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ANÁLISE EM REGIME ESTACIONÁRIO E

TRANSITÓRIO DE LIGAÇÕES MULTI-TERMINAIS

HVDC

José Eduardo Girão Meireles de Sousa

Dissertação para obtenção de Grau de Mestre em

Engenharia Electrotécnica e de Computadores

Júri

Presidente: Prof. Doutor Paulo José da Costa Branco

Orientador: Prof. Doutor José Manuel Dias Ferreira de Jesus

Vogal: Prof. Doutora Maria Eduarda de Sampaio Pinto de Almeida Pedro

Abril de 2012

Análise em Regime estacionário e transitório de ligações multi-terminais HVDC

i

Resumo

Sistemas de transmissão multi-terminais CCAT (Corrente Contínua de Alta Tensão) são redes

que compreendem mais de duas estações conversoras, sendo então possível agregar vários

parques num única rede. Estes sistemas MTDC (Multiterminal Direct Current) são

economicamente viáveis comparados com as soluções em corrente alternada para longas

distâncias. Além disso, garantem um aumento de fiabilidade, redundância, disponibilidade e

flexibilidade comparativamente às ligações HVDC ponto-a-ponto, habitualmente utilizadas.

Na presente dissertação, pretendem-se estudar arquitecturas e topologias de rede para sistemas

multi-terminais HVDC. Para tal, efectuaram-se testes em regime dinâmico e estacionário.

Mais especificamente, para a realização do estudo foi escolhido o software da Siemens PTI

(Power Techonologies International) PSS/E (Power System Simulator / Engineering). Foram

elaborados esquemas de rede para simulação, baseado em duas topologias, radial e em malha.

Estas redes foram comparadas com redes similares bi-terminais (apenas com sistemas de

transmissão com dois conversores).

As simulações efectuadas monitorizaram o trânsito de energia nas redes, as suas tensões em

todos os barramentos e as perdas nos conversores associados ao sistema multi-terminal. Foram

também registados os ângulos de operação dos conversores para as diferentes simulações e

realizada uma análise de redundância destas redes multi-terminais. Finalmente foi analisada a

resposta de uma rede em regime transitório, observando o seu comportamento após um curto-

circuito com bloqueio do conversor associado a ele associado.

Os resultados permitiram caracterizar com sucesso, o comportamento da rede em regime

estacionário e dinâmico de redes multi-terminais. Identificaram-se também vantagens

associadas a estas tipologias de rede, nomeadamente o aumento de fiabilidade, redundância e

flexibilidade que estas redes permitem atingir, embora existam perdas associadas que poderão

ser superiores a sistemas equivalentes bi-terminais.

Palavras-chave: Sistemas de transmissão, Sistemas multi-terminais em corrente contínua de alta tensão (CCAT),

Power System Simulator / Engineering (PSS/E), Monitorização, Disponibilidade, Redundância.


iii

Abstract

Multi-terminal HVDC transmission systems (High Voltage Direct Current) are networks that

possess more than two converter stations, making it possible to join several parks in one single

network. These MTDC (Multiterminal Direct Current) systems are economically viable to long

distance solutions, when compared to alternate current ones. Besides, these networks can

guarantee an increase in factors such as reliability, redundancy, availability and flexibility, when

compared to the usual point-to-point HVDC bi-terminal networks.

The main goal of the present dissertation was to study different architectures and network

topologies for multiterminal HVDC systems. Research was conducted regarding steady-state

analysis and the transient analysis.

More specifically, this study was made using the Siemens PTI (Power Techonologies

International) PSS/E (Power System Simulator / Engineering). Network schemes and diagrams

were made for the simulations, based on two topologies, radial and meshed. These networks

were compared to similar ones based on bi-terminal networks (systems that have only two

converter stations).

During the simulations networks’ power flow, buses’ voltage and converter losses in the

converters that belonged to the multiterminal HVDC network were monitored. The operating

converter angles where registered for the different simulations and a redundancy analysis was

made. Finally, the system response in transient regime was analysed, observing the network

behaviour after a short circuit and converter block.

