em 2.3.3), da possível utilização de sistemas auxiliares (e.g., gerador diesel, FACTS) e dos

próprios sistemas de controlo das turbinas eólicas. A capacidade das máquinas eólicas em responder

eficazmente a transitórios, através da rápida regulação de frequência-potência activa e de tensão-

potência reactiva pode separar o PEO, e por consequência o MTDC, da estabilidade ou instabilidade.

Nem desde sempre se equiparam as turbinas eólicas com sistemas de regulação. No passado, a

pouca penetração eólica não obrigava às capacidades de controlo hoje exigidas. Os primeiros

geradores eram bastante simples. Consistiam em máquinas de indução ligadas à turbina por uma

caixa de velocidades e à rede por um transformador elevador. Na ocorrência de perturbações na

rede, em vez de contribuírem para o seu suporte, eram colocados fora de serviço. Com o aumento da

penetração eólica em terra e com a aposta em PEO, o paradigma alterou-se. Os dois principais tipos

33

de geradores eólicos (máquina de indução duplamente alimentada, MIDA, e máquina síncrona de

velocidade variável, MSVV) têm hoje sistemas de controlo que lhes permite participar quer na

regulação primária da frequência, quer na regulação de tensão.

Um dos conceitos usados na regulação de frequência-potência activa consiste em criar uma

margem de reserva de potência, ou seja, explorar a turbina de forma a não extrair do vento a potência

máxima possível (Figura 2.17). A redução da potência extraída é conseguida através do controlo do

ângulo de passo das pás da turbina eólica. O aumento deste ângulo diminui a área da pá exposta ao

vento e reduz o valor da potência produzida. Em sentido contrário, a diminuição do ângulo de passo

aumenta a área de exposição e permite maximizar a potência dele extraída. A regulação de

frequência-potência activa é, assim, conseguida através do controlo conjunto entre a velocidade do

rotor da máquina e o ângulo das pás. As máquinas eólicas do fabricante General Electric (GE)

implementam este tipo de controlo sob o nome Active Power Control (APC). O funcionamento deste

sistema será detalhado no próximo capítulo. No Capítulo 4, por seu turno, comprovar-se-á a

importância da regulação primária de frequência no estudo da viabilidade técnica dos sistemas MTDC

ligados a PEO.

Figura 2.17: Característica do aproveitamento da potência do vento numa MIDA, com margem de reserva;

adaptado de [28].

Ao contrário da geração convencional, a geração eólica não contribui para a resposta inercial da

rede porque os seus sistemas mecânicos e eléctricos estão desacoplados [66]. No entanto, outro tipo

de sistema já bastante utilizado pelas turbinas eólicas na regulação de frequência passa pela

introdução de sistemas de controlo auxiliares que simulem o comportamento inercial inerente à

geração convencional. O método consiste em aproveitar a energia cinética das massas girantes da

turbina transformando-a rapidamente em potência activa que é injectada na rede. Assim, na

ocorrência de uma perturbação que provoque a descida da frequência da rede, as turbinas eólicas

podem contribuir para o seu suporte. Todavia, este contributo é apenas momentâneo, perdendo-se

34

velocidade de rotação no rotor da máquina e, consequentemente, potência activa injectada, depois do

primeiro momento em que o controlo de inércia provoca o aumento desta grandeza. Ainda assim,

teoricamente, este sistema consegue dar aos reguladores de carga-velocidade dos geradores

convencionais tempo de actuação e a frequência da rede não atinge valores tão baixos. A GE

implementa este sistema sob o nome WindINERTIA™.

Para além dos reguladores de frequência-potência activa, cujos sistemas de controlo são

fortemente influenciados por constantes de tempo mecânicas, as turbinas eólicas têm hoje

sofisticados sistemas de controlo eléctricos usados na regulação de tensão-potência reactiva. O seu

modo de funcionamento difere do utilizado pelos geradores convencionais da rede. Desde

controladores de factores de potência a injecção de valores fixos de potência reactiva, são várias as

tecnologias utilizadas pelos fabricantes das máquinas eólicas. Considerando novamente o caso da

GE pode destacar-se o denominado WindCONTROL™. Este sistema é responsável pela regulação

dinâmica (em tempo real) da tensão aos terminais do PEO - ou de barramentos remotos se se

pretender - através do ajuste da potência reactiva de cada máquina.

À parte o contributo das turbinas eólicas na regulação primária da frequência da rede CA do

PEO tem-se virado a discussão para a influência destes sistemas na resposta dinâmica das redes

terrestres que alimentam. Para que contribuam para uma regulação adequada, os sistemas eólicos

necessitam medir a frequência da rede terrestre, o que se torna mais difícil quando a transmissão é

feita em corrente contínua. O desacoplamento entre as redes offshore e terrestres, criado por este

tipo de transmissão, exige a criação de um canal de comunicação entre elas que permita a

transmissão da medição de frequência. Estudos relacionados com estes canais de comunicação já

foram publicados. Em [67] analisam-se as consequências que os atrasos de comunicação têm em

redes CA (em geral) interligadas por sistemas MTDC. Em [28] propõe-se uma metodologia que

estabeleça a comunicação entre redes CA, sem recorrer a canais de transmissão auxiliares. Neste

último, é utilizada a infra-estrutura do sistema MTDC, já existente, para comunicar o valor da

frequência da rede CA terrestre.

35

Capítulo 3

3. Dimensionamento da Rede de Estudo No presente capítulo expõe-se o dimensionamento da rede de estudo utilizada. Apresentam-se os

fundamentos dos modelos do regime estacionário e transitório a que se recorreu, bem como as

considerações mais importantes de dimensionamento dos seus parâmetros.

3.1. Introdução

Para simular a ligação de um sistema MTDC a PEO, utilizou-se a versão 32 do software PSS®E

(Power System Simulator Engineering), da Siemens PTI (Power Technologies International).

Considerando os seus pressupostos, dimensionou-se uma rede de estudo apropriada.

A escolha deste software teve em conta o facto de se tratar de uma poderosa ferramenta de

simulação de redes de energia, não só do ponto de vista do regime estacionário (cálculo do trânsito

de energia) mas fundamentalmente do ponto de vista transitório. Para este tipo de regime, o PSS®E

possui os modelos dinâmicos necessários a todos os componentes/sistemas que se pretendem

inserir na rede de estudo, ao mesmo tempo que permite simular diferentes tipos de

perturbações/defeitos. Para além disso, os modelos existentes têm um grau de aproximação à

realidade bastante considerável. Alguns deles - como o caso dos das máquinas eólicas da GE,

utilizadas neste trabalho - são desenvolvidos em coordenação com os fabricantes e consideram a

experiência de utilização existente. Todas estas razões levam a que muitas universidades e

empresas da área recorram ao PSS®E para realizar diversos estudos.

A rede de estudo dimensionada é constituída por duas redes offshore isoladas, interligadas a

uma rede terrestre de 57 barramentos através de um sistema de transmissão MTDC-LCC de quatro

terminais. Duas estações de inversão ligam dois barramentos electricamente distantes da rede

terrestre e duas estações de rectificação convertem, cada, 80MW produzidos por uma rede offshore.

Por sua vez, cada uma destas redes offshore é constituída por um PEO, que assegura 70MW de

potência activa produzida, e por uma unidade de geração convencional que fecha o balanço de

energia.

Os parâmetros dos modelos dos componentes/sistemas utilizados na rede de estudo foram

dimensionados tendo em conta os manuais do PSS®E e da GE (no caso das máquinas eólicas) e

37

pretendem aproximar-se ao máximo da realidade. Grande parte dos parâmetros escolhidos são os

aconselhados pelos manuais, pelo que nas secções que se seguem apenas se apresentam as

considerações relativas àqueles que foram alterados. Cada secção aborda uma parte da rede distinta

(redes offshore, rede terrestre e MTDC) e é dividida consoante se exponham os modelos de regime

estacionário ou transitório. As secções relativas às redes offshore e ao MTDC apresentam,

naturalmente, maior detalhe na exposição dos conteúdos. No Anexo B podem consultar-se os

parâmetros dos vários modelos utilizados na rede de estudo.

3.2. Redes offshore

Como se referiu anteriormente, cada rede offshore é constituída por um parque eólico e por uma

unidade de geração convencional. Os dois PEO existentes são compostos por turbinas eólicas da

GE, dispostas numa configuração radial (ver subsecção 2.5.1). Por forma a tornar o estudo mais

abrangente, um dos PEO é equipado com máquinas de indução duplamente alimentadas (MIDA) de

1.5MW de potência, e o outro com máquinas síncronas de velocidade variável (MSVV) de 2.5MW.

Esta é a principal diferença entre as duas redes offshore, pelo que se optou por distingui-las, quando

necessário, pelo tipo de máquinas que constitui cada PEO.

Os geradores do tipo MIDA da GE utilizados neste trabalho são máquinas de indução de rotor

bobinado com um escorregamento da ordem dos -0.20p.u. à potência nominal (velocidade hiper-

síncrona - tanto o rotor como o estator injectam potência na rede). O estator é directamente ligado à

rede, enquanto a ligação do rotor à rede é feita através de um conversor CA/CC/CA (Figura 3.1). Este

conversor domina praticamente todo o comportamento eléctrico da máquina. É através dos seus

sistemas de controlo que se comandam a potência activa, a potência reactiva e até o

escorregamento. Grandezas que tipicamente influenciam o desempenho do gerador, como a tensão

de excitação ou o ângulo do rotor são em grande parte irrelevantes [68]. Por essa razão, mesmo

estando o estator directamente ligado à rede, a máquina comporta-se como se estivesse totalmente

desacoplada, à semelhança do que acontece com as MSVV.

Figura 3.1: Esquema da máquina eólica MIDA de 1.5MW da GE; adaptado de [68].

38

Os geradores do tipo MSVV da GE utilizados neste trabalho são máquinas síncronas de ímanes

permanentes, cujo estator é ligado à rede por intermédio de um conversor CA/CC/CA (Figura 3.2).

Neste tipo de máquinas existe um total desacoplamento da rede, o que, relativamente às MIDA,

permite a sua operação numa maior gama de velocidades [68]. O conversor também tem um papel

dominante, sendo ele o responsável pelo controlo de grandezas como a potência activa e potência

reactiva, entre outras.

Figura 3.2: Esquema da máquina eólica MSVV de 2.5MW da GE; adaptado de [68].

A colocação do gerador convencional em cada rede offshore foi uma solução necessária para

contornar uma limitação do PSS®E. Como se referiu no capítulo anterior, o sistema de transmissão

MTDC cria um desacoplamento entre a rede terrestre e as redes offshore, pelo que se torna

obrigatória a existência de sistemas responsáveis por impor uma referência de frequência nestas

redes isoladas. No entanto, nenhum dos modelos das turbinas eólicas disponíveis no PSS®E

contempla sistemas de controlo capazes de o fazer. Não sendo do âmbito deste trabalho desenvolver

novos modelos, optou-se por recorrer à ligação de um gerador convencional síncrono em paralelo

com cada PEO. Caso contrário, seria impossível o correcto funcionamento do sistema MTDC-LCC

em regime estacionário, cujo processo de conversão depende de uma forma de onda de tensão bem

definida. Para além disso, perante a existência de perturbações, a frequência variaria de forma

anormal, não conseguindo ser correctamente controlada. Em todo o caso, na tentativa de minimizar a

influência dos geradores convencionais no comportamento dos PEO, requerem-se considerações

adicionais ao seu dimensionamento.

Em primeiro lugar, a potência activa produzida por estes geradores deve ser tal que, ao mesmo

tempo que fortaleça a rede offshore, seja baixa o suficiente para que o grosso da geração seja de

origem eólica. No entanto, o facto de estas máquinas serem responsáveis por fechar o balanço

energético impossibilita que se especifique esta grandeza. É fundamentalmente esta a razão que

justifica que cada PEO produza 70MW de potência activa. Trata-se de um valor que permite aos

39

geradores convencionais contribuírem com cerca de 15% do total de 80MW pretendidos para cada

rede offshore, o que mostra ser um ponto de funcionamento bem equilibrado.

Em segundo lugar, optou-se por colocar os geradores convencionais a operar sem reguladores

carga-velocidade. Desta forma a regulação de frequência das redes offshore fica apenas a cargo dos

sistemas de controlo das turbinas, pelo que se consegue fazer uma análise mais precisa do seu

comportamento. Do ponto de vista dinâmico, modelaram-se as unidades de geração convencional

através do modelo GENROU, para o gerador síncrono, e do SEXS, para o regulador de tensão,

existentes nas bibliotecas do PSS®E. Estes modelos são genéricos e apropriados ao tipo de geração

pretendida. Os seus parâmetros podem ser consultados na subsecção B.2.1.

Para além dos PEO e da geração convencional, cada rede offshore é constituída por

transformadores e por cabos submarinos de transmissão em corrente alternada. Na Figura 3.3

apresenta-se o diagrama unifilar de uma das redes offshore da rede de estudo (rede MIDA).

Figura 3.3: Diagrama unifilar da rede offshore MIDA.

Os transformadores são responsáveis por elevar a tensão, aos terminais dos geradores, de

0.69kV para 66kV (nível de tensão utilizado no feeder). Os valores dos seus parâmetros baseiam-se

nos exemplos dos manuais do PSS®E e são apresentados nas Tabelas B.2 e B.3 do Anexo B.

Os cabos submarinos de transmissão em corrente alternada asseguram a ligação entre as fontes

de geração e as plataformas offshore onde se instalam as estações de rectificação do MTDC. Dados

o valor de potência transitada e a distância pretendida e considerando os projectos existentes na

área, optou-se por escolher cabos de cobre de três núcleos (todas as fases no mesmo cabo) do tipo

XPLE (Cross Linked PolyEthylene). O dimensionamento dos cabos foi feito tendo em conta [69] e

pode ser consultado no Anexo A. O valores dos seus parâmetros estão presentes na Tabela B.4, do

Anexo B.

40

3.2.1. Modelos dos PEO para o regime estacionário

No regime estacionário os modelos dos GEOL são idênticos aos de geradores convencionais

(secção 3.3), havendo, no entanto, a obrigatoriedade de serem modulados como geradores do tipo

PV (potência activa constante e módulo da tensão constante). Existe também a possibilidade de

modelar um PEO por um gerador e um transformador equivalentes. Para tal, basta que as grandezas

requisitadas pelo PSS®E para estes componentes sejam dimensionadas tendo em conta o número de

máquinas pretendido. Entre elas, destaca-se a potência nominal do gerador e transformador

equivalente e os limites de produção de potência activa e reactiva. Este tipo de modelação tem a

desvantagem de considerar que o comportamento de todas as turbinas é idêntico, não se podendo

estudar a resposta individual de cada uma ou de um pequeno grupo delas. O modelo equivalente

assume que o vento é uniforme em todo PEO, o que na realidade não acontece. Ainda assim,

considerando o foco do trabalho, este tipo de modelação é suficiente.

Na presente rede de estudo, considera-se que os 70MW de potência activa de cada PEO são

produzidos por um aglomerado de 52 turbinas (1.5MW) na rede offshore MIDA e 32 (2.5MW) na rede

offshore MSVV. A potência injectada pelo PEO MIDA corresponde, assim, a 89.7% da sua potência

instalada e a potência injectada pelo PEO MSVV a 87.5%.9 Nenhuma outra grandeza dimensionada

foi alterada em relação ao que o manual do fabricante recomenda [68]. Em particular, a potência

nominal do gerador e do transformador equivalente, assim como os limites de potência do gerador,

foram multiplicados pelo número de máquinas de cada PEO. A não alteração dos limites de potência

reactiva, face ao valor nominal, permite deixar ambos os PEO a regularem automaticamente o nível

de tensão especificado aos seus terminais.

Os parâmetros dimensionados para o regime estacionário (exemplo presente em [70]) estão

presentes nas Tabelas B.1 e B.2 do Anexo B.

3.2.2. Modelos dinâmicos dos PEO

De uma forma global, a modelação das turbinas eólicas em ambos os tipos de gerador, MIDA e

MSVV, é idêntica e está dividida em três grandes modelos:

• Modelo do gerador/conversor;

• Modelo do controlador do gerador/conversor (Electrical control);

• Modelo da turbina e dos seus controladores (Turbine control);

Para além destes, há ainda a possibilidade de introduzir modelos que simulem diferentes perfis

da velocidade do vento e modelos adicionais de controlo das turbinas. Relativamente aos últimos,

destaca-se o WindINERTIA™ e o Active Power Control (APC). O WindINERTIA™ simula nos GEOL o

comportamento inercial inerente à geração convencional, já abordado na subsecção 2.5.2. O APC,

utilizado no presente trabalho, será abordado mais detalhadamente no final desta subsecção. Na

Figura 3.4 esquematiza-se o relacionamento entre os submodelos de uma máquina eólica. Na

9 Não foi possível obter o valor de 90.0% pretendido inicialmente para ambas as máquinas porque o número de geradores eólicos simulados tem de ser inteiro.

41

subsecção B.2.1 podem consultar-se os valores escolhidos para todos os parâmetros destes

modelos.

Figura 3.4: Diagrama de blocos dos modelos das máquinas tipo MIDA e MSVV; adaptado de [68].

Modelo do Gerador/Conversor

O modelo do gerador/conversor representa a interface entre a turbina eólica e a rede e adopta o

nome “GEWTG1” no PSS®E-32. É responsável pela injecção de corrente na rede, em resposta aos

comandos provenientes dos controladores, e pela protecção interna de tensão, através de funções

preparadas para cavas de tensão (low voltage ride-through). Na prática, trata-se de uma fonte de

corrente comandada pelos controladores, implementada de forma idêntica a ambas as máquinas. A

principal diferença está nas grandezas consideradas para o cálculo da corrente a injectar na rede.

Nos geradores do tipo MIDA, o modelo do gerador utiliza a componente activa da corrente e o fluxo.

Nos geradores do tipo MSVV, são usadas a componente activa e reactiva da corrente (𝐼𝐼𝑃𝑐𝑚𝑑 e 𝐼𝐼𝑄𝑐𝑚𝑑).

Modelo do Controlador do Gerador/Conversor

O modelo do controlador dita ao gerador/conversor quais as potências activas e reactivas a

injectar na rede, com base nas grandezas provenientes do modelo da turbina e de um controlador

interno (opcional) que supervisiona a potência reactiva. Numa frase, é o responsável pela regulação

de tensão-potência reactiva, adoptando o nome “GEWTE1” no PSS®E-32. O modelo do referido

controlador contém vários sistemas internos que modelam os vários tipos de regulação que as

turbinas eólicas da GE podem adoptar. As máquinas podem ser dimensionadas para regular a

tensão, o factor de potência ou simplesmente para injectar um valor constante de potência reactiva.

No caso deste trabalho, relembra-se, escolheu-se no regime estacionário regular a tensão aos

terminais da máquina, pelo que este modelo dinâmico é dimensionado em concordância. Para tal, o

PEO opera com o referido sistema supervisor opcional activo (denominado pela GE de

WindCONTROL™) que monitoriza a tensão. No dimensionamento deste sistema teve-se o cuidado

42

de alterar um dos seus parâmetros (o ganho 𝐾𝑄𝑖𝑖) para ser concordante com as turbinas utilizadas na

Europa.

Apesar deste controlo supervisor de potência reactiva ser modelado de forma idêntica a ambos

os tipos de gerador, MIDA e MSVV, o modelo base do controlador não o é. As diferenças prendem-se

fundamentalmente com o facto de ser necessário indicar grandezas distintas ao gerador/conversor de

cada máquina (já abordado em cima). Para além disso, o modelo do controlador da MSVV possui

adicionalmente um limitador de corrente e uma “resistência de travagem dinâmica” (dynamic braking

resistor). Esta última tem a função de contribuir para uma melhor resposta da turbina na existência de

grandes perturbações na rede, como cavas de tensão de longa duração [68].

Modelo da Turbina e dos seus Controladores

O modelo da turbina e dos seus controladores representa de forma simplificada os complexos

sistemas electromecânicos presentes nas máquinas eólicas. No PSS®E-32, estes sistemas são

implementados em três submodelos distintos que se interligam entre si: “GEWTA” (GE Wind Turbine

Aerodynamics), “GEWTT” (Two Mass Shaft) e “GEWTP” (GE Pitch Control).

O “GEWTA” é responsável pelo cálculo da potência extraída do vento, através da modelação das

complexas relações algébricas que governam a potência mecânica do veio da turbina. Estas

equações dependem da velocidade do vento, da velocidade de rotação do rotor e do ângulo de passo

das pás.

O “GEWTT” modela o veio da turbina e o rotor do gerador. As suas equações utilizam o binário

mecânico (proveniente do GEWTA) e eléctrico da máquina para calcular as velocidades de rotação

daquelas peças. O modelo dá a possibilidade de tratar o veio da turbina e o rotor do gerador como

sendo um único corpo rígido (massa única) ou duas massas distintas, mas unidas entre si. Neste

trabalho, tanto nas MIDA como nas MSVV, escolheu-se modelar o veio como um único corpo rígido,

como recomendado pela GE.

Finalmente, no modelo “GEWTP” implementam-se os controlos mecânicos da turbina,

nomeadamente, o do ângulo de passo das pás (subdividido em pitch control e pitch compensation) e

do binário mecânico (torque control). Este modelo é responsável por informar ao “GEWTA” qual a

posição das pás que maximiza o valor da potência extraída do vento e ao modelo dos controladores

do gerador/conversor qual a potência a ser entregue na rede (“potência imposta” ou 𝑃𝑃𝑜𝑟𝑟𝑅𝑅). É também

nele que se implementa o sistema que protege a máquina de velocidades do vento inadequadas. No

dimensionamento deste modelo foi necessário colocar o parâmetro “Pref” num valor concordante com

o valor de potência especificado para cada PEO no regime estacionário (0.897p.u. e 0.875p.u. para

MIDA e MSVV, respectivamente), para que se tenha um ajuste correcto por parte dos controladores.