The results of this study allowed to successfully characterize multiterminal HVDC networks

behavior. The main advantages of using these systems were identified, namely the increase of

reliability, redundancy and flexibility, although losses associated to these networks can be

bigger than equivalent systems using bi-terminal transmission.

Keywords:

Transmission systems, Multiterminal high voltage direct current systems (HVDC), Power

System Simulator / Engineering (PSS/E), Monitoring, Availability, Redundancy.


v

Agradecimentos

Todo o trabalho de investigação que culminou com a redacção desta dissertação foi

desenvolvido durante mais de um ano. Os inúmeros obstáculos e dificuldades que surgiram

foram ultrapassados com o apoio e o incentivo de algumas pessoas, às quais quero expressar o

meu sincero agradecimento.

Ao Professor Doutor José Manuel Dias Ferreira de Jesus, orientador científico desta dissertação,

expresso o meu profundo agradecimento, não apenas pela dedicação e exigência que prestou a

este trabalho, mas também pela amizade, apoio e disponibilidade apresentados. Saliento também

um especial agradecimento pela confiança em mim depositada, na capacidade de realizar esta

dissertação apesar do interregno forçado que ocorreu. Quero ainda agradecer o sentido crítico,

ideias e o rigor que trouxe à dissertação, que em muito a enriqueceram.

Aos meus colegas João Falcão e Miguel Veríssimo, que desenvolveram as suas teses

paralelamente à minha ou estão a continuar este trabalho, quero agradecer a companhia prestada

durante a sua execução, e todo o apoio, sentido crítico e incentivo.

A todo o pessoal técnico da Secção de Energia, dos quais fiquei com as melhores opiniões,

sendo que agradeço de um modo mais particular à senhora Anabela toda a disponibilidade que

demonstrou durante a realização da tese.

Aos meus amigos António Almeida, Francisco Sarmento, João Ferreira, Miguel Capelo, André

Martins, Ricardo Santana e Diogo Lopes pela ajuda e companhia em durante a realização da

dissertação, bem como todo o incentivo e persistência com que me contagiaram.

A todos os meus amigos, família por mim escolhida, pela amizade e apoio, por acreditarem em

mim, quando eu recusava fazê-lo.

À Inês, a minha namorada, agradeço do fundo do coração toda a ajuda em todos os níveis que

me deu, o tempo que dedicou, a paciência com que me aturou nos momentos mais críticos e a

maneira como me ajudou a encontrar um sentido positivo em todas as dificuldades e obstáculos,

pessoais e académicos.

Aos meus pais, agradeço o amor com que sempre me criaram, as facilidades que me

proporcionaram, e todos os valores que me tornaram em quem sou hoje. Agradeço a persistência

incondicional, que foi muito importante para a realização desta dissertação, bem como todo o

carinho, amor e força que me deram ao longo da minha vida.

vi

Aos meus irmãos João e Inês e respectivas caras-metades agradeço todo o apoio, ajuda e carinho

que sempre vão mostrando. Sem a sua ajuda, sem dúvida que este trabalho teria sido bastante

mais difícil. Agradeço-lhes a disponibilidade e acompanhamento que demonstraram nas alturas

mais críticas.

À Virgínia pela enorme ajuda que facilitou o meu dia-a-dia, sempre com uma companhia

encorajadora.

Aos meus avôs e à minha avó Maria, que estão sempre presentes comigo em todo o lado, no

coração e na memória agradeço todo o amor e carinho que me deram, e tudo o que me

ensinaram.

À minha avó Madalena e à Céu, a quem dedico esta tese, por todo o amor que demonstram, toda

a persistência e avisos com que me encorajam, e toda a presença e influência que têm na minha

vida.


vii

Simbologia

ângulo de ignição de um rectificador

ângulo de extinção de um inversor

corrente contínua num sistema de transmissão em corrente contínua

margem de corrente num sistema de transmissão em corrente contínua

corrente no conversor

potência desejada no conversor

tensão especificada para o conversor

tensão contínua ideal em vazio na ligação CC

em circuito aberto do lado CC dos transformadores dos conversores

a potência activa CC na linha de transmissão

a relação de transformação do transformador

tensão aos terminais CA do conversor

relação de transformação do transformador do rectificador

ângulo de desfasagem entre a tensão e a componente fundamental da

corrente

factor de deslocamento

potência aparente no rectificador

impedância de base

impedância de comutação

resistência de comutação

reactância de comutação

relação de transformação do transformador do inversor

viii

ângulo de comutação do inversor

potência aparente no inversor

potência reactiva no inversor

corrente redistribuída no conversor

corrente desejada no conversor

DCPF o factor de participação do conversor

corrente instantânea de setpoint

modo de controlo seleccionado


ix

Índice geral

Resumo ............................................................................................................................. i

Palavras-chave: ........................................................................................................... i

Abstract .......................................................................................................................... iii

Keywords: ...................................................................................................................... iii

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

Simbologia ..................................................................................................................... vii

Índice geral ..................................................................................................................... ix

Índice de figuras .......................................................................................................... xiii

Índice de quadros ....................................................................................................... xvii

1 Introdução ................................................................................................................ 1

1.1 Enquadramento Geral ................................................................................................ 1

1.2 Objectivos da dissertação ........................................................................................... 2

1.3 Organização da dissertação ........................................................................................ 3

2 Estado da arte .......................................................................................................... 5

2.1 Introdução .................................................................................................................... 5

2.2 Contexto histórico das fontes energéticas e dos sistemas eólicos ............................ 6

2.3 Energia eólica .............................................................................................................. 7

2.3.1 Situação eólica em Portugal ................................................................................ 10

2.4 Transmissão em Corrente Contínua e Alta Tensão (HVDC) ................................ 12

2.4.1 Introdução............................................................................................................ 12

2.4.2 Enquadramento histórico ..................................................................................... 14

2.5 Sistemas de Transmissão HVAC / HVDC ............................................................... 17

2.5.1 Tipo de cabos utilizados ...................................................................................... 19

2.5.2 Topologia HVAC ................................................................................................ 22

x

2.5.3 HVDC LCC ......................................................................................................... 23

2.5.4 HVDC VSC (Conversor de fonte de tensão) ....................................................... 27

2.6 HVDC multi-terminal (MTDC) ............................................................................... 33

2.6.1 Enquadramento .................................................................................................... 34

2.6.2 Vantagens de um sistema multi-terminal ............................................................ 37

2.6.3 Topologias ........................................................................................................... 39

3 Simulações de redes HVDC LCC em PSS/E ....................................................... 43

3.1 Introdução .................................................................................................................. 43

3.2 Análise em regime estacionário ................................................................................ 44

3.2.1 Simulações introdutórias ..................................................................................... 44

3.2.2 Simulações de redes multi-terminais ................................................................... 51

3.3 Análise em regime transitório .................................................................................. 61

4 Resultados das simulações realizadas .................................................................. 65

4.1 Introdução .................................................................................................................. 65

4.2 Resultados das simulações em regime estacionário ................................................ 66

4.2.1 Resultado do trânsito de energia do sistema multi-terminal radial ..................... 67

4.2.2 Resultado do trânsito de energia do sistema multi-terminal em malha ............... 70

4.2.3 Resultado do trânsito de energia do sistema multi-terminal radial com a troca de

um inversor com um rectificador ........................................................................................ 73

4.2.4 Comparação do sistema multi-terminal radial com o bi-terminal ....................... 76

4.2.5 Análise de redundância de uma rede multi-terminal em malha .......................... 79

4.3 Resultados das simulações em regime dinâmico .................................................... 82

4.3.1 Resposta do sistema multi-terminal radial HVDC em regime dinâmico a um

curto-circuito num inversor com bloqueio do mesmo ......................................................... 82

4.3.2 Comparação com análise efectuada por Chen ..................................................... 90

5 Conclusões e perspectivas de desenvolvimentos futuros ................................... 93

5.1 Conclusões .................................................................................................................. 93

5.2 Perspectivas de desenvolvimentos futuros .............................................................. 96


xi

6 Referências bibliográficas..................................................................................... 99

Anexos

A Guia de introdução à utilização de sistemas multi-terminais HVDC em regime

estacionário na ferramenta PSS/E ............................................................................ 105