Como todos os sistemas de controlo utilizados nas máquinas do tipo MIDA e do tipo MSVV são

os mesmos, o modelo da turbina e dos seus controladores é implementado de forma idêntica em

ambas as máquinas. As diferenças estão apenas nos parâmetros que os caracterizam (e.g.,

mecânica do rotor, ganhos do pitch compensation) e em duas modificações mínimas implementadas

43

nas máquinas do tipo MSVV. Uma passa pela adaptação do modelo do rotor por forma a considerar a

“resistência de travagem dinâmica”. A outra relaciona-se com a possibilidade das MSVV, ao contrário

das MIDA, poderem injectar/absorver potência reactiva na/da rede quando não produzem potência

activa (𝑃𝑃 = 0). Esta funcionalidade leva a que, ao contrário das MIDA, o modelo da turbina não retire

de serviço a máquina quando o vento é nulo ou excessivo.

Modelo do Perfil da Velocidade do Vento

À parte a modulação da máquina eólica, a GE disponibiliza ainda um modelo que permite

modular uma rajada ou uma “rampa” de vento, denominado “WGUSTC”. O PSS®E dá também a

possibilidade ao utilizador de introduzir o seu próprio modelo com base no perfil de vento pretendido.

As simulações realizadas neste trabalho consideram uma velocidade do vento constante, pelo que

não se utilizou nenhum dos modelos indicados. O parâmetro que modela a velocidade do vento

constante foi colocado a zero. Deste modo, o PSS®E calcula internamente esta grandeza para um

valor que minimize o ângulo de passo das pás, optimizando a potência de produção especificada no

regime estacionário.

Active Power Control

O Active Power Control (APC) é um dos controlos opcionais (desligados por defeito) existentes

nas máquinas eólicas da GE. Neste trabalho utilizou-se este sistema em parte das simulações

dinâmicas. O seu modelo representa, de forma simplificada, um regulador de potência activa, sistema

requerido por muitos operadores Europeus para as turbinas eólicas [68]. O principal objectivo deste

sistema é o de responder a desvios de frequência da rede, através do aumento ou diminuição da

potência activa produzida. Para tal, numa situação normal de funcionamento da rede, em que a

frequência esteja próxima do valor nominal, as máquinas eólicas devem ser dimensionadas para

injectar um menor valor de potência activa em relação ao total que conseguem extrair do vento. Ou

seja, deve ser criada uma margem de reserva de potência, já abordada na subsecção 2.5.2. Assim,

na ocorrência de um desvio de frequência significante, o sistema tanto consegue actuar no sentido de

diminuir a potência activa produzida – caso o desvio seja negativo – como de a aumentar – caso o

desvio seja positivo.

A relação entre a frequência de um barramento da rede e a potência activa que se pretende

produzir é dada pela “curva de resposta de frequência” (Frequency response curve) existente no

controlador. O seu dimensionamento é possível e aconselhado pela GE. Na Figura 3.5 apresenta-se

a forma da curva utilizada neste trabalho. Para o correcto funcionamento do APC, apenas se

alteraram os pontos B e C para valores concordantes com os da potência activa especificada para

cada PEO no regime estacionário (0.897p.u. e 0.875p.u. para MIDA e MSVV, respectivamente).

Todos os outros parâmetros do modelo do sistema adoptaram os valores recomendados pelo

fabricante. Faz-se ainda notar que se implementou nesta curva a retirada de serviço das máquinas

eólicas para frequências superiores a 52.0Hz.

44

Figura 3.5: Curva de resposta de frequência utilizada no sistema APC (𝐹𝑏𝑏 = 0.96, 𝑃𝑃𝑏𝑏 = 0.96; 𝐹𝑅𝑅 = 0.996,

𝐹𝐸𝐸 = 0.996, 𝑃𝑃𝑅𝑅𝐸𝐸 = 0.897 / 0.875 {𝑀𝑀𝐼𝐼𝐷𝑀𝑀 / 𝑀𝑀𝑆𝑉𝑉𝑉𝑉}; 𝐹𝑅𝑅 = 1.04, 𝑃𝑃𝑅𝑅 = 0.4; ); adaptado de [68].

Teoricamente, o sistema APC é modelado pela GE de forma que o valor da potência activa,

procedente da curva de frequência, seja indicado aos controladores do ângulo de passo das pás e a

um limitador que actua directamente na potência 𝑃𝑃𝑜𝑟𝑟𝑅𝑅 , imposta ao modelo do controlador do

conversor. Este “bloco” limitador – denominado Power Response Rate Limit – é independente do

APC e está sempre activo no modelo da máquina eólica. Inclui um filtro washout, cuja constante de

tempo, Tw, é determinante na taxa de variação da potência activa injectada. O diagrama de blocos do

sistema APC e do limitador é apresentado na Figura 3.6.

Figura 3.6: Diagrama de blocos do sistema APC e do Limitador de Potência; adaptado de [68].

45

Como se pode perceber com a ajuda da Figura 3.6, a influência do limitador em 𝑃𝑃𝑜𝑟𝑟𝑅𝑅 apenas é

notória quando a potência de saída do APC é inferior à proveniente dos controladores da turbina, o

que só acontece quando a frequência da rede sobe. Nestes casos, há uma regulação mais célere da

potência activa produzida pela turbina, uma vez que o APC actua no valor de 𝑃𝑃𝑜𝑟𝑟𝑅𝑅 directa e

indirectamente. Pelo contrário, quando a frequência da rede desce, o aumento da produção de

potência activa na máquina é unicamente conseguido através da actuação no ângulo de passo das

pás.

Porém, o modelo do APC implementado no PSS®E-32 não é tão completo como o que tem vindo

a ser analisado até aqui. Neste programa, o APC não é capaz de provocar na máquina o aumento da

potência produzida, actuando apenas quando os desvios de frequência da rede são positivos, ou

seja, quando a frequência sobe em relação ao valor nominal. Na base desta limitação estão os

pressupostos de funcionamento do PSS®E. Um dos primeiros passos realizados pelo programa no

início de cada simulação dinâmica é o de calcular o vento necessário e o ângulo de passo das pás

mínimo para a potência especificada no regime estacionário. Desta forma, o PSS®E considera que a

potência pretendida é a máxima que a máquina pode injectar, não deixando margem de reserva de

potência. Como consequência, se a velocidade do vento permanecer constante e a frequência da

rede descer, o APC ordena o aumento da potência produzida tendo em conta a curva de resposta de

frequência, mas a turbina não debita mais do que a potência inicial, considerada óptima. No presente

trabalho, este facto foi tido em conta nas análises das simulações dinâmicas realizadas.

Os valores dos parâmetros utilizados pelo sistema APC estão presentes no modelo do

controlador do gerador/conversor “GEWTE1” e podem ser consultados na Tabela B.13, do Anexo B.

3.2.3. Modelos dinâmicos das protecções de frequência

A par das protecções que os modelos das máquinas eólicas já consideram, incluíram-se

sistemas de protecção de tensão e frequência em todos os geradores presentes nas duas redes

offshore. As protecções adicionais são modeladas internamente nas máquinas, sendo por isso

diferentes das que normalmente equipam a interligação dos PEO com a rede. Os modelos apenas

desligam os geradores associados, não retirando de serviço o barramento ao qual estão ligados.

Quer nos GEOL, quer nos geradores convencionais, utilizaram-se os modelos genéricos

existentes na biblioteca do PSS®E: “VTGTPA” para protecção de tensão e “FRQTPA” para protecção

de frequência. Em ambos os modelos, dimensionaram-se os limiares de tensão/frequência a partir do

qual os relés actuam, a temporização do relé (TP) e o tempo de actuação do disjuntor (TB). Incluíram-

se vários destes modelos simultaneamente em cada gerador por forma a simular relés com diferentes

temporizações para diferentes limiares de tensão/frequência. Para perturbações menos severas, é

dado mais tempo de resposta às máquinas. Para valores de tensão e frequência críticos, é

estabelecida a sua retirada de serviço quase imediata.

46

No presente trabalho são os sistemas de protecção de frequência os que adoptam maior

importância. Como o MTDC cria um desacoplamento entre as redes offshore e a rede terrestre e os

PEO estão dimensionados para regularem a tensão aos seus terminais, prevê-se que perturbações

simuladas na rede terrestre ou no MTDC tenham mais impacto nas frequências das redes offshore do

que nas tensões. Na Tabela 3.1 apresenta-se a parametrização dos modelos de protecção de

máximo e mínimo de frequência, “FRQTPA”, idêntica a todos os geradores das redes offshore. A

opção de usar as mesmas parametrizações para os GEOL e geradores convencionais está

relacionada com o facto de se pretender aproximar a resposta dinâmica de ambos. Os valores

escolhidos para os parâmetros das restantes protecções estão presentes nas Tabelas B.15 e B.16,

do Anexo B.

Tabela 3.1: Parâmetros das protecções de máximo e mínimo de frequência dos geradores das redes offshore.

MIDA e MSVV Gerador Conv. Mínimo de Frequência, FL (Hz) 47.0 47.0 Máximo de Frequência, FU (Hz) 52.5 52.5

TP (s) 0.02 0.02 TB (s) 0.08 0.08

3.3. Rede terrestre

A rede terrestre utilizada neste trabalho é baseada na rede de 57 barramentos do IEEE (obtida

em [71]). Trata-se de uma rede eléctrica relativamente grande, de 6 níveis de tensão possíveis,

constituída por 63 linhas/cabos, 17 transformadores de tomadas fixas e 7 unidades de geração

convencional que alimentam 42 cargas com um total de 1250MW e 336Mvar de potência activa e

reactiva, respectivamente.

Dado que os parâmetros disponíveis que caracterizam a rede do IEEE são poucos e não são

concordantes entre a bibliografia consultada, foi necessário arbitrar valores para grandezas como as

potências nominais dos geradores, linhas e transformadores, as reactâncias subtransitórias dos

geradores e as tensões de base da rede. No que concerne as tensões de base, tendo em conta a

estrutura da rede e os níveis comummente utilizados na Europa, escolheram-se 4 níveis de tensão

distintos (entre 6 possíveis): 30kV, 150kV, 220kV e 400kV (Figura 3.7). Relativamente às restantes,

apresentam-se nas Tabelas B.5 a B.7, do Anexo B, os valores escolhidos.

Em regime estacionário modelaram-se todos os geradores como barramentos do tipo PV

(potência activa constante e módulo da tensão constante), com excepção do gerador ligado ao

barramento “1”, escolhido para ser o nó de balanço da rede eléctrica terrestre. Por falta de dados e

com o intuito de tornar a rede terrestre menos complexa, não se modelou qualquer transformador

elevador associado às unidades de geração.

47

Em regime transitório, o PSS®E permite uma modelação mais específica das unidades de

geração convencional. A sua biblioteca disponibiliza uma grande variedade de modelos de geradores,

de reguladores de tensão e de reguladores de carga-velocidade. Consideraram-se dois tipos distintos

de unidades de geração na rede terrestre deste trabalho: centrais hidroeléctricas e centrais térmicas.

Relativamente a estas últimas, considerou-se ainda que existem centrais que não contribuem para a

regulação primária de frequência.

As centrais hidroeléctricas são duas e estão ligadas aos barramentos “1” e “8”. Ambas são

moduladas através do modelo “GENSAL” para os geradores (máquinas síncronas de polos salientes),

“IEEET1” para os reguladores de tensão e “HYGOV” para os sistemas hidráulicos e reguladores de

carga-velocidade.

As centrais térmicas são cinco no total, três das quais não contribuem para a regulação primária

de frequência. Naturalmente, a sua modulação difere. Ligadas aos barramentos “3” e “12” estão as

centrais que possuem reguladores carga-velocidade. Os modelos utilizados são os “GENROU” para

os geradores (máquinas síncronas de polos lisos), “IEEET1” para os reguladores de tensão e

“TGOV1” para os reguladores de carga-velocidade. Nos barramentos “2”, “6” e “9” estão ligadas as

centrais de potência mecânica constante. Os seus geradores são igualmente modulados pelo

“GENROU” mas os reguladores de tensão são modulados pelo “SEXS”, um modelo de regulador

mais genérico.

Ao mesmo tempo que se procuraram utilizar os modelos mais apropriados a cada tipo de central,

tentou-se que a sua escolha fosse diversificada. Todavia, a utilização quase transversal do modelo

“IEEET1” assentou no facto de ser um modelo de regulador de tensão largamente utilizado, aplicável

aos dois tipos de máquinas escolhidos. Os parâmetros utilizados em todos os modelos adoptam

valores típicos e foram retirados de exemplos existentes no PSS®E. Podem consultar-se na

subsecção B.2.2..

3.3.1. Critério de ligação do sistema multi-terminal à rede terrestre

Como já foi referido, pretende-se que o MTDC que compõe a rede de estudo seja ligado à rede

terrestre em dois barramentos electricamente distantes entre si. Em acréscimo, pretende-se que os

dois barramentos não possuam unidades de geração e que apresentem diferentes características,

tais como, diferentes tensões de base e/ou proximidade a geração e cargas. Para além disso, dada a

potência de transmissão em jogo, é ainda conveniente ligar o MTDC a barramentos no nível da muito

alta tensão (MAT) – tensões do nível da transmissão. Nesta subsecção apresenta-se a metodologia

utilizada na escolha destes dois barramentos.

Segundo [72], é possível relacionar a distância eléctrica entre dois barramentos, i e j, através do

módulo do valor presente na posição (i,j) da matriz 𝑍, a inversa da matriz das admitâncias da rede,

𝑌.10 Quanto menor for este módulo, maior será o acoplamento eléctrico entre i e j, e, portanto, menor

10 Faz-se notar que, como a matriz Y é simétrica, a matriz Z também o é, pelo que a posição (i,j) será igual à posição (j,i).

48

a sua “distância eléctrica”. No entanto, esta medida não pode ser considerada exacta uma vez que a

matriz das admitâncias 𝑌 da rede terrestre, obtida com a ajuda do PSS®E, não contém informação

sobre todos os componentes/elementos da rede. Assim, a utilização deste método serve apenas

como bom ponto de partida para a análise da estrutura da rede no que toca a proximidade eléctrica

entre barramentos [72]. Como consequência, na escolha dos dois barramentos de ligação do MTDC,

optou-se por seguir uma metodologia própria cujos procedimentos se apresentam:

1. Escolha do barramento que, globalmente, terá o mais fraco acoplamento com os

restantes barramentos da rede, considerando o módulo da matriz 𝑍 (|𝑍| = |𝑌−1|) e as

restrições já abordadas, nomeadamente a da não existência de geração;

2. Escolha de um pequeno conjunto de possíveis barramentos electricamente afastados do

barramento escolhido em 1., tendo em conta os mesmos pressupostos;

3. Selecção analítica de um dos barramentos do conjunto obtido em 2., considerando o

trânsito de energia da rede de 57 barramentos (amplitudes e argumentos das tensões) e

as proximidades de geração e cargas;

4. Validação do par de barramentos escolhido, através da simulação de um curto-circuito

em cada um dos barramentos seleccionados e posterior análise da evolução das tensões

da rede, nomeadamente no restante barramento do par e nos barramentos adjacentes.

Como resultado da metodologia considerada, escolheram-se os barramentos “17” e “53”. A

selecção do barramento “53” (ponto 3) assentou no facto de se tratar de um barramento sem

unidades de geração nos nós adjacentes - característica que o “17” já possui -, ao mesmo tempo que

pertence a uma zona da rede com um valor de carga considerável - relativamente à distribuição de

cargas de toda a rede - e cujos barramentos têm amplitudes de tensão relativamente baixas. A

ligação e correcto dimensionamento de uma estação de inversão do MTDC neste barramento podem

contribuir para um perfil de tensões mais homogéneo, fortalecendo esta zona da rede.

As simulações dinâmicas realizadas (ponto 4) validaram a escolha feita. Verificou-se que,

aplicando um curto-circuito franco num dos barramentos do par, a variação sentida na tensão do

restante foi uma das menores da rede.

3.3.2. Adaptações realizadas na rede terrestre

Por forma a adaptar convenientemente a rede terrestre base de 57 barramentos para a ligação

do MTDC, foi necessário introduzir-lhe pequenas alterações.

Distribuição das cargas ligadas aos barramentos de ligação do MTDC

De acordo com especificações do PSS®E, não é conveniente a existência de cargas nos

barramentos onde se ligam os conversores do sistema multi-terminal [63]. Considerando que as

cargas têm elasticidade nula, optou-se por distribuir equitativamente o valor das cargas presentes nos

barramentos “17” e “53” pelos nós adjacentes, como se mostra de seguida:

49

𝑃𝑃𝐷𝐷17 = 42𝑀𝑀𝑀𝑀 → �𝑃𝑃𝐷𝐷1 + 21𝑀𝑀𝑀𝑀 = 76𝑀𝑀𝑀𝑀𝑃𝑃𝐷𝐷12 + 21𝑀𝑀𝑀𝑀 = 398𝑀𝑀𝑀𝑀

; 𝑄𝑄𝐷𝐷17 = 8𝑀𝑀𝑀𝑀 → �𝑄𝑄𝐷𝐷1 + 4𝑀𝑀𝑣𝑎𝑀𝑀 = 21𝑀𝑀𝑣𝑎𝑀𝑀𝑄𝑄𝐷𝐷12 + 4𝑀𝑀𝑣𝑎𝑀𝑀 = 28𝑀𝑀𝑣𝑎𝑀𝑀

𝑃𝑃𝐷𝐷53 = 20𝑀𝑀𝑀𝑀 → �𝑃𝑃𝐷𝐷52 + 10𝑀𝑀𝑀𝑀 = 14.9𝑀𝑀𝑀𝑀𝑃𝑃𝐷𝐷54 + 10𝑀𝑀𝑀𝑀 = 14.1𝑀𝑀𝑀𝑀

; 𝑄𝑄𝐷𝐷53 = 10𝑀𝑀𝑀𝑀 → �𝑄𝑄𝐷𝐷52 + 5𝑀𝑀𝑉𝑉𝑀𝑀𝑀𝑀 = 7.2𝑀𝑀𝑣𝑎𝑀𝑀𝑄𝑄𝐷𝐷54 + 5𝑀𝑀𝑉𝑉𝑀𝑀𝑀𝑀 = 6.4𝑀𝑀𝑣𝑎𝑀𝑀

Transformadores em regulação automática de tensão

Com o intuito de se obter um perfil de tensões e um trânsito de energia reactiva mais

homogéneos, colocaram-se dois transformadores da rede base terrestre em regulação de tensão. O

PSS®E modela, no regime estacionário, todos os transformadores da mesma forma, pelo que as

alterações necessárias introduzir no programa foram pequenas. Para colocar um transformador em

regulação de tensão basta activar a opção de comutação automática de tomadas e indicar os valores

da amplitude de tensão máxima e mínima do barramento que se pretende regular. Escolheram-se os

transformadores presentes entre os barramentos “9” e “55” e entre “14” e “46” para regulação

automática de tensão. Consideraram-se, em ambos, as relações de transformação originais da rede

de 57 barramentos, como valor inicial para o trânsito de energia.

Correcção do factor de potência

Ainda com o objectivo de manter as tensões da rede terrestre dentro da banda considerada

aceitável, 1.00±0.05p.u., introduziram-se duas baterias de condensadores de 4.7Mvar e 2.7Mvar nos

barramentos “31” e “33”, respectivamente. Estes valores visam compensar totalmente o factor de

potência no conjunto de barramentos “30” a “34”, situados numa zona da rede de nível de tensão

base mais baixa (30kV).

3.3.3. Rede terrestre resultante

O diagrama unifilar da rede terrestre resultante é apresentado na Figura 3.7 e a correspondência

entre as cores dos barramentos e os níveis de tensão na Tabela 3.2. O número de cargas existentes

é agora de 40, duas a menos que na rede base de 57 barramentos, mas o valor total da potência

activa e reactiva de consumo, indicada no início de 3.3, mantém-se.

Tabela 3.2: Níveis de tensão arbitrados na rede terrestre; legenda da Figura 3.7.

Nível de Tensão Cor Tensão base (kV) V1 400 V2

150 V5 V6 V3 220 V4 30

50

Figura 3.7: Diagrama unifilar da rede terrestre utilizada, baseada na rede de 57 barramentos do IEEE.

3.4. Sistema de transmissão multi-terminal LCC

Para a interligação das redes offshore com a rede terrestre utilizou-se um sistema de

transmissão MTDC-LCC monopolar de 4 terminais, capaz de transmitir 160MW de potência a uma

tensão contínua de 500kV. A rede de corrente contínua é constituída por 4 linhas de transmissão

submarinas de um único cabo com 120km cada, dispostas numa configuração malhada básica. Duas

estações de inversão ligam os barramentos da rede terrestre “17”, de 400kV de tensão de base, e

“53”, de 150kV (como determinado em 3.3.1). Para uma melhor clareza de apresentação, designa-se

Nó de balanço

Estações de inversão do

MTDC

51

daqui em diante o barramento “17” de “ONSHR_INVA” e o barramento “53” de “ONSHR_INVB”. As

duas estações de rectificação são ligadas aos barramentos denominados “OFMI_RECTA” e

“OFMS_RECTB” das redes offshore, ambos de 66kV de tensão de base. Apresenta-se a

configuração do sistema MTDC na Figura 3.11 (presente no final da subsecção 3.4.1).