B Ficheiros dyr para as simulações em regime transitório ................................. 149

C Resultados completos do trânsito de energia para as simulações efectuadas 157


xiii

Índice de figuras

2 Estado da arte .......................................................................................................... 5

Figura 2.1 – Um típico moinho de vento holandês (esquerda) e um mediterrâneo (direita). ........ 6

Figura 2.2 – Evolução da potência eólica instalada a nível mundial. ............................................ 7

Figura 2.3 – Potência eólica instalada na Europa no final de 2010 ............................................... 8

Figura 2.4 – Previsão a 20 anos do desenvolvimento da rede offshore. ........................................ 8

Figura 2.5 – Parque eólico offshore de Horns Rev e respectivos cabos de interligação (33kV) e

de transmissão (150kV). ................................................................................................................ 9

Figura 2.6 – Atlas Português do Vento offshore (esquerda) e onshore (direita). Encontra-se

representado o número de horas de funcionamento equivalente à potência nominal (NEPS) à

altura de 80m. .............................................................................................................................. 11

Figura 2.7 – Esquema do projecto “Windfloat”. ......................................................................... 12

Figura 2.8 - Ponto de break-even entre transmissão CA e CC. ................................................... 13

Figura 2.9 – Representação de postes típicos CA e CC. ............................................................. 14

Figura 2.10 – Esquema do sistema Thury de conversão CC. ...................................................... 15

Figura 2.11 - Esquema de uma válvula de vapor de mercúrio .................................................... 15

Figura 2.12 – Esquema de funcionamento de sistemas VSC ABB HVDC Light (esquerda) e

Siemens HVDC Plus (direita). Figura adaptada de .................................................................... 17

Figura 2.13 – Esquema simplificado de uma rede offshore e do sistema de transmissão. .......... 17

Figura 2.14 – Relação entre as perdas de transmissão e a distância de transmissão para HVAC e

HVDC. ........................................................................................................................................ 19

Figura 2.15 – Secção (esquerda) e visão de interior (direita) de um cabo XLPE. ...................... 19

Figura 2.16 – Descarregamento da máquina LBT1 no parque eólico offshore de North Hoyle e

placa de betão para a protecção dos cabos eléctricos. ................................................................. 20

Figura 2.17 – Cabos LPOF (esquerda), MI (centro) e XLPE (direita). ....................................... 21

Figura 2.18 – Esquema de um sistema de transmissão HVAC ................................................... 22

Figura 2.19 – Subestação de transformação offshore do parque eólico de Gunfleet Sands, em

Inglaterra. .................................................................................................................................... 23

Figura 2.20 – Símbolo de um tirístor. ......................................................................................... 24

Figura 2.21 – Configuração Monopolar com retorno por terra e com condutor metálico de baixa

tensão........................................................................................................................................... 25

Figura 2.22 – Configuração Bipolar com retorno por terra e com condutor metálico de baixa

tensão........................................................................................................................................... 26

xiv

Figura 2.23 - Configuração de um parque eólico offshore utilizando um sistema de transmissão

HVDC LCC. ................................................................................................................................ 26

Figura 2.24 – Localização (esquerda) e fotografia do parque eólico The Bard Offshore 1

(direita). ....................................................................................................................................... 28

Figura 2.25 – Esquema do sistema Borwin 2. ............................................................................. 29

Figura 2.26 – Esquema dos projectos existentes ao largo da costa alemã .................................. 30

Figura 2.27 - Configuração de um parque eólico offshore utilizando um sistema de transmissão

HVDC VSC ................................................................................................................................. 31

Figura 2.28 – Classificação de uma rede MTDC segundo a sua tecnologia e topologia ............ 33

Figura 2.29 – Cenário hipotético de um sistema multi-terminal HVDC ..................................... 34

Figura 2.30 – Ligação Hydro Quebec – New England ............................................................... 35

Figura 2.31 – Estações conversoras de Radisson, Sandy Ponds e Nicolet .................................. 35

Figura 2.32 – Localização do projecto Shin-Shinano e seus terminais ....................................... 36