A escolha da transmissão baseada em LCC assentou no facto de esta ser uma tecnologia fiável,

com um grau de complexidade não muito elevado para o reduzido número de terminais considerados

e, no geral, mais barata que a VSC. As características escolhidas para o sistema, como sejam a

polaridade, o valor da tensão contínua nominal ou o comprimento dos cabos, tentam aproximá-lo de

um caso real. Relembra-se, por exemplo, que é comum utilizar sistemas monopolares em

transmissões submarinas de corrente contínua. A escolha de uma configuração malhada para o

MTDC teve que ver com as vantagens que esta topologia apresenta relativamente à radial,

nomeadamente do ponto de vista da redundância do sistema (secção 2.4).

3.4.1. Modelo do MTDC para o regime estacionário

No regime estacionário, o PSS®E modela o MTDC-LCC de forma idêntica aos análogos sistemas

bi-terminais. O modelo, representado na Figura 3.8, é composto por estações de rectificação,

estações de inversão e linhas de transmissão. As linhas de transmissão são unicamente modeladas

por uma resistência equivalente, 𝑅𝑅𝐷𝐷𝐷𝐷, que provoca a queda de tensão na linha. Já as estações de

conversão consideram, cada uma:

• O conversor, caracterizado pelo ângulo de ignição, 𝛼𝛼, pelo ângulo de extinção, 𝛾𝛾, e pelo

ângulo de comutação, 𝜇;

• O transformador de alimentação do conversor, caracterizado pela relação de

transformação, 𝑚𝑚 (posição do comutador de tomadas no primário), por uma resistência,

𝑅𝑅𝐷𝐷, e uma reactância, 𝑋𝑋𝐷𝐷, equivalentes.

Cada um dos três componentes do modelo é formulado por um conjunto de equações lineares e

não lineares (equações (3.1) a (3.9)). Os conjuntos de equações que regem as diferentes estações

de conversão estão desacoplados entre si. O acoplamento entre elas faz-se por meio da equação

que modela cada uma das linhas de transmissão (equação 3.9) [63].

Figura 3.8: Representação do modelo do PSS®E utilizado para a transmissão em corrente contínua.

52

Relativamente à estação de rectificação, o PSS®E calcula a tensão contínua média aos seus

terminais, 𝑉𝑉𝐷𝐷𝐷𝐷𝑟𝑟 , através de:

𝑉𝑉𝐷𝐷𝐷𝐷𝑟𝑟 = 𝑁𝑟𝑟 �𝑉𝑉𝐷𝐷𝐷𝐷0𝑟𝑟 cos(𝛼𝛼) − 3 𝑋𝑐𝑟 𝐼𝐼𝐷𝐶

𝜋− 2 𝑅𝑅𝐸𝐸𝑟𝑟 𝐼𝐼𝐷𝐷𝐷𝐷� (3.1)

onde a tensão contínua ideal em vazio, 𝑉𝑉𝐷𝐷𝐷𝐷0𝑟𝑟 , é dada por:

𝑉𝑉𝐷𝐷𝐷𝐷0𝑟𝑟 = 3√2

𝜋𝑉𝑉𝐷𝐷𝑜𝑚𝑚𝑣𝐴𝐶𝑟𝑟 (3.2)

a corrente contínua de saída da estação, 𝐼𝐼𝐷𝐶, por:

𝐼𝐼𝐷𝐷𝐷𝐷𝑟𝑟 = 𝑃𝐷𝐶𝑟

𝐼𝐼𝐷𝐶𝑟 (3.3)

e 𝑁𝑟𝑟 representa o número de pontes de rectificação existentes, em série do lado CC.

O cálculo da relação de transformação do transformador é feito considerando a tensão de base

do barramento CA ao qual a estação de rectificação está ligada, 𝑉𝑉𝐺𝑟𝑟𝑖𝑖𝑅𝑅𝐴𝐶𝑟𝑟 , e a tensão composta de

entrada do conversor, 𝑉𝑉𝐷𝐷𝑜𝑚𝑚𝑣𝐴𝐶𝑟𝑟 :

𝑚𝑚𝑟𝑟 =𝐼𝐼𝐶𝑜𝑛𝑣𝐴𝐶𝑟

𝐼𝐼𝐺𝑟𝑖𝑑𝐴𝐶𝑟 (3.4)

A potência nominal aparente do transformador de alimentação do conversor é calculada por:

𝑆𝑇𝑟𝑟 = 𝑃𝐷𝐶𝑟

cos (𝜑𝑟) (3.5)

onde:

cos(𝜑𝑟𝑟) = cos(𝛼)+cos (𝛼+𝜇𝑟)2

(3.6)

E o valor da reactância do transformador, 𝑋𝑋𝐸𝐸𝑟𝑟, necessário introduzir no PSS®E em unidades do

Sistema Internacional (SI), pode ser obtido pelas seguintes relações:

𝑋𝑋𝐸𝐸𝑟𝑟[𝛺𝛺] = 𝑋𝑋𝐸𝐸𝑟𝑟[𝑝𝑢] ∙ 𝑍𝑅𝑅 (3.7)

𝑍𝑅𝑅 =�𝐼𝐼𝐶𝑜𝑛𝑣𝐴𝐶

𝑟 �2

𝑂𝑂𝑇𝑟 (3.8)

53

Todas as equações atrás apresentadas, (3.1) a (3.8), também são válidas na modelação das

estações de inversão, desde que se considerem as grandezas análogas. Do ponto de vista da

formulação não existe nenhuma alteração a fazer. É apenas necessário considerar o índice “𝑖” em

vez de “𝑀𝑀” e substituir o ângulo de disparo, 𝛼𝛼, pelo ângulo de extinção, 𝛾𝛾.

A modelação da linha de transmissão é feita tendo em conta a equação (3.9), baseada na lei de

Ohm.

𝑉𝑉𝐷𝐷𝐷𝐷𝑖𝑖 = 𝑉𝑉𝐷𝐷𝐷𝐷𝑟𝑟 − 𝑅𝑅𝐷𝐷𝐷𝐷 𝐼𝐼𝐷𝐷𝐷𝐷 (3.9)

Em regime estacionário o PSS®E admite três modos de funcionamento para o MTDC. Não

obstante, a lógica do controlo das tensões e correntes contínuas do sistema passa sempre pela

actuação nos ângulos de ignição para os rectificadores, nos ângulos de extinção para os inversores,

e na posição dos comutadores de tomadas dos transformadores associados. Como a dinâmica dos

sistemas de controlo dos ângulos é muito mais rápida que a do regulador automático em carga dos

transformadores, utiliza-se inicialmente o primeiro para garantir rapidez de actuação, seguindo-se a

actuação do segundo para colocar o sistema no ponto de funcionamento especificado [55].

Tanto os ângulos dos conversores como a posição dos comutadores de tomadas são grandezas

sujeitas a limites mínimos e máximos que garantem a estabilidade do sistema. No PSS®E, o ajuste

das tomadas dos transformadores é feito unicamente na tentativa de deixar os ângulos dos

conversores dentro de uma gama bem definida. Os limites mínimos dos ângulos, ao contrário dos

máximos, são valores que não podem ser violados. Esta restrição salvaguarda o incorrecto

funcionamento do MTDC, prevenindo, por exemplo, falhas de comutação – ou seja, que a comutação

de corrente está concluída antes da inversão de polaridade da tensão de comutação [55]. Pelo

contrário, mesmo não sendo recomendável, o PSS®E consente o funcionamento do sistema para

valores de ângulos superiores aos limites máximos. Estas situações podem ocorrer, por exemplo,

quando se esgotam as posições dos comutadores de tomadas dos transformadores.

Em modo normal de funcionamento um dos inversores do MTDC é escolhido para controlo de

tensão (Inversor A, no presente trabalho - Figura 3.11). O modelo ajusta o ângulo de extinção deste

inversor para que este mantenha a tensão contínua especificada11. Todos os outros conversores,

incluindo os restantes inversores, são regulados em corrente. Neste caso, o sistema de controlo

ajusta os ângulos de ignição/extinção dos conversores para manter a corrente especificada. O valor

de corrente pode ser imposto directamente em cada conversor ou, em vez disso, calculado

internamente pelo PSS®E, num modo de exploração do MTDC em que se especifica a potência. Este

modo é o escolhido para este trabalho. Apenas é mantido quando as tensões dos inversores são

iguais ou superiores a determinado patamar de tensão (caso contrário, entra-se em “mode switch”,

que mais à frente se detalhará). O controlo evita, assim, que a potência especificada seja resultado

de combinações entre tensões baixas e correntes elevadas, o que, para além de dificultar o processo

de comutação, aumentaria excessivamente a potência reactiva pedida pelos conversores.

11 Habitualmente a estratégia de controlo dos inversores passar por manter constante o ângulo de extinção, 𝛾𝛾, e não a tensão contínua, como implementado no PSS®E.

54

Quer a tensão contínua quer as correntes/potências especificadas são todas indicadas ao

PSS®E por meio do parâmetro SETVAL. A indicação de que determinado conversor é um inversor ou

um rectificador também é dada ao programa através deste parâmetro, nomeadamente através do seu

sinal. Aos rectificadores devem ser atribuídas correntes/potências positivas e aos inversores,

negativas. Excepção feita ao inversor de controlo de tensão, ao qual deve ser atribuído o valor

positivo da tensão contínua pretendida.

Desde que todos os conversores consigam manter os seus ângulos acima dos limites mínimos, o

modo de funcionamento normal é mantido. Na Figura 3.9, representam-se as características tensão-

corrente para um sistema de dois rectificadores e dois inversores, tal como o utilizado neste trabalho.

Na característica do Inversor A, o segmento de recta horizontal representa a regulação de tensão

constante por actuação no ângulo de extinção, 𝛾𝛾. Nas restantes características, o segmento de recta

vertical representa a regulação de corrente/potência constante, por actuação no ângulo de

ignição/extinção. A linha a tracejado, que intersecta todas as características, representa o ponto de

funcionamento do sistema.

Figura 3.9: Características tensão-corrente dos conversores de um sistema MTDC em modo normal de

funcionamento; adaptado de [63].

Quando algum dos rectificadores vê o seu ângulo de disparo atingir o limite mínimo, não

conseguindo manter a corrente (potência) imposta, o modo de funcionamento é alterado para um

controlo oposto ao que se tem no modo normal. Estes casos ocorrem, por exemplo, quando, do

trânsito de energia da rede resulta uma tensão CA bastante baixa no barramento ao qual se liga o

rectificador.

Neste modo de funcionamento alternativo, o responsável por determinar a tensão contínua

passa a ser o rectificador cujo ângulo de disparo igualou o valor mínimo, deixando, assim, de existir

inversor de controlo de tensão. Os restantes conversores, incluindo este inversor, são agora

controlados em corrente. Os seus ângulos são ajustados para um valor de corrente inferior ao

especificado para o regime estacionário, obtido no modo normal de funcionamento. Este novo valor

de corrente (corrente redistribuída) é calculado para todos os conversores controlados em corrente.

Rectificador B Inversor A (controlo de tensão)

Inversor B

𝑉𝑉𝐷𝐷𝐷𝐷𝑖𝑖 𝑉𝑉𝐷𝐷𝐷𝐷𝑖𝑖

𝐼𝐼𝐷𝐷𝐷𝐷 𝐼𝐼𝐷𝐷𝐷𝐷 𝐼𝐼𝐷𝐷𝐷𝐷

Rectificador A

𝑉𝑉𝐷𝐷𝐷𝐷𝑟𝑟 𝑉𝑉𝐷𝐷𝐷𝐷𝑟𝑟

𝐼𝐼𝐷𝐷𝐷𝐷

Tens

ão

Espe

cific

ada

α regula

corrente

α regula

corrente

γ regula tensão

γ regula

corrente

55

Na sua formulação (equação 3.10), o PSS®E considera os “coeficientes de participação”, DCPF, e a

margem de corrente, MARGN, grandezas que são especificadas individualmente para cada

conversor. Os primeiros indicam o peso que determinado conversor tem na corrente redistribuída. A

segunda indica o desvio de corrente pretendido (global ao sistema) relativamente ao valor

especificado.

𝐼𝐼𝐷𝐷𝐷𝐷𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑖𝑖𝐸𝐸𝑅𝑅𝑟𝑟𝑖𝑖𝑅𝑅𝑢𝑖𝑖𝑅𝑅𝑏𝑏, 𝑘 = 𝐼𝐼𝐷𝐷𝐷𝐷

𝐸𝐸𝐸𝐸𝐸𝐸𝑅𝑅𝐸𝐸𝑖𝑖𝐸𝐸𝑖𝑖𝐸𝐸𝑏𝑏𝑅𝑅𝑏𝑏, 𝑘 + 𝐷𝐶𝑃𝑃𝐹𝑘 × 𝑀𝐴𝐴𝑅𝑅𝐺𝑂𝑂𝑘∑(𝐷𝐷𝐷𝐷𝑃𝐹)−𝐷𝐷𝐷𝐷𝑃𝐹𝑗

(3.10)

A Figura 3.10 representa as características de tensão-corrente de um sistema MTDC de dois

inversores e dois rectificadores, quando o ângulo de disparo de um rectificador atingiu o valor mínimo.

O ponto de funcionamento do sistema, representado pela linha a tracejado, corresponde agora a

correntes e tensões menores daquelas que se obtêm no modo normal de funcionamento.

Figura 3.10: Características tensão-corrente dos conversores de um sistema MTDC em modo de funcionamento

alternativo; adaptado de [63].

Quando o MTDC é explorado para determinada potência (em vez de corrente), o PSS®E

considera ainda um terceiro modo de funcionamento. Este modo, denominado “mode switch”,

acontece quando o ângulo de extinção de um dos inversores atinge o valor mínimo, não conseguindo

manter a respectiva tensão contínua num valor igual ou superior ao um patamar VCMODE,

especificado em 490kV. Desta feita, todos os conversores do sistema passam a ser controlados para

um valor de corrente constante, igual à corrente nominal (𝐼𝐼𝐷𝐷𝐷𝐷 = 𝑃𝑃𝐷𝐷𝐷𝐷/𝑉𝑉𝐷𝐷𝐷𝐷 = 80𝑀𝑀𝑀𝑀/500𝑘𝑘𝑉𝑉 = 160𝑀𝑀,

para os conversores deste trabalho). Consequentemente, o valor da potência em cada conversor

torna-se exclusivamente depende das variações de tensão, sendo tanto menor, quanto menor for o

valor desta grandeza. Caso o valor da tensão seja tão baixo que provoque uma inversão de corrente,

o PSS®E bloqueia completamente o MTDC, retirando-o de serviço.

Todos os parâmetros introduzidos no PSS®E relativos ao modelo para o regime estacionário do

sistema MTDC podem ser consultados nas Tabelas B.8 a B.11, do Anexo B. No que toca as linhas de

transmissão, consideram-se cabos com uma resistência por km, 𝑀𝑀𝐷𝐷𝐷𝐷, de 0.05 𝛺𝛺/ 𝑘𝑘𝑚𝑚, o que se traduz

Rectificador B (αmin atingido)

Inversor A Inversor B

𝑉𝑉𝐷𝐷𝐷𝐷𝑖𝑖 𝑉𝑉𝐷𝐷𝐷𝐷𝑖𝑖

𝐼𝐼𝐷𝐷𝐷𝐷

Rectificador A

𝑉𝑉𝐷𝐷𝐷𝐷𝑟𝑟 𝑉𝑉𝐷𝐷𝐷𝐷𝑟𝑟

Tens

ão

Espe

cific

ada

𝛼𝛼 regula

corrente

𝛼𝛼𝑚𝑚𝑖𝑖𝑚𝑚

impõe tensão

𝛾𝛾 regula

corrente

𝛾𝛾 regula

corrente

𝐼𝐼𝐷𝐷𝐷𝐷𝐸𝐸𝐸𝐸𝐸𝐸𝐸𝐸𝐸𝐸. 𝐼𝐼𝐷𝐷𝐷𝐷𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑖𝑖𝐸𝐸𝑅𝑅𝑟𝑟𝑅𝑅. 𝐼𝐼𝐷𝐷𝐷𝐷

𝐸𝐸𝐸𝐸𝐸𝐸𝐸𝐸𝐸𝐸. 𝐼𝐼𝐷𝐷𝐷𝐷𝐸𝐸𝐸𝐸𝐸𝐸𝐸𝐸𝐸𝐸. 𝐼𝐼𝐷𝐷𝐷𝐷𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑖𝑖𝐸𝐸𝑅𝑅𝑟𝑟𝑅𝑅. 𝐼𝐼𝐷𝐷𝐷𝐷𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑖𝑖𝐸𝐸𝑅𝑅𝑟𝑟𝑅𝑅.

56

numa resistência equivalente, 𝑅𝑅𝐷𝐷𝐷𝐷, de 6𝛺𝛺 (𝑅𝑅𝐷𝐷𝐷𝐷 = 𝑀𝑀𝐷𝐷𝐷𝐷[𝛺𝛺/ 𝑘𝑘𝑚𝑚] × 𝑙𝑙 [𝑘𝑘𝑚𝑚] = 0.05 × 120 = 6𝛺𝛺) para todas

as linhas de transmissão. Relativamente aos parâmetros das estações de conversão, foi necessário

dimensionar as relações de transformação dos transformadores e as suas reactâncias, com base nos

dados considerados para o MTDC utilizado e nas equações referidas no início desta subsecção. O

procedimento, idêntico a rectificadores e inversores, baseou-se em exemplos do PSS®E e requereu

particulares considerações e aproximações que se apresentam de seguida.

Para calcular a relação de transformação, 𝑚𝑚, estimou-se em primeiro lugar a tensão composta,

𝑉𝑉𝐷𝐷𝑜𝑚𝑚𝑣𝐴𝐶, através de (3.1) e (3.2), considerando que a resistência do transformador do conversor é

desprezável face a 𝑋𝑋𝐸𝐸 (𝑅𝑅𝐸𝐸 ≈ 0), e que, nesta fase do dimensionamento, cos(𝛼𝛼) ≈ 1 e não existe

queda de tensão interna devido a 𝑋𝑋𝐸𝐸. Obteve-se 𝑉𝑉𝐷𝐷𝑜𝑚𝑚𝑣𝐴𝐶𝑟𝑟,𝑖𝑖 = 370.5𝑘𝑘𝑉𝑉 ≈ 380𝑘𝑘𝑉𝑉, valor que foi

sobredimensionado por forma a incluir a referida queda de tensão de 𝑋𝑋𝐸𝐸. Só posteriormente se

aplicou a equação (3.4) para cada estação de conversão, tendo em conta as tensões de base dos

respectivos barramentos CA. As relações de transformação estão presentes na Figura 3.11.

Para o cálculo da reactância, 𝑋𝑋𝐸𝐸 [𝛺𝛺], em Ohms, foi necessário calcular inicialmente a potência

nominal aparente do transformador através de (3.5) e (3.6). Para tal, arbitraram-se valores comuns

para os ângulos de ignição/extinção e comutação dos conversores (𝛼𝛼 = 10º, 𝛾𝛾 = 18º e 𝜇𝑟𝑟,𝑖𝑖 = 20º) e

considerou-se que, em todos eles, o factor de potência coincide com o factor de deslocamento,

cos(𝜑). Este facto só é verdade partindo do princípio que existe uma filtragem completa de todas as

harmónicas da corrente. De resto, admitiu-se que os transformadores de todas as estações de

conversão são caracterizados por 𝑋𝑋𝐸𝐸 = 10% = 0.1𝑝𝑢, um valor típico, e por 𝑅𝑅𝐸𝐸 desprezável. As

reactâncias em unidades SI, calculadas através de 3.7 e 3.8, estão indicadas na Figura 3.11.

Adicionalmente dimensionou-se uma bateria de condensadores para ligar ao barramento da rede

terrestre “ONSHR_INVB”, ao qual está ligado o inversor de controlo de corrente do MTDC. Ao

contrário dos restantes barramentos CA ligados às estações de conversão, o barramento

“ONSHR_INVB” não tem geradores próximos com capacidade instalada suficiente para satisfazer o

pedido de potência reactiva feito pelo conversor12. Assim, dimensionou-se uma bateria de

condensadores (𝑄𝑄𝑅𝑅𝑏𝑏𝑅𝑅𝑂𝑂𝑂𝑂𝑂𝑂𝑂𝑂𝑅𝑅_𝐼𝐼𝑂𝑂𝐼𝐼𝐵𝐵) para correcção parcial do factor de potência (FP). Já não existindo

cargas ligadas ao barramento “ONSHR_INVB”, o cálculo de 𝑄𝑄𝑅𝑅𝑏𝑏𝑅𝑅𝑂𝑂𝑂𝑂𝑂𝑂𝑂𝑂𝑅𝑅_𝐼𝐼𝑂𝑂𝐼𝐼𝐵𝐵 foi feito considerando a

potência activa efectivamente injectada pelo MTDC neste barramento (P𝐷𝐷𝐷𝐷𝑖𝑖,𝐵𝐵 = 𝑃𝑃𝑂𝑂𝑂𝑂𝑂𝑂𝑂𝑂𝑅𝑅_𝐼𝐼𝑂𝑂𝐼𝐼𝐵𝐵 = 80𝑀𝑀𝑀𝑀), o

FP do inversor associado (FP = cos(𝜑) = 0.87) e o novo FP pretendido (𝐹𝑃𝑃𝑅𝑅 = cos (𝜑)𝑅𝑅 = 0.97).