Figura 2.33 – Esquema de funcionamento da estação ................................................................. 37

Figura 2.34 – Plataforma Valhall no Mar do Norte, alimentada por HVDC. ............................. 38

Figura 2.35 – Esquemas de diferentes topologias de sistemas multi-terminais. ......................... 40

Figura 2.36 – Configuração de um sistema MTDC híbrido. ....................................................... 41

Figura 2.37 – Exemplo de um sistema multi-terminal bipolar .................................................... 41


Figura 3.1 – Esquema da rede inicial utilizada como ponto de partida para as simulações

realizadas no estudo apresentado ................................................................................................ 44

Figura 3.2 – Esquema representativo de um sistema bi-terminal. ............................................... 45

Figura 3.3 – Conversor trifásico em ponte de Graetz. ................................................................. 46

Figura 3.4 – Características dos conversores quando a tensão CA do lado do rectificador é

suficiente para um controlo de corrente através do ângulo de ignição . ................................... 47

Figura 3.5 – Características dos conversores quando há uma queda da tensão CA no lado do

rectificador. A corrente é reduzida pela margem e regulada pelo ângulo de extinção do

inversor .................................................................................................................................... 47

Figura 3.6 – Rede multi-terminal radial utilizada nas simulações. ............................................. 52

Figura 3.7 – Rede multi-terminal em malha utilizada nas simulações. ....................................... 52

Figura 3.8 – Topologia radial (esquerda) e em malha (direita) utilizada nas simulações. .......... 53

Figura 3.9 – Operação em condições normais de um sistema multi-terminal com quatro

terminais ...................................................................................................................................... 54

Figura 3.10 – Operação com baixa tensão CA num rectificador. ............................................... 55

Figura 3.11 – Topologia radial com troca de inversor com rectificador. .................................... 57


xv

Figura 3.12 – Rede com dois sistemas bi-terminais. ................................................................... 58

Figura 3.13 – Rede multi-terminal em malha na qual se removeu uma ligação CC. .................. 59

Figura 3.14 – Rede multi-terminal em malha na qual se removeu uma linha entre o inversor e o

resto da rede. ............................................................................................................................... 60

Figura 3.15 – Alcance do ângulo de ignição ( ) e do ângulo de extinção ( ) em regime

transitório e estacionário ............................................................................................................. 62

Figura 3.16 – Controlo de transmissão CC do modelo CDC4T .................................................. 62

Figura 3.17 – Limite de corrente dependente de tensão para os conversores CC, utilizada no

restabelecimento do sistema após bloqueio................................................................................. 64


Figura 4.1 – Sistema multi-terminal radial com os barramentos CA e CC numerados. ............. 66

Figura 4.2 – Sistema multi-terminal em malha com os barramentos CA e CC numerados. ....... 67

Figura 4.3 – Esquema do trânsito de energia do sistema multi-terminal radial. ......................... 70

Figura 4.4 – Esquema do trânsito de energia do sistema multi-terminal em malha. ................... 73

Figura 4.5 – Esquema do trânsito de energia do sistema multi-terminal radial com troca de

conversores. ................................................................................................................................. 76

Figura 4.6 - Esquema do resultado do trânsito de energia do sistema multi-terminal com

bloqueio de uma linha CC. .......................................................................................................... 80

Figura 4.7 - Esquema do resultado do trânsito de energia do sistema multi-terminal com

bloqueio da linha entre o Inversor A e a rede CA. ...................................................................... 81

Figura 4.8 – Tensão CC nos terminais dos conversores. ............................................................. 83

Figura 4.9 – Potência activa CC no sistema multi-terminal. ....................................................... 83

Figura 4.10 – Potência reactiva CC no sistema multi-terminal. .................................................. 84

Figura 4.11 – Corrente CC no sistema multi-terminal. ............................................................... 84

Figura 4.12 – Ângulos de disparo (ignição e extinção) dos conversores. ................................... 85

Figura 4.13 – Tensão CA nos inversores. ................................................................................... 85

Figura 4.14 – Tensão CA nos rectificadores. .............................................................................. 86