Considerando as relações entre as potências eléctricas:

𝑆 = 𝑃FP

(3.11)

𝑄𝑄 = �(𝑆)2 − (P)2 (3.12)

𝑄𝑄𝑅𝑅𝑏𝑏𝑅𝑅𝑂𝑂𝑂𝑂𝑂𝑂𝑂𝑂𝑅𝑅_𝐼𝐼𝑂𝑂𝐼𝐼𝐵𝐵 = 𝑄𝑄𝑂𝑂𝑂𝑂𝑂𝑂𝑂𝑂𝑅𝑅_𝐼𝐼𝑂𝑂𝐼𝐼𝐵𝐵 − 𝑄𝑄𝑅𝑅

𝑂𝑂𝑂𝑂𝑂𝑂𝑂𝑂𝑅𝑅_𝐼𝐼𝑂𝑂𝐼𝐼𝐵𝐵 (3.13)

12 Relembra-se que os conversores LCC são consumidores líquidos de potência reactiva.

57

obteve-se, depois de alguma manipulação algébrica, a potência da bateria de condensadores a

instalar junto à estação de inversão do barramento “ONSHR_INVB”:

𝑄𝑄𝑅𝑅𝑏𝑏𝑅𝑅𝑂𝑂𝑂𝑂𝑂𝑂𝑂𝑂𝑅𝑅_𝐼𝐼𝑂𝑂𝐼𝐼𝐵𝐵 = 0.3161 ∙ 𝑃𝑃𝑂𝑂𝑂𝑂𝑂𝑂𝑂𝑂𝑅𝑅_𝐼𝐼𝑂𝑂𝐼𝐼𝐵𝐵 ≈ 25𝑀𝑀𝑉𝑉𝑀𝑀𝑀𝑀 (3.14)

Na Figura 3.11 apresenta-se o diagrama do sistema MTDC-LCC utilizado, incluindo os valores

das tensões e potências especificadas, as relações de transformação e as reactâncias dos

transformadores. A bateria de condensadores dimensionada também é representada. Nota-se que

cada válvula do diagrama representa uma estação de conversão completa (ver Figura 3.8), onde

figuram os conversores, os transformadores, as impedâncias de comutação associadas, etc.

Figura 3.11: Diagrama do sistema MTDC utilizado na rede de estudo.

Tendo em conta os parâmetros introduzidos, o PSS®E determina o modo de funcionamento

possível para o MTDC e calcula os valores das tensões e correntes contínuas da rede CC interna. As

posições dos comutadores de tomadas dos transformadores, os ângulos de disparo/extinção dos

conversores e as potências activas e reactivas de entrada/saída do MTDC são as restantes

grandezas resultantes da solução do trânsito de energia. No seu cálculo, o PSS®E assume que cada

estação de conversão do MTDC consome/injecta corrente na rede CA. As estações de conversão são

vistas pela rede como cargas compostas por uma componente activa e uma reactiva. Dado que a

convenção adoptada é a de que a potência é positiva quando flui da rede CA para a rede CC, no

modo normal de funcionamento só os inversores apresentam uma potência activa negativa; todas as

restantes potências são positivas. Refere-se ainda que é devido a esta característica de modelação

que o PSS®E aconselha a retirada de eventuais cargas dos barramentos CA aos quais se ligam as

estações de conversão (ver subsecção 3.3.2). A ligação de baterias de condensadores ou elementos

similares não é desaconselhada.

Rede MIDA

Rede MSVV Rede Terrestre

𝑃𝑃𝐷𝐷𝐷𝐷𝑟𝑟,𝐵𝐵 = 80𝑀𝑀𝑀𝑀 𝑚𝑚𝑟𝑟,𝐵𝐵 = 5.758

𝑋𝑋𝐸𝐸𝑟𝑟 ,𝐵𝐵 = 160.444𝛺𝛺

Controlo Potência

𝑃𝑃𝐷𝐷𝐷𝐷𝑟𝑟,𝐴𝐴 = 80𝑀𝑀𝑀𝑀 𝑚𝑚𝑟𝑟,𝐴𝐴 = 5.758

𝑋𝑋𝐸𝐸𝑟𝑟 ,𝐴𝐴 = 160.444𝛺𝛺

Controlo Potência

𝑉𝑉𝐷𝐷𝐷𝐷𝑖𝑖,𝐴𝐴 = 500kV 𝑚𝑚𝑖𝑖,𝐵𝐵 = 0.95

𝑋𝑋𝐸𝐸𝑖𝑖,𝐵𝐵 = 150.417𝛺𝛺

Controlo TENSÃO

𝑃𝑃𝐷𝐷𝐷𝐷𝑖𝑖,𝐵𝐵 = 80𝑀𝑀𝑀𝑀 𝑚𝑚𝑖𝑖,𝐵𝐵 = 2.533

𝑋𝑋𝐸𝐸𝑖𝑖,𝐵𝐵 = 150.417𝛺𝛺

Controlo Potência

𝑄𝑄 𝑅𝑅𝑏𝑏𝑅𝑅𝑂𝑂𝑂𝑂𝑂𝑂𝑂𝑂

𝑅𝑅_𝐼𝐼𝑂𝑂𝐼𝐼𝐵𝐵

=

25𝑀𝑀𝑉𝑉𝑀𝑀

𝑀𝑀

(Cada: 𝑙𝑙 = 120𝑘𝑘𝑚𝑚 ;𝑅𝑅𝐷𝐷𝐷𝐷 = 6𝛺𝛺)

58

3.4.2. Modelo dinâmico do sistema multi-terminal

Para modelar o comportamento dinâmico do sistema MTDC utilizou-se o modelo “MTDC1T”,

presente nas bibliotecas do PSS®E. A filosofia de modelação dinâmica adoptada pelo programa para

a transmissão em corrente contínua é transversal a grande parte dos modelos, sejam sistemas bi-

terminais ou multi-terminais. Os sistemas de controlo dos conversores, desacoplados entre si,

dominam o comportamento dinâmico da transmissão. No entanto, por serem caracterizados por

constantes de tempo muito menores que a escala de tempo das simulações do PSS®E, a modelação

não tem em conta o comportamento dinâmico interno dos conversores e das linhas de transmissão

(e.g., transitórios L/R). Assim, em regime transitório, o sistema MTDC adopta um comportamento

pseudo-estacionário, em que as transições entre pontos de funcionamento são instantâneas. Em

cada iteração, o modelo dinâmico tem acesso a todos os dados e variáveis do regime estacionário e

rege-se por equações similares às apresentadas na subsecção 3.4.1. As principais diferenças

existentes na filosofia de controlo são:

• Não considerar a regulação automática em carga dos transformadores associados aos

conversores;

• Admitir uma maior gama de valores para os ângulos dos conversores, pela

especificação de limites mínimos mais baixos (Figura 3.12);

• Implementar métodos de controlo capazes de responder a perturbações na rede.

Os dois primeiros pontos são justificados pelo facto da actuação dos sistemas de controlo no

regime dinâmico necessitar ser rápida, o que só se consegue através do controlo angular e não da

regulação em carga dos transformadores. Os valores das relações de transformação dos

transformadores, obtidos no trânsito de energia, são mantidos constantes e só podem ser alterados

manualmente.

Figura 3.12: Intervalos dos ângulos dos conversores no regime estacionário e transitório; adaptado de [73].

𝛼𝛼𝑚𝑚𝑖𝑖𝑚𝑚𝑅𝑅𝑖𝑖𝑚𝑚𝑏𝑏𝑚𝑚𝑖𝑖𝐸𝐸, 𝛾𝛾𝑚𝑚𝑖𝑖𝑚𝑚𝑅𝑅𝑖𝑖𝑚𝑚𝑏𝑏𝑚𝑚𝑖𝑖𝐸𝐸 (regime transitório)

𝛼𝛼𝑚𝑚𝑖𝑖𝑚𝑚, 𝛾𝛾𝑚𝑚𝑖𝑖𝑚𝑚 (regime estacionário)

𝛼𝛼𝑚𝑚𝑏𝑏𝑚𝑚, 𝛾𝛾𝑚𝑚𝑏𝑏𝑚𝑚 (regime estacionário) Intervalo definido regime

estacionário

Intervalo permitido regime estacionário

Intervalo permitido modelo dinâmico

59

Uma vez que a lógica de controlo do modelo “MTDC1T” se baseia na do regime estacionário,

torna-se aparente que os modos de funcionamento apresentados em 3.4.1 também sejam

considerados pelo modelo dinâmico. Porém, o facto de se considerarem limites mínimos mais baixos

para os ângulos dos conversores, leva a que, em regime transitório, se consigam atingir pontos de

funcionamento que em regime estacionário seriam impossíveis.

À semelhança do regime estacionário, o modelo “MTDC1T” mantém a potência especificada

desde que a tensão contínua aos terminais dos conversores seja superior ao patamar VCMODE.

Caso contrário, o modo de funcionamento é alterado para “mode switch”. No entanto, no modelo

dinâmico, é imposto um intervalo de tempo mínimo para este modo de funcionamento, definido por

TCMODE (0.1s foi o valor considerado). Durante esse intervalo, se a tensão contínua aumentar para

um valor superior a VCMODE, o modo de funcionamento anterior só é retomado depois de passado

TCMODE.

Quando perturbações na rede dão origem a inversões de corrente nalgum conversor ou a

abaixamentos tais na tensão aos seus terminais que levem a que não se consiga manter a corrente

especificada, o modelo bloqueia automaticamente o MTDC. Esta acção de protecção é implementada

através da colocação dos ângulos de ignição de todos os conversores no seu valor máximo (90º) e é

a única protecção automática que o modelo considera. O bloqueio individual de cada conversor

também é possível, porém, manualmente, através da alteração dos valores de variáveis internas

(ICONs) do PSS®E. O desbloqueio total do MTDC, ou individual de cada conversor, é um controlo

igualmente deixado a cargo do utilizar. A excepção é feita ao conversor de controlo de tensão, que o

modelo não permite que seja bloqueado.

No seguimento de um desbloqueio, os restabelecimentos da corrente e da tensão são

modelados por rampas cujo declive e valor inicial se especificam individualmente para cada

conversor. Para redes fracas, cuja recuperação se espera lenta (e.g., redes offshore), estas rampas

de restabelecimento podem ser úteis. Os parâmetros a considerar são: RSVLT (valor inicial tensão),

VRMP (declive rampa tensão), RSCUR (valor inicial corrente) e CRMP (declive rampa corrente).

Paralelamente às rampas de restabelecimento existe uma característica de “tensão-corrente

limites” (voltage-dependent current limit) definida individualmente no sistema de controlo de cada

conversor controlado em corrente (Figura 3.13). Esta característica, aliás, é sempre considerada no

regime dinâmico, qualquer que seja o modo de funcionamento do MTDC. Tem por objectivo limitar os

pontos de funcionamento deste sistema que se vão obtendo no decorrer de uma simulação dinâmica.

Depois de uma forte perturbação (e.g., no seguimento de um desbloqueio) a característica é

particularmente importante para evitar escaladas e picos de tensão e corrente desmedidos.

60

Figura 3.13: Característica de “tensão-corrente limites” para cada conversor do MTDC; adaptado de [73].

A característica “tensão-corrente limites” foi definida de forma idêntica a todos os conversores de

controlo de corrente do MTDC utilizado, já que a potência especificada tem o mesmo valor em todos

eles. No seu dimensionamento procurou aproximar-se a resposta transitória do MTDC de um sistema

real. Definiram-se as correntes C3 para 190A, um valor superior ao valor nominal (160A) em cerca de

20%. Desta forma permite-se a existência de picos não muito elevados na transição entre modos de

funcionamento. O valor de RSCUR e C0 foram definidos para cerca de 10% e 30% da corrente

nominal, respectivamente. Os restantes parâmetros da curva, nomeadamente as tensões, seguiram

os valores sugeridos nos manuais do PSS®E.

Todos os parâmetros relativos ao modelo “MTDC1T” podem ser consultados na Tabela B.17, do

Anexo B.

Intervalo permitido em operação normal do MTDC

Intervalo possível durante o restabelecimento; C0 sobrepõe-se sempre.

Curva “tensão-corrente

limites” Corrente

Máxima (A)

Tensão CC ou CA medida (kV ou p.u.)

61

Capítulo 4

4. Simulações e Resultados Neste capítulo apresentam-se as simulações realizadas na rede eléctrica de estudo, dimensionada

no capítulo anterior, e analisam-se os resultados obtidos.

4.1. Introdução

Para que se possa concluir acerca da viabilidade técnica do MTDC na interligação de PEO a

redes terrestres de transmissão, é fundamental que se analise o comportamento dinâmico de toda a

rede de estudo em resposta a perturbações. Neste particular, o PSS®E está preparado para simular

dinamicamente um vasto leque de defeitos e perturbações em vários sistemas/elementos que

compõem a rede. No presente estudo, optou-se por realizar dois tipos distintos de simulações

dinâmicas: primeiro, aplicaram-se perturbações na rede CC do MTDC, com o objectivo de analisar a

redundância deste sistema; depois, impuseram-se curto-circuitos na rede terrestre, por forma a

analisar mais profundamente como o MTDC é influenciado e influencia as redes que interliga.

No entanto, antes da análise do regime dinâmico, apresentam-se os resultados do trânsito de

energia da rede. Nesta primeira parte do capítulo, analisam-se os valores obtidos para as tensões,

potências transitadas, geradas e de perdas, as grandezas características dos conversores e ainda as

relações de transformação dos transformadores deixados em regulação automática de tensão. Só

com todas estas grandezas dentro dos valores admissíveis se pode avançar para a execução das

simulações dinâmicas, uma vez que estas tomam como condições inicias a solução do trânsito de

energia. Neste trabalho, todas as simulações dinâmicas se baseiam numa rede com um único ponto

de funcionamento inicial, pelo que apenas é necessária uma solução em regime estacionário.

Na segunda parte deste capítulo são apresentados e analisados os resultados das várias

simulações dinâmicas. Esta secção divide-se em duas subsecções, uma para cada ensaio realizado.

No primeiro ensaio retirou-se de serviço uma das linhas CC do MTDC e focou-se sobretudo a análise

no comportamento dinâmico deste sistema. Num segundo ensaio foi aplicado um curto-circuito no

barramento “ONSHR_INVB” (relembra-se, o barramento da rede terrestre associado ao inversor de

controlo de corrente), com bloqueio do inversor associado, em duas situações distintas: considerando

o APC dos geradores eólicos ligado e desligado. Neste ensaio, a par da análise do MTDC, discutem-

63

se com especial atenção as respostas dos próprios PEO na tentativa de compreender a importância

que esta tecnologia tem na estabilidade da rede.

No final do capítulo é ainda feita uma análise crítica à globalidade dos resultados obtidos, onde

se tenta avaliar a forma como as naturais limitações da ferramenta de simulação PSS®E os poderão

ter influenciado.

4.2. Resultados do trânsito de energia

Os resultados do trânsito de energia da rede de estudo foram obtidos depois de introduzidos no

PSS®E todos os parâmetros dos modelos do regime estacionário, presentes no Anexo B. Nas Figuras

4.1 a 4.4 e nas Tabelas 4.1 e 4.2 apresentam-se os resultados obtidos para a rede terrestre, com as

primeiras a ilustrarem os perfis de tensão, a segunda a mostrar as relações de transformação dos

transformadores em controlo automático de tensão e a terceira a listar as potências injectadas pelos

geradores. Nas Tabelas 4.3 e 4.4 apresentam-se os resultados das tensões e potências geradas nas

redes offshore MIDA e MSVV, respectivamente. Na Tabela 4.5 expõem-se os valores obtidos para as

grandezas relacionadas com o MTDC.

Figura 4.1: Perfil de tensão dos barramentos de 400kV da rede terrestre.


0.925

0.950

0.975

1.000

1.025

1.050

1.075

B

US1

B

US2

B

US3

B

US4

B

US5

B

US6

B

US7

B

US8

B

US9

B

US10

B

US11

B

US12

B

US13

B

US14

B

US15

B

US16

ONSHR_INVA

Nome dos Barramentos

Tens

ão [p

.u.]

0.925

0.950

0.9751.000

1.025

1.050

1.075

B

US18

B

US19

B

US20

B

US26

B

US27

B

US28

B

US29

B

US52

ONSHR_IN

VB

B

US54

B

US55

B

US41

B

US42

B

US43

B

US56

B

US57


Tens

ão [p

.u.]

64



Tabela 4.1: Resultado do trânsito de energia para as relações de transformação dos transformadores deixados

em controlo automático de tensão.

Nome Barramento Primário Nome Barramento Secundário Tomadas (p.u.)

BUS9 BUS55 0.965 BUS14 BUS46 0.913

Tabela 4.2: Potências activas e reactivas dos geradores da rede terrestre.

Barramento Nome PG (MW) QG (Mvar)

BUS1 319.0 161.7 BUS2 0.0 -1.9 BUS3 40.0 1.1 BUS6 0.0 1.0 BUS8 450.0 63.7 BUS9 0.0 3.6

BUS12 310.0 138.2

0.925

0.950

0.975

1.000

1.025

1.050

1.075

BUS21

BUS22

BUS23

BUS24

BUS34

BUS35

BUS36

BUS37

BUS38

BUS39

BUS40

BUS44

BUS45

BUS46

BUS47

BUS48

BUS49

BUS50

BUS51


Tens

ão [p

.u.]

0.925

0.950

0.975

1.000

1.025

1.050

1.075

BUS25

BUS30

BUS31

BUS32

BUS33


Tens

ão [p

.u.]

65

Tabela 4.3: Resultado do trânsito de energia para a rede offshore MIDA.

Barramento Nome

Amplitude da Tensão (p.u.)

Ângulo da Tensão (º) PG (MW) QG (Mvar)

OFMI_RECTA 1.0074 -0.5 - - OFMI_INTRMI 1.0081 -0.4 - -

OFMI_INTRCNV 1.0079 -0.5 - - OFMI_WTMIDA 1.0200 1.8 70.0 13.2

OFMI_GCNV 1.0200 0.0 10.4 15.5

Tabela 4.4: Resultado do trânsito de energia para a rede offshore MSVV.

Barramento Nome

Amplitude da Tensão (p.u.)

Ângulo da Tensão (º) PG (MW) QG (Mvar)

OFMS_RECTB 1.0071 -0.5 - - OFMS_INTRMS 1.0077 -0.4 - -

OFMS_INTRCNV 1.0075 -0.5 - - OFMS_WTMSVV 1.0200 1.9 70.0 13.0

OFMS_GCNV 1.0200 0.0 10.4 15.9

Tabela 4.5: Resultado do trânsito de energia para o sistema multi-terminal.

Conversor Número

Nome do Barramento CC

Tensão Contínua (kV) α (º) γ (º) Tomadas

(p.u.) PAC (MW) QAC (Mvar)

1 DC_RECTB 500.96 7.6 - 0.975 80.0 26.7 2 DC_RECTA 500.96 7.8 - 0.975 80.0 26.8 3 DC_INVB 500.00 - 18.6 0.969 -80.0 37.0 4 DC_INVA 500.00 - 18.9 0.944 -79.7 37.2

Com o objectivo de tornar ainda mais clara a análise dos resultados das duas redes offshore e

do MTDC, que são o foco do trabalho, é ainda apresentado um diagrama unifilar, na Figura 4.6, que

reúne os valores obtidos das principais grandezas destas redes. A interpretação do diagrama é

facilitada pela legenda exposta na Figura 4.5.

Figura 4.5: Legenda dos valores apresentados no diagrama unifilar.

R E D E

C C

Número e Nome dos

Barramentos CA

Amplitude da Tensão (p.u.) Amplitude da Tensão (kV)

Potência Activa (MW)

Potência Activa Gerada (MW)

Potência Reactiva (Mvar)

Potência Reactiva Gerada (Mvar)

Potência Reactiva (Mvar) Potência Activa (MW)

Tomadas Transformadores

Ângulos dos Conversores (º)

Nó CC

R E D E

C A

66

Figura 4.6: Diagrama unifilar com os resultados do trânsito de energia das duas redes offshore e do MTDC.

Relativamente à rede terrestre e às redes offshore, como se pode ver pelas Figuras 4.1 a 4.4 e

pelas Tabelas 4.2 a 4.4, obtiveram-se valores globais de tensão típicos, dentro da banda

1.00±0.05p.u., considerada aceitável. Apenas os barramentos “BUS26” e “BUS51”, da rede terrestre,

apresentaram amplitudes de tensão fora destes limites, com valores fixados em 0.9481p.u. e

67

1.0519p.u., respectivamente. Dada a proximidade de ambos os valores com os limites que violaram e

a localização dos respectivos barramentos na rede, não se consideraram preocupantes estas

excepções, que foram fundamentalmente resultado dos valores não ajustáveis (provenientes dos

dados da rede base do IEEE) das relações de transformação dos transformadores associados a

estes barramentos. Pode, assim, concluir-se que os perfis de tensão CA obtidos em toda a rede são

razoáveis. Para tal contribuíram as alterações realizadas à rede terrestre base do IEEE, expostas na

secção 3.3.2, nomeadamente a correcção do factor de potência dos barramentos “BUS30” a “BUS34”

e “ONSHR_INVB” e a colocação de dois transformadores em regulação automática de tensão, cujos

resultados obtidos para as relações de transformação estão presentes na Tabela 4.1.

No que toca às potências, a análise do trânsito de energia também revelou bons resultados. Por

um lado, as potências activas e reactivas produzidas por todos os geradores (Tabelas 4.2 a 4.4) não

ultrapassaram os limites impostos. Por outro, não se verificou a existência de nenhuma linha nem de

nenhum transformador em situação de sobrecarga.

Em relação ao MTDC, verifica-se através da Tabela 4.3 que se obtiveram ângulos de disparo e

relações de transformação dentro dos limites impostos. Verifica-se também que os vários

conversores deste sistema debitaram a potência pretendida e que o inversor de controlo de tensão

conseguiu impor a tensão contínua especificada de 500kV, sendo que os restantes barramentos CC

da rede adoptaram tensões próximas deste valor. Com estes resultados pode concluir-se que o

MTDC operou, como pretendido, no seu modo normal de funcionamento, controlando o valor de

potência especificado. Nota feita ainda para os valores elevados de potência reactiva consumida por

todos os conversores (entre cerca de 35% a 45% da potência activa injectada), que confirmam o que

foi explicado na subsecção 2.3.1 deste texto relativamente ao facto dos LCC serem consumidores

líquidos desta potência.

Analisando o trânsito de energia na rede CC com a ajuda do que é ilustrado na Figura 4.6,

percebe-se que o fluxo de potência foi feito fundamentalmente pelas Linhas CC 3 e 4, que ligam entre

si rectificadores e inversores, sendo que nas Linhas 1 e 2 transitou apenas um valor residual de

potência. Estes resultados foram ao encontro do que seria expectável com a rede numa situação

normal de funcionamento, uma vez que houve uma minimização das perdas por efeito de Joule no

MTDC, ou seja, houve uma aproximação deste sistema ao caso de dois sistemas bi-terminais.

Apenas têm alguma expressão as perdas nas Linhas 3 e 4, que, mesmo assim, perfizeram um total

de cerca de 0.3MW, valor que não chegou a representar 0.2% de toda a potência transmitida pelo

sistema multi-terminal. A distribuição da potência transmitida no interior da rede CC é também

abordada nos ensaios dinâmicos, principalmente no da subsecção 4.3.1.

Obtidos todos estes aceitáveis resultados em regime estacionário, conclui-se, por fim, que a

ligação do MTDC à rede base do IEEE de 57 barramentos, projectada no Capítulo 3, foi bem-

sucedida e que a rede de estudo resultante foi bem dimensionada.

68

4.3. Simulações dinâmicas

Pese embora o facto de se simularem perturbações distintas em cada um dos dois ensaios

realizados, a estrutura escolhida para a sua apresentação assume a mesma forma. Primeiro,

explicam-se detalhadamente as perturbações aplicadas em cada simulação, fazendo incluir uma

síntese temporal de todos os eventos considerados. Seguidamente são apresentados os resultados

considerados mais relevantes e finalmente é descrita a respectiva análise. Dada a dimensão da rede

de estudo e a quantidade de grandezas que podem ser observadas, a escolha destes resultados é

criteriosa e somente ajustada às necessidades das análises que neles se suportam. Todas as outras

grandezas que se considerem interessantes, mas que não acrescentem muito à análise feita, são

incluídas no Anexo C.

Nota-se ainda que, embora as simulações sejam todas diferentes entre si, houve a preocupação

de as harmonizar, tentando que os seus eventos ocorressem nos mesmos instantes de tempo. Nesse

sentido, em todas as simulações as diferentes perturbações foram aplicadas e removidas ao 1º e ao

15º segundo, respectivamente. A interpretação dos resultados consegue assim ser mais intuitiva.

4.3.1. Remoção de uma linha de corrente contínua do sistema multi-terminal

No presente ensaio estuda-se o efeito da retirada e posterior religação de uma das quatro linhas

CC que compõem o sistema MTDC malhado. Pretende-se com esta simulação analisar a

redundância deste sistema, que deverá continuar a transmitir a totalidade da potência pretendida

através de um caminho alternativo.

Escolheu-se colocar fora de serviço a Linha 4 (“DC_RECTA - DC_INVA” - Figura 4.6) por ser

aquela onde, à semelhança da Linha 3 (“DC_RECTB - DC_INVB”), transita maior valor de potência.

Garante-se assim que o pior caso é coberto na análise. Os eventos ocorridos nesta simulação são

sintetizados de seguida:

• 1.0 segundos – Retirada da Linha 4 de corrente contínua;

• 15.0 segundos – Religação da Linha 4;

• 30.0 segundos – Fim da simulação.

Nas Figuras 4.7 e 4.8 começa-se por se apresentar os ângulos de disparo, as tensões contínuas

e as potências activas e reactivas dos rectificadores e dos inversores do MTDC, respectivamente. De

seguida, são expostas as potências activas à saída dos dois PEO (Figura 4.9) e as potências

reactivas dos geradores presentes nas duas redes offshore (Figura 4.10). Na Figura 4.11

apresentam-se as amplitudes das tensões dos barramentos “BUS11” e “OFMI_RECTA” e, por fim, a

Figura 4.12 ilustra as evoluções das potências activas de dois tipos distintos de unidades de geração

da rede terrestre, situadas numa zona próxima da de interligação com o MTDC. Mais à frente, na

discussão dos resultados, introduziu-se ainda a Figura 4.13, que exibe a redistribuição das correntes

CC no interior do MTDC, enquanto a perturbação está activa.

69

(a)

(b)

(c)

(d)

Figura 4.7: Resultados obtidos das grandezas relacionadas com os dois rectificadores do MTDC.

0 1 5 10 15 20 25 30 5.0

6.0

7.0

8.0

Tempo [s]

Ângu

lo d

e D

ispa

ro [º

]Ângulos de Disparo dos Rectificadores

Rectif icador ARectif icador B

0 1 5 10 15 20 25 30 500.0

501.0

502.0

503.0

504.0

Tempo [s]

Tens

ão C

ontín

ua [k

V]

Tensões Contínuas dos Rectificadores


0 1 5 10 15 20 25 30 79.0

79.5

80.0

80.5

81.0

Tempo [s]

Potê

ncia

Act

iva

[MW

]

Potências Activas dos Rectificadores


0 1 5 10 15 20 25 30 25.0

25.5

26.0

26.5

27.0

Tempo [s]

Potê

ncia

Rea

ctiv

a [M

var]

Potências Reactivas dos Rectificadores


70

(a)

(b)

(c)

(d)

Figura 4.8: Resultados obtidos das grandezas relacionadas com os dois inversores do MTDC.

0 1 5 10 15 20 25 30 18.0

18.5

19.0

19.5

Tempo [s]

Ângu

lo d

e Ex

tinçã

o [º]

Ângulos de Extinção dos Inversores

Inversor AInversor B

0 1 5 10 15 20 25 30 499.5

500.0

500.5

501.0

Tempo [s]

Tens

ão C

ontín

ua [k

V]

Tensões Contínuas dos Inversores


0 1 5 10 15 20 25 30 -81.0

-80.5

-80.0

-79.5

-79.0

Tempo [s]

Potê

ncia

Act

iva

[MW

]

Potências Activas dos Inversores


0 1 5 10 15 20 25 30 36.50

36.75

37.00

37.25

37.50

Tempo [s]

Potê

ncia

Rea

ctiv

a [M

var]

Potências Reactivas dos Inversores


71

Figura 4.9: Evolução da potência activa produzida pelos dois PEO das duas redes offshore.

Figura 4.10: Evolução da potência reactiva injectada por todas as máquinas das duas redes offshore.

Figura 4.11: Amplitude da tensão no barramento CA ao qual está ligado o Rectificador A e num barramento da

rede terrestre electricamente distante dos pontos de ligação com o MTDC.

Figura 4.12: Potências activas produzidas por dois tipos distintos de unidades de geração da rede terrestre.

0 1 5 10 15 20 25 30 69.8

69.9

70.0

70.1

70.2

Tempo [s]

Potê

ncia

Act

iva

[MW

]

OFMI_WTMIDAOFMS_WTMSVV

0 1 5 10 15 20 25 30 12.0

14.0

16.0

18.0

Tempo [s]

Potê

ncia

Rea

ctiv

a [M

var]

OFMI_WTMIDA OFMI_GCNV OFMS_WTMSVV OFMS_GCNV

0 1 5 10 15 20 25 301.005

1.007

1.009

1.011

1.013

Tempo [s]

Tens

ão [p

.u.]

0 1 5 10 15 20 25 300.9737

0.9738

0.9739

0.9740

0.9741

Tens

ão [p

.u.]

OFMI_RECTABUS11

0 1 5 10 15 20 25 30 318.8

319.0

319.2

319.4

Tempo [s]

Pot

ênci

a A

ctiv

a [M

W]

0 1 5 10 15 20 25 30309.8

310.0

310.2

310.4

Pot

ênci

a A

ctiv

a [M

W]

BUS1BUS12

72

Antes de mais é importante constatar que os resultados deste ensaio foram ao encontro do que

se esperava do comportamento do MTDC. Numa primeira abordagem basta analisar as Figuras 4.7

(c) e 4.8 (c), durante o período temporal em que a Linha 4 esteve fora de serviço (1.0s aos 15.0s),

para concluir que o sistema não interrompeu a transmissão de energia, tendo conseguido escoar por

um caminho alternativo a potência proveniente das duas redes offshore até à rede terrestre.

Dos resultados obtidos para as grandezas do MTDC, verificou-se, em primeiro lugar, que o modo

de funcionamento normal foi mantido durante toda a simulação. Observa-se, pela Figura 4.8 (a) e (b)

que o ângulo de extinção do Inversor A (controlado em tensão) permaneceu dentro dos limites,

conseguindo manter a tensão contínua nos 500kV pré-definidos13. Também os ângulos dos restantes

conversores, embora tenham variado em sentido contrário, se mantiveram acima dos valores dos

limites inferiores dinâmicos de rectificadores e inversores, 5º e 15º respectivamente (Figuras 4.7 (a) e

4.8 (a)). Consequentemente, as tensões destes conversores no modo de controlo de potência

aumentaram relativamente pouco, tendo permanecido próximas dos 500kV, como se pode ver pelas

Figuras 4.7 (b) e 4.8 (b). Ainda assim, estas variações das tensões contínuas foram suficientes para

criar as diferenças de potencial necessárias à redistribuição das correntes no interior da rede CC,

depois de retirada a Linha 4. Pelos valores obtidos, construiu-se o diagrama unifilar da Figura 4.13,

onde, por comparação com o da Figura 4.6, se pode observar que passaram não só a transitar

correntes elevadas nas Linhas 1 (“DC_RECTA - DC_RECTB”) e 2 (“DC_INVA - DC_INVB”), como

também duplicou a que fluiu na Linha 3. Ora este aumento das correntes contínuas provocou o nunca

desejado aumento das perdas por efeito de Joule e a correspondente diminuição da potência activa

total injectada pelo MTDC na rede terrestre. Logicamente foi no Inversor A que se evidenciou esta

diminuição (Figura 4.8 (c)), já que, como se viu anteriormente, a potência activa dos restantes

conversores se manteve fixa por actuação do modo de controlo definido: potência (Figura 4.7 (c)).

Como se pode ver pela Figura 4.13, com a Linha 4 fora de serviço, as perdas por efeito de Joule

perfizeram um total de 0.9MW, valor que representa 0.6% da potência activa produzida offshore.

Pelos resultados obtidos na simulação dinâmica, observa-se ainda a diminuição das potências

reactivas consumidas por todos os conversores do MTDC (Figuras 4.7 (d) e 4.8 (d)). Nos conversores

que estão no modo de controlo de potência este decréscimo resulta da diminuição dos ângulos de

disparo, que provocam o aumento do factor de potência (FP). Comparando, aliás, as Figuras 4.7 (a) e

4.7 (d) observa-se que o andamento da potência reactiva é bastante similar ao dos ângulos de

disparo. Já no Inversor A, o ângulo de extinção pouco variou, pelo que a diminuição da potência

reactiva foi consequência da já falada redução da potência activa injectada na rede terrestre, que se

fez sentir apenas neste conversor.

Relativamente ao MTDC, refere-se ainda que, reposta a Linha 4 aos 15.0s, todo o sistema voltou

ao ponto de funcionamento pré-perturbação. Também aqui, à semelhança do que aconteceu

aquando da retirada da linha aos 1.0s de simulação, se verificou um transitório muito rápido entre

pontos de funcionamento. Este comportamento resulta da já abordada limitação de modelação do

13 Relembra-se que, durante as simulações dinâmicas, o PSS®E não tem em conta o ajuste das tomadas dos transformadores associados aos conversores por se tratar de um controlo lento. Apenas são regulados os ângulos de disparo/extinção, que têm limites inferiores diferentes dos especificados para o trânsito de energia.

73

MTDC que consiste em não considerar o comportamento dinâmico interno dos conversores e das

linhas de transmissão CC.

Figura 4.13: Distribuição das correntes no interior da rede CC do MTDC, enquanto a perturbação está activa.

No que toca às grandezas das redes terrestre e offshore pouco há a analisar. Como já se referiu,

o MTDC adaptou-se ao defeito simulado através do ajuste das suas grandezas internas, e, portanto,

foram pequenos os efeitos que se fizeram sentir nas redes a que a ele estão ligadas.

Nas potências activas, naturalmente que as maiores variações foram registadas no lado

terrestre, uma vez que o Inversor A foi o único a diminuir a injecção desta potência, em cerca de

0.6MW. Dado o reduzido valor, o consequente aumento da produção de potência activa nos

geradores da rede terrestre foi muito pequeno (Figura 4.12) e, por isso, não foram detectados desvios

de frequência dignos de registo em nenhum barramento da rede. Já do lado offshore, o facto de os

rectificadores manterem o valor de potência activa pedida levou a que apenas fossem observados

pequenos picos aos 1.0s e 15.0s, provocados pela mudança do ponto de funcionamento interno do

MTDC (Figura 4.9).

As tensões CA também mostraram ser grandezas que, na globalidade da rede, pouco variaram.

Registaram-se picos máximos da ordem dos 0.002p.u. nos barramentos aos quais estão ligados os

conversores do MTDC e da ordem dos 0.0001p.u. nos barramentos electricamente mais distantes do

MTDC (Figura 4.11).

Por seu lado, as potências reactivas das redes offshore sofreram variações mais significativas do

que as restantes grandezas. Ainda assim, observa-se que todos os geradores foram capazes de

fazer face aos novos valores pedidos pelos conversores do MTDC durante e após o intervalo

temporal em que a perturbação permaneceu activa (Figura 4.10). Conclui-se que os reguladores de

tensão-potência reactiva dos PEO (WindCONTROL™) e dos restantes geradores actuaram

correctamente.

74

Com a reposição da Linha 4 (“DC_RECTA - DC_INVA”), aos 15.0s, tanto a rede terrestre como

as duas redes offshore voltaram lentamente a um ponto de funcionamento próximo do de pré-

perturbação.

4.3.2. Curto-circuito num barramento da rede terrestre

Neste ensaio aplicou-se um defeito na parte terrestre da rede de estudo em duas simulações

distintas: considerando o Active Power Control (APC) dos GEOL ligado e desligado.

O defeito escolhido foi um curto-circuito franco no barramento “ONSHR_INVB” com o

consequente bloqueio14 do Inversor B, durante um determinado período de tempo. Tentou-se desta

forma simular o funcionamento de um hipotético sistema de protecção do MTDC que, assim que

detecte o curto-circuito, desligue o conversor mais próximo, voltando a ligá-lo depois de já não haver

vestígios do defeito na rede. Ao escolher aplicar-se o defeito num dos barramentos de ligação do

MTDC com a rede terrestre, a proximidade com o conversor é máxima e consegue aumentar-se a

gravidade do caso em estudo, obtendo-se também uma análise mais vantajosa.

Tanto na simulação sem APC como na simulação com APC, os eventos ocorrem nos mesmos

instantes temporais, a saber:

• 1.0 segundos – Curto-circuito franco no barramento “ONSHR_INVB” e bloqueio do

Inversor B;

• 1.1 segundos – Fim do curto-circuito;

• 15.0 segundos – Desbloqueio do Inversor B;

• 90.0 segundos – Fim da simulação.

Para uma melhor clareza de apresentação, dividem-se os resultados obtidos e a respectiva

análise em dois grandes grupos, consoante a simulação em causa. Primeiro, apresentam-se os

resultados e a análise para a simulação com APC desligado. Aqui, foca-se a discussão no MTDC,

que teve um comportamento idêntico em ambas as simulações, e nas razões que levaram as redes

offshore a colapsarem. Depois, apresentam-se os resultados e a respectiva análise para a simulação

com APC ligado. Esta discussão é maioritariamente virada para as respostas das redes offshore.

Os resultados seguem a mesma estrutura de apresentação. Em primeiro lugar expõem-se as

grandezas relacionadas com o MTDC (APC desligado – Figura 4.14; APC ligado – Figura 4.22),

seguindo-se as das redes offshore (APC desligado – Figuras 4.15 a 4.18; APC ligado – Figuras 4.23

a 4.29) e, por fim, da rede terrestre (APC desligado – Figuras 4.19 a 4.21; APC ligado – Figuras 4.30

a 4.32).

14 O bloqueio do Inversor B foi feito manualmente, alterando uma variável no PSS®E. Relembra-se que o modelo dinâmico do MTDC não prevê o bloqueio automático e individual de cada conversor (subsecção 3.4.2).

75

APC Desligado

(a)

(b)

(c)

(d)

0 1 5 10 15 0

20

50

90

Tempo [s]

Ângu

lo d

e D

ispa

ro [º

]Ângulos de Disparo dos Conversores

Rectif icador ARectif icador BInversor AInversor B

0 1 5 10 15 425

450

475

500

525

Tempo [s]

Tens

ão C

ontín

ua [k

V]

Tensões Contínuas dos Conversores


0 1 5 10 15 -320

-160

0

160

Tempo [s]

Cor

rent

e C

ontín

ua [A

]

Correntes Contínuas dos Conversores


0 1 5 10 15 -200

-150

-100 -50

0

50 100

Tempo [s]

Potê

ncia

Act

iva

[MW

]

Potências Activas dos Conversores


76

(e)

Figura 4.14: Grandezas relacionadas com os conversores do MTDC; APC desligado.

Figura 4.15: Potências activas das máquinas offshore; APC desligado.

Figura 4.16: Velocidade de rotação dos rotores das máquinas offshore; APC desligado.

Figura 4.17: Frequências das duas redes offshore; APC desligado.

0 1 5 10 15 0

25

50

75

90

Tempo [s]

Potê

ncia

Rea

ctiv

a [M

var]

Potências Reactivas dos Conversores


0 1 5 10 15 0

10

30

50

70

90

Tempo [s]

Potê

ncia

Act

iva

[MW

]

OFMI_WTMIDAOFMI_GCNVOFMS_WTMSVVOFMS_GCNV

0 1 5 10 15 0.9

1.0

1.1

1.2

1.3

Tempo [s]

Velo

cida

de d

e R

otaç

ão [p

.u.]


0 1 5 10 15 45.0

47.5

50.0

52.5

55.0

Tempo [s]

Freq

uênc

ia [H

z]


77

Figura 4.18: Amplitudes das tensões nos barramentos das máquinas offshore; APC desligado.

Figura 4.19: Potências activas produzidas por dois tipos distintos de unidades de geração da rede terrestre; APC

desligado.

Figura 4.20: Frequência da rede terrestre; APC desligado.

Figura 4.21: Amplitudes das tensões em barramentos da rede terrestre; APC desligado.

0 1 5 10 15 0.85

0.90

0.95

1.00

1.05

1.10

Tempo [s]

Tens

ão [p

.u.]


0 1 10 20 30 40 50 60 70 80 90 275

325

375

425

Tempo [s]

Potê

ncia

Act

iva

[MW

]

BUS1BUS12

0 1 10 20 30 40 50 60 70 80 90 49.0

49.5

50.0

50.5

51.0

Tempo [s]

Freq

uênc

ia [H

z]

BUS11ONSHR_INVAONSHR_INVB

0 1 10 20 30 0.85

0.90

0.95

1.00

1.05

1.10

Tempo [s]

Tens

ão [p

.u.]


78

Importa salientar as consequências negativas provocadas pela não utilização do APC em

resposta ao defeito aplicado. Ambas as redes offshore apresentaram uma resposta instável que levou

a que, por actuação das protecções de frequência, todos os seus geradores se desligassem e, por

arrasto, a que o MTDC fosse completamente posto fora de serviço. A rede terrestre, por seu lado,

atingiu um ponto de funcionamento estacionário, não se tendo desligado nenhum dos seus

elementos. Os resultados apresentados nas Figuras 4.14 (d), 4.15 e 4.20 ilustram o que se acabou de

descrever. Através das duas primeiras observa-se que as potências activas no MTDC e nos

geradores das redes offshore, respectivamente, igualaram os 0MW a partir dos 10s. A Figura 4.20

mostra que a frequência da rede terrestre atingiu um valor estável no final da simulação.

A aplicação do curto-circuito e do bloqueio do Inversor B, aos 1.0s, levou o MTDC a mudar de

modo de funcionamento para “mode switch“ e a potência activa pedida pelos rectificadores diminuiu.

Não se tendo incluído nenhum regulador de carga-velocidade nos geradores convencionais offshore

e estando o APC dos GEOL desligado, este abaixamento da carga em ambas as redes offshore

provocou a subida progressiva das suas frequências até aos 52.5Hz (Figura 4.17), valor para o qual

as protecções de frequência estão reguladas para actuar instantaneamente. Todos os geradores das

duas redes offshore foram retirados de serviço, tendo a rede MIDA sido desligada aos 9.71s de

simulação e a MSVV aos 9.796s. O MTDC foi retirado de serviço assim que os geradores da rede

MIDA foram desligados.

Tanto numa rede como noutra, pode considerar-se que foram os geradores convencionais os

responsáveis pelo aumento das frequências, uma vez que os modelos das máquinas eólicas MIDA e

MSVV criam um desacoplamento entre os rotores dos seus geradores e a rede (secção 3.2). Nos

geradores convencionais, a diminuição do valor da potência activa injectada (Figura 4.15) foi feita à

custa do aumento da energia cinética das suas massas girantes. A sua velocidade angular aumentou,

como se pode constatar pela Figura 4.16, e as frequências das duas redes também (Figura 4.17). Por

seu lado, as máquinas eólicas MIDA e MSVV mantiveram o valor das potências activas injectadas

(Figura 4.15), não se tendo observado variações na velocidade de rotação dos seus rotores (Figura

4.16).

Pela Figura 4.18 observa-se que tanto os geradores convencionais como os GEOL15 mantiveram

as amplitudes das tensões das duas redes offshore dentro dos limites, o que mostra que a regulação

de tensão-potência reactiva actuou correctamente.

Tal como já se referiu, assim que se aplicou o curto-circuito no barramento “ONSHR_INVB” e se

bloqueou o Inversor B aos 1.0s, o MTDC alterou o seu modo de funcionamento para “mode switch”,

tendo-o mantido durante todo o período de bloqueio. O abaixamento da tensão CA no barramento

“ONSHR_INVA”, verificado durante todo este período, levou o sistema de controlo do Inversor A (em

modo de controlo de tensão) a baixar o seu ângulo de extinção até ao limite inferior dinâmico16 de 15º

15 Relembra-se que tanto os geradores convencionais como os GEOL foram dimensionados com sistemas de regulação de tensão-potência reactiva.

16 O limite inferior, ao contrário do superior, não pode ser violado (subsecção 3.4.1).

79

(Figura 4.14 (a)). Consequentemente, a respectiva tensão contínua evoluiu para um valor inferior ao

patamar dos 490kV especificados para VCMODE, como se pode ver pela Figura 4.14 (b). Esta figura

permite ainda observar que a tensão atingiu um ponto de funcionamento estacionário por volta do 3º

segundo de simulação, tendo-se fixado nos 𝑉𝑉𝐷𝐷𝐷𝐷𝑖𝑖,𝐴𝐴 ≈ 475.5𝑘𝑘𝑉𝑉.

As razões que levaram a tensão CA do barramento “ONSHR_INVA” a baixar variaram ao longo

da simulação (Figura 4.21). Durante o 100ms em que o curto-circuito permaneceu activo, foi o próprio

defeito que fez baixar de uma forma generalizada as tensões da rede. A descida da tensão do

barramento “ONSHR_INVA” só não chegou a ser tão acentuada a ponto dos sistemas de controlo

dos conversores retirarem todo o MTDC de serviço, porque o defeito foi simulado num barramento

electricamente distante. Já com o defeito extinto, apesar do restabelecimento generalizado das

tensões da rede terrestre, a tensão em “ONSHR_INVA” continuou mais baixa do que o seu valor pré-

defeito devido ao grande aumento da potência activa injectada pelo Inversor A. Toda a potência vinda

dos rectificadores teve de ser escoada por este inversor, uma vez que o Inversor B permaneceu

bloqueado. Este facto mais uma vez evidencia a redundância associada a um sistema MTDC, já

analisada no ensaio 4.3.1.

Como se sabe, em “mode switch”, as correntes contínuas que atravessam os conversores são

constantes e iguais aos valores nominais (facto confirmado pela Figura 4.14 (c)) e, portanto, as

potências activas neles transitadas ficam exclusivamente dependentes das variações das suas

tensões contínuas. Pela Figura 4.14 (b), observa-se que, em “mode switch”, também os rectificadores

tiveram tensões contínuas mais baixas que no pré-defeito, o que provocou a diminuição das suas

potências activas em cerca de 3.7MW cada (Figura 4.14 (d)) e, consequentemente, o já referido

colapso das redes offshore. No entanto, se se analisar separadamente o comportamento do MTDC

conclui-se que se obtiveram resultados bastante positivos. Como seria de esperar, o MTDC cumpriu a

sua principal função, tendo entregado na rede terrestre 152.2MW de potência activa, um valor 7.5MW

inferior ao injectado no pré-defeito, com o sistema em modo normal de funcionamento. Também

expectáveis foram os valores obtidos para as potências reactivas dos vários conversores. Pela Figura

4.14 (e) observa-se a subida generalizada desta grandeza em todos os conversores durante o

período temporal em que a perturbação está activa (à excepção, claro, do Inversor B bloqueado, que

igualou 0Mvar). Nos rectificadores esta subida foi provocada pelo correspondente aumento dos seus

ângulos de disparo (Figura 4.14 (a)). No Inversor A, apesar do seu ângulo de extinção ter diminuído,

explica-se a subida pelo grande aumento da potência activa que este conversor debitou, quando

comparado com a pequena diminuição do factor de potência e da sua tensão CA.

Relativamente à rede terrestre, assinala-se a boa resposta obtida ao longo dos 90.0s de

simulação. Quer depois da aplicação do curto-circuito – em que se perdeu apenas 7.5MW

relativamente ao valor inicial debitado pelo MTDC – quer depois do MTDC ter sido desligado aos

9.71s – perdendo-se por completo os cerca de 160MW injectados inicialmente – a rede terrestre

atingiu sempre um ponto de funcionamento estacionário. Naturalmente, como se pode ver pelas

Figuras 4.19 e 4.20, a maior severidade do segundo evento provocou maiores variações nas suas

80

grandezas, levando a rede a demorar mais tempo a atingir a estabilidade. Pela Figura 4.21 observa-

se ainda que as tensões dos seus barramentos se mantiveram dentro dos limites, tendo-se apenas

registado picos elevados, da ordem dos 1.07p.u., no barramento “ONSHR_INVB”, após extinção do

defeito.

A boa resposta da rede terrestre só foi possível porque se utilizou uma rede com potência

instalada e reserva girante suficientes para fazer face a perdas de geração elevadas, como a

verificada aquando da retirada por completo do MTDC (cerca de 160MW). A actuação eficaz dos

reguladores carga-velocidade, motivada pelo seu dimensionamento adequado, também foi

fundamental para garantir a estabilidade desta rede CA.

APC Ligado

(a)

(b)

(c)

Figura 4.22: Grandezas relacionadas com os conversores do MTDC; APC ligado.

0 1 5 10 15 20 25 30 425

450

475

500

525

Tempo [s]

Tens

ão C

ontín

ua [k

V]

Tensões Contínuas dos Conversores


0 1 5 10 15 20 25 30 -320

-160

0

160

Tempo [s]

Cor

rent

e C

ontín

ua [A

]

Correntes Contínuas dos Conversores

Rectif icador ARectif icador BInv ersor AInv ersor B

0 1 5 10 15 20 25 30 -200

-150

-100 -50

0

50 100

Tempo [s]

Potê

ncia

Act

iva

[MW

]

Potências Activas dos Conversores

Rectif icador ARectif icador BInv ersor AInv ersor B

81

Figura 4.23: Potências activas dos dois PEO; APC ligado.

Figura 4.24: Potências mecânicas dos dois PEO; APC ligado.

Figura 4.25: Velocidade de rotação dos rotores dos dois GEOL offshore; APC ligado.

Figura 4.26: Potências activas dos geradores convencionais offshore; APC ligado.

0 1 5 10 15 20 25 30 64

66

68

70

72

Tempo [s]

Potê

ncia

Act

iva

[MW

]


0 1 5 10 15 20 25 30 60

70

80

90

100

Tempo [s]

Potê

ncia

[MW

]


0 1 10 20 30 40 50 60 70 80 90 1.150

1.175

1.200

1.225

1.250

Tempo [s]

Velo

cida

de d

e R

otaç

ão [p

.u.]


0 1 5 10 15 20 25 30 -5

0

5

10

15

Tempo [s]

Potê

ncia

Act

iva

[MW

]

OFMI_GCNVOFMS_GCNV

82

Figura 4.27: Frequências das duas redes offshore; APC ligado.

Figura 4.28: Amplitudes das tensões nos barramentos das máquinas offshore; APC ligado.

Figura 4.29: Potências reactivas nas máquinas offshore; APC ligado.

Figura 4.30: Potências activas produzidas por dois tipos distintos de unidades de geração da rede terrestre; APC

ligado.

0 1 5 10 15 20 25 30 49.0

49.5

50.0

50.5

51.0

Tempo [s]

Freq

uênc

ia [H

z]


0 1 5 10 15 20 25 30 0.950

0.975

1.000

1.025

1.050

Tempo [s]

Tens

ão [p

.u.]


0 1 10 20 30 40 50 60 70 80 90 0

10

20

30

40

Tempo [s]

Potê

ncia

Rea

ctiv

a [M

var]


0 1 10 20 30 40 50 60 70 80 90 275

300

325

350

375

Tempo [s]

Potê

ncia

Act

iva

[MW

]

BUS1BUS12

83

Figura 4.31: Frequência da rede terrestre; APC ligado.

Figura 4.32: Amplitudes das tensões em barramentos da rede terrestre; APC ligado.

No presente caso, ao contrário da simulação anterior, as duas redes offshore adaptaram-se

adequadamente às perturbações, levando a rede de estudo na sua totalidade a atingir um ponto de

funcionamento estacionário. Através das Figuras 4.23 e 4.22 (c) percebe-se que os PEO nunca

interromperam a produção de potência activa e que o MTDC nunca suspendeu a transmissão.

Esta alteração no tipo de resposta da rede resultou apenas da activação do APC. Em ambas as

simulações, o MTDC apresentou igual comportamento, tendo a única diferença assentado no facto de

este sistema nunca ter sido retirado de serviço na simulação com o APC ligado. De resto, todas as

grandezas evoluíram precisamente da mesma forma. O funcionamento em “mode switch”, iniciado

depois do curto-circuito, foi sempre mantido até aos 15.0s de simulação, altura em que o Inversor B

foi desbloqueado. Depois disso, o MTDC voltou ao seu modo normal de funcionamento, com as suas

grandezas a restabelecerem os valores pré-defeito. Verifica-se pela Figura 4.22 (a) que as tensões

contínuas voltaram a atingir os valores iniciais, próximos de 500kV e, portanto, superiores aos 490kV

de VCMODE, indicando assim a saída do “mode switch”. Esta alteração no modo de funcionamento,

aos 15.0s, pode também ser observada pela Figura 4.22 (b), onde se nota que as correntes contínuas

deixaram de ser as nominais. Naturalmente as potências activas dos conversores voltaram

igualmente aos valores pré-defeito, como se confirma pela Figura 4.22 (c).

Já nas redes offshore, como atrás se referiu, a resposta foi bastante diferente com o APC ligado.

Também nesta simulação se verificou a diminuição da potência activa pedida pelos rectificadores

0 1 5 10 15 20 25 30 49.8

49.9

50.0

50.1

50.2

Tempo [s]

Freq

uênc

ia [H

z]


0 1 5 10 15 20 25 30 0.85

0.90

0.95

1.00

1.05

1.10

Tempo [s]

Tens

ão [p

.u.]


84

com a consequente subida das frequências das redes. No entanto, desta feita, a existência de um

sistema regulador de carga-velocidade, como o APC, limitou a subida da frequência e manteve todos

os geradores ligados. Como se pode ver pela Figura 4.27, as frequências das duas redes offshore

não atingiram valores superiores a 50.5Hz, ao contrário dos 52.5Hz observados na simulação com o

APC desligado. Mais, este valor máximo de frequência obtido não chegou a ser suficiente para iniciar

qualquer temporizador dos relés das protecções de frequência.

Com efeito, verifica-se que, durante o período temporal em que a perturbação existe, o APC

provocou a diminuição da potência mecânica extraída do vento (Figura 4.24), fazendo diminuir

também a potência activa produzida pelos PEO (Figura 4.23). Aos 15.0s de simulação, aquando do

desbloqueio do Inversor B, cada rectificador requisitou novamente 80MW de potência activa e o APC

actuou no sentido contrário, restabelecendo os valores inicias das potências das máquinas eólicas

(Figuras 4.22 (c) e 4.23). Como consequência, verifica-se pela Figura 4.27 que depois da perturbação

as frequências das redes offshore estabilizaram perto dos 50Hz iniciais. A par das variações destas

potências, a Figura 4.25 evidencia as correspondentes variações das velocidades de rotação dos

rotores dos GEOL. Para uma velocidade do vento constante ao longo de toda a simulação, a

velocidade de rotação dos GEOL desceu proporcionalmente à potência mecânica e vice-versa.

Naturalmente, a actuação do APC no sentido de adaptar a potência activa produzida pelos

GEOL à pedida pelos rectificadores não foi instantânea. Por se tratar de um sistema que actua no

ângulo de passo das pás, estão em jogo constantes de tempo mecânicas relativamente elevadas. Por

comparação entre as Figuras 4.23 e 4.24, verifica-se que a potência activa começou a diminuir antes

dos 2.0s de simulação e que a descida da potência mecânica só se iniciou por volta dos 2.4s. Nestes

períodos transitórios, a reserva girante dos geradores convencionais das duas redes offshore foi

importante no fecho do balanço energético, como se constata pela Figura 4.26. Esta figura evidencia

também que a potência activa dos geradores convencionais igualou o seu valor pré-defeito sempre

que um ponto de funcionamento estacionário foi atingido: antes do desbloqueio do Inversor B e no

final da simulação. Conclui-se assim que, depois dos períodos transitórios, as diferenças nas

potências pedidas pelos rectificadores foram totalmente neutralizadas pela actuação dos sistemas de

controlo dos GEOL.

Como seria de esperar, verifica-se que as respostas dos sistemas APC foram idênticas aos dois

tipos de GEOL que equipam as redes offshore. Sendo esta tecnologia implementada de forma

transversal nas máquinas do tipo MIDA e MSVV, as diferenças sentidas nos valores das várias

grandezas (potência activa e mecânica, velocidade de rotação do rotor, etc.) devem-se

exclusivamente aos diferentes parâmetros (constantes de tempo, ganhos, valores iniciais, etc.) que

os modelos destas duas máquinas possuem. Por exemplo, os ganhos do controlador mecânico do

ângulo de passo das pás são menores nas MSVV, pelo que quer a sobreelevação quer as oscilações

da potência mecânica extraída do vento são menores (Figura 4.24). Pela Figura 4.23, nota-se que a

resposta de potência activa foi igualmente mais amortecida nas MSVV, levando também a variações

de frequência ligeiramente mais pequenas nesta rede offshore (Figura 4.27). De referir ainda que a

85

velocidade angular nos rotores destas máquinas sofreu maiores variações e respondeu mais

lentamente (Figura 4.25).

No que toca às redes offshore, deixa-se uma última nota relativa às amplitudes de tensão e às

potências reactivas. Os resultados presentes nas Figuras 4.28 e 4.29 mostram que as respostas de

ambas as grandezas foram idênticas às do caso com APC desligado. Se, por um lado, se confirma

que o APC não influencia directamente estas grandezas, por outro, conclui-se que a regulação foi

eficaz (à semelhança da simulação com APC desligado), mantendo a amplitude da tensão dentro dos

limites aceitáveis e ajustando a potência reactiva aos diferentes valores pedidos pelos rectificadores.

Por fim, analisam-se os resultados obtidos na rede terrestre. A introdução do APC levou a que a

transmissão de energia no MTDC nunca fosse interrompida e, portanto, a que a rede terrestre apenas

sentisse pequenas variações na potência activa injectada. Desta forma, a sua resposta veio bastante

melhorada relativamente à simulação com o APC desligado. Como se pode ver pela Figura 4.30, a

rede conseguiu atingir a estabilidade em poucos segundos, tendo os desvios de frequência da rede

sido mínimos (Figura 4.31). As tensões nos barramentos de ligação com o MTDC foram as grandezas

onde se verificaram as maiores variações, como se observa pela Figura 4.32. À semelhança da

simulação com APC desligado, isto foi provocado fundamentalmente pelo facto de a potência activa

injectada no barramento “ONSHR_INVB” ter variado de 80MW para 0MW e no barramento

“ONSHR_INVA” de 79.7MW para 152.2MW, quando o MTDC se encontrava em “mode switch”. Já a

tensão no barramento “BUS11” (devido à distância eléctrica com o MTDC), praticamente não sentiu

estas variações de injecção de potência e, à parte o pico inferior de 0.828p.u. provocado pelo curto-

circuito, pouca variação sofreu.

4.4. Análise crítica dos resultados

Tratando-se de uma ferramenta muito completa do ponto de vista da simulação e análise de

redes eléctricas, o PSS®E apresenta naturais limitações que afastam os resultados obtidos da

realidade.

Uma das principais diferenças surgiu nas respostas apresentadas pelos geradores das redes

offshore, na simulação em que se aplica o curto-circuito no barramento “ONSHR_INVB” com o APC

dos PEO desligado (subsecção 4.3.2). Como se referiu na respectiva discussão dos resultados, foram

os geradores convencionais os responsáveis pelo aumento das frequências das redes offshore, uma

vez que os modelos das máquinas eólicas MIDA e MSVV criam um desacoplamento entre os rotores

dos seus geradores e a rede. No entanto, mesmo não tendo prejudicado o comportamento global da

rede, há que ter em consideração que este desacoplamento constitui um erro de implementação dos

modelos das máquinas eólicas, principalmente nas do tipo MIDA cujo estator está directamente ligado

à rede. Numa situação real, todos os geradores das redes offshore contribuiriam para o aumento das

86

frequências, como consequência do aumento da energia cinética das suas massas girantes e, por

sua vez, da velocidade de rotação dos rotores.

Outra limitação do PSS®E assentou no facto de todos os modelos dinâmicos disponíveis para o

MTDC adoptarem um comportamento pseudo-estacionário, em que as transições entre pontos de

funcionamento são instantâneas. Se, por um lado, isto impediu que a análise dos resultados não

considerasse o comportamento dinâmico interno dos conversores e das linhas de transmissão (tais

como transitórios L/R bem modelados) por outro, impossibilitou a simulação de defeitos internos ao

sistema MTDC. No ensaio realizado em 4.3.1, a simulação da retirada da Linha 4 do MTDC consistiu

numa transição entre dois pontos de funcionamento estacionário especificados no trânsito de energia:

o primeiro considerando a linha, o seguinte não a considerando. Seria mais interessante, ao invés

disso, aplicar um curto-circuito num barramento CC (e.g., “DC_RECTA”) seguido então da retirada de

serviço de uma linha CC associada. Desta forma, poderia somar-se à análise da redundância do

MTDC o estudo de outros efeitos, como seja o impacto que a energia dissipada no curto-circuito teria

nos conversores e nas redes offshore.

Mesmo considerando todas as limitações, pode dizer-se que, de uma forma geral, se obtiveram

resultados bastante reveladores em todos os ensaios e que os objectivos das análises foram

cumpridos.

No ensaio da subsecção 4.3.1, apesar de não se terem conseguido obter transitórios mais

próximos da realidade no MTDC, conseguiu analisar-se a redundância e maior robustez deste tipo de

sistemas relativamente aos clássicos bi-terminais.

Nas duas simulações do ensaio de 4.3.2, apesar da inclusão dos geradores convencionais nas

redes offshore, foi possível mostrar a importância do APC no bom funcionamento dessas redes e do

sistema multi-terminal. Todavia, não se pode esquecer que outros factores de dimensionamento

foram igualmente importantes no sucesso destas simulações, tendo ajudado a superar as limitações

do próprio APC. O seu elevado tempo de actuação, devido às constantes de tempo mecânicas com

que os seus sistemas de controlo lidam pode constituir uma limitação. Ao ligar-se o MTDC a dois

barramentos electricamente distantes da rede terrestre e ao utilizar baixos limites dinâmicos inferiores

nos ângulos de disparo/extinção, conseguiu-se que as variações de potência activa pedida pelos

rectificadores no seguimento das alterações de modo de funcionamento fossem pequenas (por volta

dos 4.6% relativamente à potência especificada para cada um). Consequentemente, também o

gradiente do desvio das frequências das redes offshore foi diminuto e o APC teve tempo para actuar.

Numa simulação idêntica às realizadas em que não se tomassem medidas de precaução para que a

variação de frequência não fosse brusca, esta tecnologia poderia eventualmente não ter tempo de

responder, não conseguindo manter as redes offshore ligadas.

87

Capítulo 5

5. Conclusão No presente capítulo sintetizam-se os aspectos essenciais e as principais conclusões do trabalho

desenvolvido. Incluem-se ainda sugestões e recomendações para posteriores trabalhos

relacionados com o tema.

5.1. Conclusões

Apesar do ritmo de crescimento ter abrandado no último par de anos, tal não significa que a

aposta em energia eólica offshore tenha um fim anunciado. A maturação das tecnologias existentes,

aliada ao aparecimento de maiores turbinas (em tamanho e potência) ou de métodos de controlo

melhorados, entre outros, justificam a aposta em parques eólicos cada vez de maior potência

instalada, construídos cada vez mais longe da costa. Os sistemas de transmissão entre os parques e

as redes terrestres assumem, assim, uma importância acrescida, pelo que o seu estudo e

desenvolvimento se apresentam cada vez mais essenciais.

O presente trabalho teve por objectivo estudar a viabilidade técnica do uso de sistemas multi-

terminais de corrente contínua e alta tensão na interligação de parques eólicos offshore a redes

eléctricas terrestres de transmissão. Por forma a cumprir este objectivo, começou por se

contextualizar, analisar e comparar os tipos de tecnologias disponíveis para a transmissão CC e as

topologias de rede dos sistemas MTDC. Posteriormente analisou-se o comportamento estacionário e

transitório de uma rede de estudo composta por dois PEO isolados, um MTDC e uma rede eléctrica

terrestre, quando simuladas distintas perturbações nestas duas últimas partes da rede. Como

ferramenta de simulação utilizou-se o software PSS®E, da Siemens PTI. A rede de estudo foi

dimensionada tendo em conta os pressupostos dos seus modelos dinâmicos e do regime

estacionário, utilizados na representação dos PEO, do MTDC e dos restantes elementos da rede. No

dimensionamento dos parâmetros dos vários modelos houve também a preocupação de aproximar o

caso de estudo a um cenário real.

No Capítulo 2, apresentaram-se os fundamentos teóricos dos sistemas MTDC. Começou por se

incluir um enquadramento onde, depois de se enumerarem os três sistemas em funcionamento na

actualidade (nenhum de aplicação offshore) e os principais projectos previstos para o futuro, se

expuseram as vantagens que estes sistemas apresentam face aos bi-terminais. Entre elas, salientou-

89

se a maior fiabilidade dos primeiros e os benefícios técnicos e económicos trazidos pela utilização de

um MTDC na interligação de vários sistemas eléctricos nacionais a vários pontos de

consumo/produção remotos. O melhor aproveitamento da infra-estrutura eléctrica e a partilha de

custos de investimento pelos vários operadores dos sistemas foram pontos que se destacaram.

Posteriormente abordaram-se os desafios que os MTDC ainda enfrentam, nomeadamente a

necessidade de desenvolver sistemas de protecção CC mais precisos e potentes e de criar uma

harmonização entre regras de operação dos sistemas eléctricos de vários países.

Ainda no Capítulo 2, apresentaram-se e compararam-se os dois tipos de tecnologia existentes

para a transmissão CC (MTDC-LCC e MTDC-VSC) e as várias topologias de rede dos sistemas multi-

terminais. Relativamente às primeiras, expuseram-se os princípios de funcionamento mais

importantes de cada uma, com especial enfâse na transmissão baseada em LCC, por ser a utilizada

neste trabalho. Verificou-se que as particulares características do funcionamento destes conversores,

como a necessidade de uma tensão CA robusta para a comutação ou o facto de implicarem corrente

alternada atrasada relativamente à tensão (factor de potência indutivo), tornam os LCC conversores

pouco flexíveis e consumidores líquidos de potência reactiva. Todavia, da comparação entre

tecnologias, ressaltou a conclusão de que, para sistemas MTDC de pequena dimensão e/ou grandes

potências, o MTDC-LCC é correntemente a solução de menor complexidade e custo. Ainda assim,

previu-se que a aposta futura deverá passar pelo MTDC-VSC, pela maior flexibilidade que apresenta

aliada ao grande desenvolvimento que tem vindo a mostrar desde a sua introdução comercial, em

1999. Relativamente às topologias dos sistemas MTDC, abordaram-se as configurações de ligação

possíveis entre os vários conversores. A ligação paralelo malhada destacou-se das restantes por

apresentar mais do que um caminho de ligação possível entre quaisquer dois terminais, o que a torna

mais fiável e flexível que qualquer outra.

A exposição teórica dos MTDC, incluída no Capítulo 2, terminou dando especial atenção à

ligação destes sistemas a PEO. Para além de se terem revisto, para esta aplicação em concreto, as

possíveis topologias de ligação entre vários PEO e entre turbinas dentro de um único PEO, reflectiu-

se sobre o contributo que os parques podem dar à estabilidade dos sistemas de transmissão e,

consequentemente, das redes terrestres. Em particular, abordaram-se os sistemas de regulação que

actualmente equipam as turbinas eólicas, destacando o modo de exploração da turbina em que é

criada uma margem de reserva, não se extraindo do vento a potência máxima possível.

No Capítulo 3, apresentou-se o dimensionamento da rede de estudo utilizada na análise do

regime estacionário e transitório, realizada posteriormente. Dimensionou-se a rede considerando três

partes distintas: rede terrestre, redes offshore e sistema multi-terminal. Para cada uma apresentaram-

se as principais considerações de dimensionamento e os fundamentos dos modelos dinâmicos e do

regime estacionário utilizados na caracterização dos seus elementos.

Na secção relativa às redes offshore, começou-se por se apresentar a filosofia adoptada pelo

PSS®E e pela GE na modelação das suas máquinas de indução duplamente alimentadas (MIDA) e

das máquinas síncronas de velocidade variável (MSVV) - os dois tipos de máquinas utilizados nos

PEO. Deu-se especial importância ao facto de os modelos não estarem preparados para impor uma

90

referência de frequência em redes isoladas, razão que tornou necessária a inclusão de um gerador

convencional em cada rede offshore. O seu dimensionamento requereu considerações adicionais,

como a opção de não os dotar de reguladores carga-velocidade, na tentativa de aproximação do seu

comportamento ao dos PEO. Ainda nesta secção, na apresentação detalhada dos modelos dinâmicos

das máquinas eólicas, focou-se o sistema APC, cujo modelo representa de forma simplificada um

regulador de potência activa. Este sistema de controlo mostrou-se determinante na análise realizada

no Capítulo 4. Pela mesma razão, apresentou-se ainda o dimensionamento das parametrizações das

protecções de frequência, modeladas adicionalmente em cada gerador das redes offshore.

Na secção relativa à rede terrestre, para além de terem sido incluídas as adaptações que foi

necessário introduzir na rede de 57 barramentos do IEEE, que lhe serviu de base, apresentaram-se

os pressupostos da escolha dos barramentos de ligação ao MTDC. A escolha de dois barramentos

electricamente distantes entre si foi um dos critérios de ligação mais importante. O facto da matriz das

admitâncias, 𝑌, obtida no PSS®E, não conter informação sobre todos os componentes da rede, levou

a que fosse necessário seguir uma metodologia própria na determinação destes barramentos.

Na secção relativa ao MTDC, analisou-se, em primeiro lugar, o modelo para o regime

estacionário, expondo a lógica de controlo e os modos de funcionamento do sistema. Num deles, o

“mode switch”, todos os conversores são controlados em corrente constante e igual à nominal. O

modo ocorre quando o ângulo de extinção de um inversor atinge o valor mínimo, não conseguindo

manter a respectiva tensão contínua num valor igual ou superior ao patamar VCMODE, especificado

em 490kV. Para o modelo do regime estacionário apresentou-se ainda o dimensionamento dos seus

parâmetros, com base no conjunto das equações enunciadas. De seguida, expôs-se o modelo

dinâmico utilizado, “MTDC1T”, referindo as principais diferenças na filosofia de controlo, em relação

ao do regime estacionário, as acções de protecção que adopta, em resposta a perturbações, e as

limitações que possui. Relativamente a estas últimas, ressaltou o facto de a modelação não ter em

conta o comportamento dinâmico interno dos conversores e das linhas de transmissão CC.

No Capítulo 4, apresentaram-se e analisaram-se os resultados das simulações efectuadas na

rede de estudo. Ao cálculo do trânsito de energia, seguiu-se a simulação da remoção da Linha 4 do

sistema MTDC. Mais tarde, ensaiou-se a aplicação de um curto-circuito franco no barramento da rede

terrestre ao qual se ligou o inversor de controlo de potência do sistema (barramento “ONSHR_INVB”),

com o consequente bloqueio deste inversor. Neste ensaio, realizaram-se duas simulações distintas:

uma com o APC dos GEOL desligado, outra, ligado.

Do cálculo do trânsito de energia obteve-se o único ponto de funcionamento inicial da rede, que

serviu de base a todas as simulações dinâmicas. A solução obtida revelou bons resultados: as

tensões mantiveram-se dentro da gama considerada aceitável, 1.00±0.05p.u., não se verificaram

linhas e transformadores em sobrecarga e as relações de transformação e os ângulos dos

conversores não violaram os limites impostos. O MTDC-LCC operou, como pretendido, no modo

normal de funcionamento, com os seus conversores a consumirem um valor elevado de potência

reactiva (entre cerca de 35% a 45% da potência activa injectada), tal como se esperava.

91

A simulação em que se retirou de serviço uma linha CC do MTDC foi elucidativa do ponto de

vista da análise da redundância do sistema (o principal objectivo desta simulação). Em nenhum

instante o MTDC interrompeu a transmissão de potência entre as redes offshore e a rede terrestre,

pelo que não foi necessário cessar a geração eólica. Com efeito, concluiu-se que as redes

interligadas pelo MTDC, principalmente as offshore, praticamente não sentiram a perturbação

simulada. O sistema multi-terminal, unicamente através do ajuste das suas grandezas internas,

redireccionou as correntes na rede CC por um caminho alternativo, naturalmente maior que no

período pré-perturbação. Consequentemente deu-se um aumento das perdas por efeito de Joule,

facto que resultou numa ligeira diminuição da potência entregue à rede terrestre. As perdas

perfizeram 0.6% da potência activa produzida offshore, um valor percentualmente baixo, ainda que

seja o triplo dos 0.2% verificados com todas as quatro linhas em serviço.

No ensaio em que se aplicou um curto-circuito no barramento “ONSHR_INVB” com o bloqueio

do inversor associado, foi possível analisar o comportamento do MTDC e das redes offshore em

resposta a perturbações mais severas. Das duas simulações realizadas, concluiu-se que a existência

do APC foi fundamental para o bom funcionamento de toda a rede (incluindo do MTDC) uma vez que

permitiu regular a subida das frequências das redes offshore como consequência da alteração do

modo de funcionamento do sistema multi-terminal.

A aplicação do curto-circuito na rede terrestre e o consequente bloqueio do inversor levou o

MTDC a responder da mesma forma quer com o APC ligado, quer com o APC desligado. A

perturbação provocou um abaixamento da tensão contínua aos terminais do inversor de controlo de

tensão para valores inferiores a VCMODE e consequentemente o modo de funcionamento alterou-se

para “mode switch”. Neste modo, os sistemas de controlo dos conversores não conseguiram manter a

potência activa especificada, tendo havido uma redução de cerca de 5% relativamente ao valor pré-

defeito. Apesar de ter sido uma diminuição relativamente pequena, tendo em conta a gravidade da

perturbação simulada, foi suficientemente expressiva para despoletar a subida da frequência das

redes offshore.

Com o APC dos PEO desligado, e não se tendo incluído nenhum regulador de carga-velocidade

nos geradores convencionais, deu-se uma subida progressiva das frequências até aos 52.5Hz, valor

para o qual se dimensionaram as protecções de frequência para actuar instantaneamente. Todos os

geradores da rede offshore foram retirados de serviço e, consequentemente, o MTDC desligou-se.

Pelo contrário, com o APC ligado, existiu um sistema regulador de carga-velocidade nas redes

offshore que se mostrou eficaz a garantir a regulação da frequência e a manter a rede estável.

Actuando no ângulo de passo das pás das turbinas, este sistema provocou a diminuição da potência

extraída do vento (cuja velocidade se manteve constante ao longo de toda a simulação) e

consequentemente da potência activa produzida pelos PEO. Nenhum temporizador dos relés das

protecções de frequência foi iniciado e todos os geradores, e consequentemente o MTDC,

mantiveram o correcto funcionamento.

Neste ensaio, verificou-se ainda que a rede terrestre atingiu a estabilidade em todas as

simulações, suportando sempre as variações na potência injectada pelo MTDC. Isto só foi possível

92

porque se dimensionou uma rede com potência instalada e reserva girante suficientes para fazer face

a perdas de geração elevadas, como a de 160MW, verificada aquando da retirada de serviço das

redes offshore e do MTDC.

As simulações realizadas permitiram, adicionalmente, confirmar que as pequenas diferenças

existentes entre as respostas das máquinas do tipo MIDA e MSVV se deveram fundamentalmente a

parâmetros distintos nos seus modelos. Apesar de serem equipadas com geradores diferentes, as

filosofias de modelação são bastante semelhantes, pelo que este resultado já era esperado. A

principal diferença entre as MIDA e as MSVV está na possibilidade da segunda conseguir injectar

potência reactiva, com potência activa nula, funcionalidade que não foi explorada nas simulações

realizadas.

Em suma, pode dizer-se que se obtiveram resultados bastante reveladores em todas as

simulações e que os objectivos das análises foram cumpridos. Conseguiu-se confirmar uma das mais

significativas vantagens dos sistemas multi-terminais face aos bi-terminais, a que se relaciona com a

fiabilidade do sistema. Na inexistência de perturbações (resultados do trânsito de energia), o sistema

MTDC transmitiu a potência pelo caminho que minimiza as perdas por efeito de Joule, aproximando-

se do caso de dois sistemas bi-terminais. No caso da retirada de serviço de uma linha (ensaio de

4.3.1) ou de bloqueio de um conversor (ensaio 4.3.2), o sistema dispôs sempre de caminhos

alternativos para escoar a potência produzida pelas redes offshore. As consequentes diminuições da

potência activa injectada na rede terrestre foram pequenas e, do ponto de vista técnico, não

inviabilizaram o funcionamento do MTDC, mesmo na existência de perturbações durante longos

períodos temporais.

Todavia, concluiu-se ser igualmente fundamental a existência de sistemas de regulação nas

redes offshore, não bastando ter-se um MTDC que se adaptasse correctamente às perturbações e

garantisse redundância na transmissão. A utilização dos sistemas de regulação de carga-velocidade,

como o APC (disponível actualmente nos geradores eólicos comercializados por vários fabricantes)

permitiu que desvios de frequência nas redes offshore fossem controlados e que a rede respondesse

de forma robusta ao defeito provocado.

Paralelamente, não se pode descurar o cuidadoso dimensionamento de todos sistemas como

peça fulcral na estabilidade da rede. Não só o dimensionamento dos parâmetros do sistema MTDC e

de controlo dos PEO, como também as adaptações feitas à rede terrestre, que a prepararam para a

ligação do MTDC, e a escolha ponderada de barramentos de ligação electricamente distantes

permitiram implementar uma ligação tecnicamente viável de parques eólicos offshore a redes

terrestre de transmissão através de um sistema multi-terminal.

93

5.2. Trabalhos futuros

Da conclusão do presente trabalho, surgem novas questões e oportunidades de investigação,

relacionadas com a ligação offshore de sistemas multi-terminais. O seu estudo detalhado permitirá

aprofundar o entendimento do tema.

Em primeiro lugar, considerando a rede de estudo dimensionada, seria interessante estudar o

comportamento do MTDC e dos PEO em resposta a outro tipo de perturbações. Nas redes offshore

sugere-se a simulação de rajadas de vento ou outros perfis igualmente severos. Na rede terrestre

sugere-se simular perda de geração, analisando de que forma uma redistribuição ponderada das

potências injectadas pelo MTDC nessa rede permitirá melhorar a sua resposta transitória. A análise

da forma de controlo que aumenta o aproveitamento eléctrico da infra-estrutura será um tema

interessante.

Em segundo lugar, no que aos PEO e ao MTDC diz respeito, considera-se útil o

desenvolvimento de novos modelos para o PSS®E, ou o melhoramento dos existentes, por forma a

obter resultados mais realistas. Relativamente aos PEO, será conveniente dotá-los da capacidade de

ligação a redes isoladas, evitando assim a necessidade de ligação de geradores convencionais nas

redes offshore. No que toca o MTDC, será interessante expandir a oferta de modelos. Sugere-se

desenvolver modelos de MTDC-LCC que implementem sistemas de controlo com mais acções de

protecção (tal como os que já existem para os sistemas bi-terminais) e que considerem a simulação

de perturbações na rede CC. Sugere-se também a criação de modelos MTDC-VSC ou MTDC-

Híbridos, inexistentes no PSS®E até à data.

Por último, o reduzido número de publicações sobre a matéria, faz sugerir estudos de viabilidade

económica da utilização de MTDC em ligação offshore, a PEO e/ou, eventualmente, a plataformas

petrolíferas. A comparação poderá ser feita entre redes multi-terminais de diferentes tecnologias,

potências de transmissão e distâncias à costa.

94

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99

Anexos

A. Anexo A – Dimensionamento Cabos CA Submarinos Em primeiro lugar calculou-se a corrente nominal pretendida para a ligação, tendo em conta o

nível de tensão (66kV) e a potência nominal:

𝐼𝑛𝑜𝑚 = 𝑆√3∙𝑈𝑒𝑓

= 100𝑀𝑉𝐴√3∙66𝑘𝑉

≈ 875𝐴 (A.1)

De seguida, através da equação (A.2), calculou-se a corrente máxima admissível no cabo,

ajustada pelos factores de correcção de temperatura, 𝑐𝑇, e de resistividade térmica, 𝑐𝑟𝑡. Considerou-

se a temperatura média da água 20ºC e a resistividade térmica do solo submarino 0.7K∙m/W – os

valores típicos situam-se entre 0.3K∙m/W e 1.0K∙m/W A.1.

𝐼𝑚𝑎𝑥 = 𝐼𝑛𝑜𝑚 × 𝑐𝑇 × 𝑐𝑟𝑡 = 875 × 1 × 1.14 = 997.5𝐴 (A.2)

Sabendo que a corrente nominal do cabo tem de ser superior a 𝐼𝑚𝑎𝑥, escolheram-se cabos de

cobre de três núcleos do tipo XPLE de secção 1000mm2. Para este cabo, têm-se os seguintes

parâmetros:

𝑅𝑘𝑚 = 0.0176𝛺/𝑘𝑚; 𝐿𝑘𝑚 = 0.31𝑚𝐻/𝑘𝑚; 𝐶𝑘𝑚 = 0.38𝜇𝐹/𝑘𝑚

Considerando que o comprimento do cabo que liga a rede offshore MIDA é 𝑙 = 1.2𝑘𝑚 e que o

que liga a rede offshore MSVV é 𝑙 = 1.0𝑘𝑚, utilizaram-se as equações (3.8) e (A.3) a (A.5) para se

calcularem os respectivos parâmetros em p.u. (listados na Tabela B.4 do Anexo B).

𝑅𝑝𝑢 = 𝑅𝑘𝑚∙𝑙𝑍𝑏

(A.3)

𝑋𝑝𝑢 = 𝑋𝑘𝑚∙𝑙𝑍𝑏

= 𝜔∙𝐿𝑘𝑚∙𝑙𝑍𝑏

(A.4)

𝐵𝑝𝑢 = 𝐵𝑘𝑚 ∙ 𝑙 ∙ 𝑍𝑏 = 𝜔 ∙ 𝐶𝑘𝑚 ∙ 𝑙 ∙ 𝑍𝑏 (A.5)

A.1 G. F. Moore, BICC Cables Ltd: Electric Cables Handbook, 3ª Edição, Blackwell Publishing, 1997.

A-1

B. Anexo B – Parâmetros dos Modelos do PSS®E

B.1. Regime estacionário

B.1.1. Redes offshore MIDA e MSVV

Parques eólico offshore

Tabela B.1: Parâmetros dos geradores equivalentes; PEO MIDA e MSVV.

Parâmetro Descrição Valor (agregado)

MIDA (1.5MW)

MSVV (2.5MW)

N Número de turbinas do agregado 52 32 Mbase (MVA) Potência de base 86.84 96.0 Tensão (kV) Tensão nominal 0.69 0.69 Pgen (MW) Potência activa gerada 70 70 Pmax (MW) Potência activa máxima 78 80 Pmin (MW) Potência activa mínima 3.64 0

Qmax (Mvar) Potência reactiva máxima 37.75 38.4 Qmin (Mvar) Potência reactiva mínima -37.75 -38.4

Rsource (p.u.) Resistência equivalente 0 0 Xsource (p.u.) Reactância equivalente 0.8 99999

Tabela B.2: Parâmetros dos transformadores equivalentes; PEO MIDA e MSVV.

Parâmetro Descrição Valor (agregado)

MIDA (1.5MW)

MSVV (2.5MW)

Mbase (MVA) Potência de base 91 89.6 Tensão (kV/kV) - 0.69/66 0.69/66

R (p.u.) Resistência equivalente 0.0076 0.008 X (p.u.) Reactância equivalente 0.057 0.059

B-3

Geradores, Transformadores associados e Cabos CA submarinos

Tabela B.3: Parâmetros dos geradores convencionais e transformadores associados; barramentos

“OFMI_GCNV” e “OFMS_GCNV”.

Parâmetro Descrição Valor

“OFMI_GCNV” “OFMS_GCNV”

Ger

ador

Mbase (MVA Potência de base 100 100 Tensão (kV) Tensão nominal 0.69 0.69 Tensão (p.u.) Tensão especificada 1.02 1.02 Pgen (MW) Potência activa gerada Nó de balanço Nó de balanço

Xsource (p.u.) Reactância equivalente 0.2 0.15

Tran

sf

Mbase (MVA) Potência de base 100 100 Tensão (kV/kV) - 0.69/66 0.69/66

X (p.u.) Reactância equivalente 0.08 0.08

Tabela B.4: Parâmetros dos cabos CA submarinos; redes offshore.

Cabo (de – ao barramento)

Comprimento (km) R (p.u.) X (p.u.) B (p.u.) S (MVA)

“OFMI_RECTA” – “OFMI_INTRMI” 1.2 0.000485 0.002689 0.006240 100

“OFMI_RECTA” – “OFMI_INTRCNV” 1.2 0.000485 0.002689 0.006240 100

“OFMS_RECTB” – “OFMS_INTRMS” 1.0 0.000404 0.002241 0.005200 100

“OFMS_RECTB” – “OFMS_INTRCNV” 1.0 0.000404 0.002241 0.005200 100

B.1.2. Rede terrestre

Tabela B.5: Potências base e reactâncias equivalentes dos geradores; rede terrestre.


BUS1 BUS2 BUS3 BUS6 BUS8 BUS9 BUS12 Mbase (MVA)

Potência de base 575 100 140 100 550 100 410

Xsource (p.u.)

Reactância equivalente 0.20 0.25 0.20 0.25 0.20 0.25 0.20

B-4

Tabela B.6: Potências base dos transformadores; rede terrestre.

De – a barramento Mbase (MVA) De – a barramento Mbase (MVA) BUS10 – BUS51 200 BUS24 – BUS26 150

BUS14 – BUS46 250 BUS15 – BUS45 150

Restantes 100

Tabela B.7: Potências base das linhas de transmissão; rede terrestre.

De – a barramento Mbase (MVA) De – a barramento Mbase (MVA) BUS1 – BUS2 250 BUS7 – BUS8 150

BUS1 – BUS15 250 BUS8 – BUS9 300

BUS1 – BUS16 150 BUS12 – BUS13 150

BUS1 – ONSHR_INVA 175 BUS12 – ONSHR_INVA 150

BUS2 – BUS3 200 BUS14 – BUS15 150

BUS3 – BUS4 150 BUS46-BUS47 150

Restantes 100

B.1.3. Sistema multi-terminal LCC

Tabela B.8: Parâmetros gerais ao sistema MTDC-LCC.

Parâmetro Descrição Valor MDC (flag) Modo de controlo (exploração) Potência

NCONV Número de conversores 4 NDCBS Número de barramentos CC 4 NDCLN Número de linhas CC 4 VCONV Conversor controlo de tensão “ONSHR_INVA”

VCMODE (kV) Amplitude mínima da tensão para controlo de potência 490.0

VCONVN Conversor controlo de tensão no polo negativo

- (monopolar)

B-5

Tabela B.9: Parâmetros dos conversores do MTDC-LCC.


Rect. A (i=2)

Rect. B (i=1)

Inv. A (i=4)

Inv. B (i=3)

Nome Barramento - OFMI_

RECTA OFMS_RECTB

ONSHR_INVA

ONSHR_INVB

NB Número de pontes de conversão 1 1 1 1

ALFmax/ GAMmax (º)

Ângulo de disparo/extinção máximo 10 10 20 20

ALFmin/ GAMmin (º)

Ângulo de disparo/extinção mínimo 5 5 18 18

RC (Ω) Resistência de comutação do transf. 0 0 0 0

XC (Ω) Reactância de comutação do transf. 160.44 160.44 150.417 150.417

EBASE (kV) Tensão base no primário do transf. 66 66 400 150

TR (p.u.) Relação de transformação do transf. 5.758 5.758 0.95 2.533

TPMAX (p.u.) Posição máxima das tomadas do transf. 1.10 1.10 1.10 1.10

TPMIN (p.u.) Posição mínima das tomadas do transf. 0.90 0.90 0.90 0.90

TSTP (p.u.) Passo do comutador de tomadas do transf. 0.00625 0.00625 0.00625 0.00625

SETVAL (MW ou kV)

Potência/Tensão especificada 80MW 80MW 500kV -80MW

MARGN (p.u.) Margem de corrente 0 0 0 0

DCPF Coeficientes de participação 1 1 1 1

Tabela B.10: Parâmetros dos barramentos CC do MTDC-LCC.

Barramento CA Conversor Nome Barramento CC Rg (Ω) (resistência à terra)

OFMI_ RECTA DC_RECTA 0 OFMS_RECTB DC_RECTB 0 ONSHR_INVA DC_INVA 0 ONSHR_INVB DC_INVB 0

Tabela B.11: Parâmetros das linhas de transmissão do MTDC-LCC.

Cabo CC (de – a barramento) Barramento de medição Comprimento (km) R (Ω)

DC_RECTB – DC_RECTA DC_RECTB 120 6 DC_INVB – DC_INVA DC_INVB 120 6

DC_RECTB – DC_INVB DC_RECTB 120 6 DC_RECTA – DC_INVA DC_RECTA 120 6

B-6

B.2. Regime dinâmico

B.2.1. Redes offshore MIDA e MSVV

Dado o elevado número de parâmetros que compõem os modelos das turbinas eólicas, inclui-se

no presente Anexo o excerto do ficheiro “.dyr” B.1 relativo aos modelos dos parques eólicos MIDA e

MSVV (“GEWTG1”, “GEWTE1”, “GEWTA1”, “GEWTT”, “GEWTP”, “WGUSTC” e “GEWTPT”) e das

unidades de geração convencional offshore (“GENROU” e “SEXS”).

Posteriormente, nas Tabelas B.1 a B.3, destacam-se os parâmetros que assumiram um papel de

maior relevo no dimensionamento da rede de estudo. Nas Tabelas B.4 e B.5 apresentam-se os

valores dos parâmetros dos modelos “FRQTPA” e “VTGTPA”.

Excerto ficheiro “.dyr”

6101 'USRMDL' 1 'GEWTG1' 1 1 2 11 3 5 0 52

1.5000 0.8000 0.50000 0.90000 1.1100

1.2000 2.0000 0.40000 0.80000 5.0000 0.20000E-01/

6101 'USRMDL' 1 'GEWTE1' 4 0 10 62 18 7

6101 0 0 1 0 0

1 0 0 0

0.15000 2.000 1.0000 0.0000 0.0000 0.500E-01 3.0000

0.60000 1.1200 0.4000E-01 0.436 -0.436 1.1000 0.2000E-01

0.45000 -0.45000 0.05000 0.50000 0.90000 1.1000 40.000

0.50000 1.4500 0.5000E-01 0.5000E-01 1.0000 0.15000 0.96000

0.99600 1.0040 1.0400 1.0000 0.89744 0.89744 0.40000

1.0000 0.20000 1.0000 0.25000 -1.0000 0.0000 25.000

3.0000 -0.90000 8.0000 0.25000 10.000 1.0000 1.7000

1.1100 1.2500 5.0000 0.0000 0.0000 0.000 0.2500E-02

1.0000 5.5000 0.10000 -1.0000 0.10000 0.0000 /

6101 'USRMDL' 1 'GEWTT' 5 0 1 5 4 3 0

5.2900 0.0000 0.0000 1.8800 2.3000 /

0 'USRMDL' 0 'WGUSTC' 8 0 3 6 0 4

6101 '1 ' 0

9999.0 5.0000 30.000 9999.0 9999.0

30.000 /

0 'USRMDL' 0 'GEWTA' 8 0 3 9 1 4

6101 '1 ' 0

20.000 0.0000 27.000 -4.0000 0.0000 1.2250

35.250 72.000 1500.0 /0 '

B.1 Ficheiro “.dyr” é utilizado pelo PSS®E para leitura dos parâmetros dos modelos dinâmicos.

B-7

USRMDL' 0 'GEWTP' 8 0 3 10 3 3

6101 '1 ' 0

0.30000 150.00 25.000 3.0000 30.000

-4.0000 27.000 -10.000 10.000 0.89744 /

0 'USRMDL' 0 'GEWTPT' 8 0 2 0 0 17 6101 '1 ' /

6201 'USRMDL' 1 'GEWTG1' 1 1 2 11 3 5 0 32

2.5000 99999.0 0.50000 0.90000 1.1100

1.2000 2.0000 0.40000 0.70000 5.0000 0.20000E-01/

6201 'USRMDL' 1 'GEWTE1' 4 0 10 62 18 7

6201 0 0 1 0 0

1 0 0 0

0.15000 2.0000 1.0000 0.0000 0.0000 0.50000E-01 0.3000

0.10000 1.1200 0.0000 0.4000 -0.4000 1.1000 0.20000E-01

0.45000 -0.45000 0.05000 0.50000 0.90000 1.1000 120.000

0.55000 1.4500 0.50000E-01 0.50000E-01 1.0000 0.15000 0.96000

0.99600 1.0040 1.0400 1.0000 0.87500 0.87500 0.40000

1.0000 0.0000 1.0000 0.25000 -1.0000 0.0000 25.000

3.0000 -0.90000 8.0000 0.25000 10.000 1.0000 1.7000

1.1100 1.2500 5.0000 0.0000 0.0000 0.000 0.25000E-02

1.0000 5.5000 0.10000 -1.0000 0.10000 0.0000 /

6201 'USRMDL' 1 'GEWTT' 5 0 1 5 4 3 0

4.1800 0.0000 0.0000 1.4500 1.5000 /

0 'USRMDL' 0 'WGUSTC' 8 0 3 6 0 4

6201 '1 ' 0

9999.0 5.0000 30.000 9999.0 9999.0

30.000 /

0 'USRMDL' 0 'GEWTA' 8 0 3 9 1 4

6201 '1 ' 0

20.000 0.0000 27.000 -4.0000 0.0000 1.2250

50.0000 91.300 1200.0 /

0 'USRMDL' 0 'GEWTP' 8 0 3 10 3 3

6201 '1 ' 0

0.30000 150.00 25.000 0.3000 10.000

-4.0000 27.000 -10.000 10.000 0.8750 /

0 'USRMDL' 0 'GEWTPT' 8 0 2 0 0 17 6201 '1 ' /

6120 'GENROU' 1 5.0000 0.60000E-01 0.09000 0.60000E-01

3.0000 0.0000 1.4000 1.3500 0.50000

0.70000 0.20000 0.10000 0.0000 0.0000 /

B-8

6120 'SEXS' 1 0.10000 10.000 200.00 0.05000 0.0000 4.0000 /

6220 'GENROU' 1 5.0000 0.60000E-01 0.09000 0.60000E-01

3.0000 0.0000 1.4000 1.3500 0.50000

0.70000 0.15000 0.10000 0.0000 0.0000 /

6220 'SEXS' 1 0.10000 10.000 200.00 0.05000 0.0000 4.0000 /

Parâmetros de maior destaque

Tabela B.12: Parâmetros do modelo do gerador/conversor - “GEWTG1”; PEO MIDA e MSVV.


MIDA (1.5MW)

MSVV (2.5MW)

ICON(M+1) Número de turbinas do agregado 52 32 Prate (MW) Potência nominal de uma turbina 1.5 2.5 Xeq (p.u.) Reactância equivalente 0.8 99999

Tabela B.13: Parâmetros do modelo do controlador do gerador/conversor - “GEWTE1”; PEO MIDA e MSVV.


MIDA (1.5MW)

MSVV (2.5MW)

PFAFLG (flag) Regulador factor potência OFF OFF VARFLG (flag) WindCONTROL ON ON APCFLG (flag) Active Power Control ON/OFF ON/OFF PQFLAG (flag) Prioridade de potência (P, Q) P P

KQi Ganho Volt/Mvar 0.5 0.5 FRa (p.u.) APC, Frequência ponto A 0.96 0.96 FRb (p.u.) APC, Frequência ponto B 0.996 0.996 FRc (p.u.) APC, Frequência ponto C 1.004 1.004 FRd (p.u.) APC, Frequência ponto D 1.04 1.04

PFRa (p.u.) APC, Potência activa ponto A 1 1 PFRb (p.u.) APC, Potência activa ponto B 0.897 0.875 PFRc (p.u.) APC, Potência activa ponto C 0.897 0.875 PFRd (p.u.) APC, Potência activa ponto D 0.4 0.4

PFRmax (p.u.) APC, Potência máxima saida 1 1 PFRmin (p.u.) APC, Potência mínima saida 0.2 0

Tw (s) Constante tempo filtro washout 1 1 SPDW1 (m/s) Valor inicial da velocidade do vento 0 0

SPDWMX (m/s) Valor máximo velocidade do vento 25 25 SPDWMN (m/s) Valor mínimo velocidade do vento 3 3

Kwi Ganho WindINERTIA™ 0 (OFF) 0 (OFF)

B-9

Tabela B.14: Parâmetros dos submodelos da turbina e dos seus controladores - “GEWTA”, “GEWTT” e

“GEWTP”; PEO MIDA e MSVV.


MIDA (1.5MW)

MSVV (2.5MW)

Synchr (rpm) Velocidade de rotação síncrona da turbina 1500 1200

Htfrac (Hturb/H) Fracção de inércia da turbina (Massa única = 0) 0 0

Pref (p.u.) Referência de potência 0.897 0.875

Tabela B.15: Parâmetros do modelo “FRQTPA”; redes offshore MIDA e MSVV.


Relé 1 Relé 2 Relé 3 Relé 4 FL (p.u.) Mínimo de frequência 45.0 47.0 47.5 45.0 FU (p.u.) Máximo de frequência 52.5 55.0 55.0 51.5

TP (s) Temporização do relé 0.02 0.02 10.0 30.0

TB (s) Tempo de actuação do disjuntor 0.08

Tabela B.16: Parâmetros do modelo “VTGTPA”; redes offshore MIDA e MSVV.


Relé 1 Relé 2 Relé 3 Relé 4 Relé 5 Relé 6 VL (p.u.) Mínimo de tensão 0.15 0.5 0.9 0.0 0.0 0.0 VU (p.u.) Máximo de tensão 5.0 5.0 5.0 1.1 1.15 1.3

TP (s) Temporização do relé 0.2 1.2 3.0 3.0 1.3 0.01

TB (s) Tempo de

actuação do disjuntor

0.8

B.2.2. Unidades de geração da rede terrestre

Inclui-se o excerto do ficheiro “.dyr” que contém todos os valores dos parâmetros dos modelos

dos geradores, dos reguladores de tensão e dos reguladores de carga velocidade utilizados nas

centrais hidroeléctricas e térmicas da rede terrestre.

B-10

Barramento “1” e “8”

1 'GENSAL' 1 5.0000 0.50000E-01 0.06000 4.0000

0.0000 1.0000 0.75000 0.40000 0.20000

0.15000 0.0000 0.0000 /

1 'IEEET1' 1 0.0000 400.00 0.40000E-01 7.3000

-7.3000 1.0000 0.80000 0.30000E-01 1.0000

0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 /

1 'HYGOV' 1 0.50000E-01 0.30000 5.0000 0.50000E-01

0.50000 0.20000 1.0000 0.0000 1.2500

1.2000 0.00000 0.80000E-01 /

8 'GENSAL' 1 5.0000 0.50000E-01 0.06000 4.0000

0.0000 1.0000 0.75000 0.40000 0.20000

0.15000 0.0000 0.0000 /

8 'IEEET1' 1 0.0000 400.00 0.40000E-01 7.3000

-7.3000 1.0000 0.80000 0.30000E-01 1.0000

0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 /

8 'HYGOV' 1 0.50000E-01 0.30000 5.0000 0.50000E-01

0.50000 0.20000 1.0000 0.0000 1.2500

1.2000 0.00000 0.80000E-01 /

Barramento “3” e “12”

3 'GENROU' 1 4.5000 0.70000E-01 0.15000 0.50000E-01

2.5000 0.0000 1.4000 1.3500 0.50000

0.70000 0.20000 0.10000 0.0000 0.0000 /

3 'IEEET1' 1 0.0000 40.000 0.60000E-01 2.1000

-2.1000 0.0000 0.50000 0.80000E-01 0.80000

0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 /

3 'TGOV1' 1 0.50000E-01 0.50000 1.0500 0.00000

0.3000 1.0000 0.0000 /

12 'GENROU' 1 4.5000 0.70000E-01 0.15000 0.50000E-01

3.0000 0.0000 1.4000 1.3500 0.50000

0.70000 0.20000 0.10000 0.0000 0.0000 /

12 'IEEET1' 1 0.0000 400.00 0.40000E-01 7.3000

-7.3000 1.0000 0.80000 0.30000E-01 1.0000

0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 /

12 'TGOV1' 1 0.50000E-01 0.50000 1.0500 0.00000

0.3000 1.0000 0.0000 /

B-11

Barramento “2”, “6” e “9”

2 'GENROU' 1 5.0000 0.60000E-01 0.09000 0.60000E-01

3.0000 0.0000 1.6000 1.5500 0.70000

0.85000 0.25000 0.20000 0.0000 0.0000 /

2 'SEXS' 1 0.10000 10.000 200.00 0.05000 0.0000 4.0000 /

6 'GENROU' 1 5.0000 0.60000E-01 0.09000 0.60000E-01

3.0000 0.0000 1.6000 1.5500 0.70000

0.85000 0.25000 0.20000 0.0000 0.0000 /

6 'SEXS' 1 0.10000 10.000 200.00 0.05000 0.0000 4.0000 /

9 'GENROU' 1 5.0000 0.60000E-01 0.09000 0.60000E-01

3.0000 0.0000 1.6000 1.5500 0.70000

0.85000 0.25000 0.20000 0.0000 0.0000 /

9 'SEXS' 1 0.10000 10.000 200.00 0.05000 0.0000 4.0000 /

B.2.3. Sistema multi-terminal LCC Tabela B.17: Parâmetros do modelo “MTDC1T”; MTDC-LCC.


Rect. A (i=2)

Rect. B (i=1)

Inv. A (i=4)

Inv. B (i=3)

DYi (º) Ângulo de ignição mínimo 5 5 15 15

TVACi (s) Constante de tempo do transdutor de tênsão CA 0.5 0.5 0.5 0.5

TVDCi (s) Constante de tempo do transdutor de tênsão CC 0.5 0.5 0.5 0.5

TIDCi (s) Constante de tempo do transdutor de corrente contínua 0.5 0.5 0.5 0.5

RSVLTi (kV) Tensão mínima desbloqueio 0 0 100 0 RSCURi (A) Corrente mínima desbloqueio 20 20 0 20

VRMPi (p.u./s)

Declive rampa tensão desbloqueio 0 0 5 0

CRMPi (p.u./s)

Declive rampa corrente desbloqueio 3 3 0 3

C0-i (A) Corrente limite mínima 50 50 50 50 V1-i (kV) Limite tensão ponto 1 350 350 0 350 C1-i (A) Limite corrente ponto 1 80 80 0 80 V2-i (kV) Limite tensão ponto 2 400 400 0 400 C2-i (A) Limite corrente ponto 2 140 140 0 140 V3-i (kV) Limite tensão ponto 3 475 475 0 475 C3-i (A) Limite corrente ponto 3 190 190 0 190

TCMODE (s) Tempo mínimo para “mode switch” 0.1

B-12

C. Anexo C – Simulações Dinâmicas

C.1. Remoção de uma linha de corrente contínua do MTDC

Figura C.1: Correntes contínuas nos dois rectificadores do MTDC.

Figura C.2: Correntes contínuas nos dois inversores do MTDC.

Figura C.3: Potências activas produzidas por dois tipos distintos de unidades de geração da rede terrestre.

0 1 5 10 15 20 25 30 158.0

158.5

159.0

159.5

160.0

Tempo [s]

Cor

rent

e C

ontín

ua [A

]


0 1 5 10 15 20 25 30-160.5

-160.0

-159.5

-159.0

-158.5

-158.0

Tempo [s]

Cor

rent

e C

ontín

ua [A

]


0 1 5 10 15 20 25 30 161.5

161.6

161.7

161.8

Tempo [s]

Pot

ênci

a R

eact

iva

[Mva

r]

0 1 5 10 15 20 25 30137.8

138.0

138.2

138.4

Pot

ênci

a R

eact

iva

[Mva

r]

BUS1BUS12

C-13

C.2. Curto-circuito num barramento da rede terrestre – APC desligado

Figura C.4: Potências mecânicas das máquinas offshore; APC desligado.

Figura C.5: Potências reactivas nas máquinas offshore; APC desligado.

Figura C.6: Potências reactivas produzidas por dois tipos distintos de unidades de geração da rede terrestre;

APC desligado.

0 1 5 10 15 0

25

50

75

100

Tempo [s]

Potê

ncia

[MW

]


0 1 5 10 15 -20

0

20

40

Tempo [s]

Potê

ncia

Rea

ctiv

a [M

var]


0 1 10 20 30 40 50 60 70 80 90 0

100

200

300

Tempo [s]

Potê

ncia

Rea

ctiv

a [M

var]

BUS1BUS12

C-14

C.3. Curto-circuito num barramento da rede terrestre – APC ligado

Figura C.7: Ângulos de disparo dos conversores do MTDC; APC ligado.

Figura C.8: Potências reactivas dos conversores do MTDC; APC ligado.

Figura C.9: Potências mecânicas dos geradores convencionais offshore; APC ligado.

0 1 5 10 15 20 25 30 0

20

50

90

Tempo [s]

Ângu

lo d

e D

ispa

ro [º

]


0 1 5 10 15 20 25 30 0

25

50

75

90

Tempo [s]

Potê

ncia

Rea

ctiv

a [M

var]


0 1 5 10 15 20 25 30 0

5

10

15

Tempo [s]

Potê

ncia

[MW

]

OFMI_GCNVOFMS_GCNV

C-15

Figura C.10: Velocidade de rotação dos rotores dos geradores convencionais offshore; APC ligado.

Figura C.11: Potências reactivas produzidas por dois tipos distintos de unidades de geração da rede terrestre;

APC ligado.

0 1 5 10 15 20 25 30 0.99

1.00

1.01

1.02

Tempo [s]

Velo

cida

de d

e R

otaç

ão [p

.u.]

OFMI_GCNVOFMS_GCNV

0 1 5 10 15 20 25 30 100

150

200

250

300

Tempo [s]

Potê

ncia

Rea

ctiv

a [M

var]

BUS1BUS12

C-16

Ligação de Sistemas Multi-Terminais de Transmissão em ... · Sistema de Transmissão em Corrente...

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