Figura 4.15 – Potência activa das ligações entre os inversores e a rede CA. .............................. 86

Figura 4.16 – Potência reactiva das ligações entre os inversores e a rede CA. ........................... 87

Figura 4.17 – Rede utilizada na experiência de Chen et al. ........................................................ 90

Figura 4.18 – Resultados obtidos na simulação de Chen et all. .................................................. 92


xvii

Índice de quadros

2 Estado da arte .......................................................................................................... 5

Quadro 2.1 – Comparação das três tecnologias de transmissão. ................................................. 32


Quadro 3.1 – Variação de potência efectuada nas simulações comparativas entre a rede multi-

terminal radial e a rede bi-terminal. ............................................................................................ 58


Quadro 4.1 – Resultados das tensões e ângulos da rede CA para o sistema radial. .................... 68

Quadro 4.2 – Resultado das potências nos geradores. ................................................................ 68

Quadro 4.3 – Resultados dos ângulos dos conversores e tomadas dos transformadores. ........... 68

Quadro 4.4 – Fluxo de potência no sistema multi-terminal radial. ............................................. 69

Quadro 4.5 - Resultados das tensões e ângulos da rede CA para o sistema em malha. .............. 71

Quadro 4.6 - Resultado das potências nos geradores. ................................................................. 71

Quadro 4.7 - Resultados dos ângulos dos conversores e tomadas dos transformadores. ............ 71

Quadro 4.8 - Fluxo de potência no sistema multi-terminal em malha. ....................................... 72

Quadro 4.9 - Resultados das tensões e ângulos da rede CA. ....................................................... 74

Quadro 4.10 - Resultado das potências nos geradores. ............................................................... 74

Quadro 4.11 - Resultados dos ângulos dos conversores e tomadas dos transformadores. .......... 74

Quadro 4.12 - Fluxo de potência no sistema multi-terminal com a troca de conversores. .......... 75

Quadro 4.13 – Resultados dos ângulos de disparo e tomadas dos transformadores. .................. 77

Quadro 4.14 – Perdas associadas a cada conversor. .................................................................... 78

Quadro 4.15 – Perdas totais do sistema. ...................................................................................... 78

Quadro 4.16 - Fluxo de potência no sistema multi-terminal com o bloqueio de uma ligação CC.

..................................................................................................................................................... 79

Quadro 4.17 - Fluxo de potência no sistema multi-terminal com o bloqueio de uma ligação entre

um inversor e o resto da rede CA. ............................................................................................... 80

1. Introdução

1

1 Introdução

1.1 Enquadramento Geral

Nos últimos anos, devido a preocupações ambientais e à possível falta de recursos tradicionais,

a energia renovável tem recebido grande atenção em todo o Mundo. A geração eólica é uma das

tecnologias mais maduras entre todas as fontes de energia renovável. Devido às suas

características estocásticas e natureza intermitente, os parques eólicos podem afectar a

estabilidade das redes a que estão interligados quando o vento tem um elevado nível de

penetração.

A melhor escolha para a infraestrutura de uma rede que associe parques eólicos offshore e

plataformas petrolíferas ou de gás ainda é um grande objecto de estudo. O facto da ligação dos

parques eólicos offshore ser de várias centenas de quilómetros (com tendência a aumentar),

devido às melhores condições de geração em zonas mais longe da costa, leva a que se estude

tecnologias de transmissão em corrente contínua [1].

A transmissão CC torna-se economicamente viável e interessante quando grandes quantidades

de energia necessitam ser transmitidas através de longas distâncias, o que vai de encontro com o

desenvolvimento dos parques eólicos offshore. Estas ligações consistem normalmente em

ligações ponto-a-ponto entre as duas redes CA interligadas pela ligação CC [2].

A procura de soluções alternativas ao método de transmissão tradicional (CA) para parques

eólicos offshore tem levado a um investimento relativamente grande na tecnologia de

1

1. Introdução

2

transmissão CC, sendo que em 2014 espera-se que o primeiro parque eólico offshore baseado

nesta tecnologia entre em pleno funcionamento.

A recente orientação desta tecnologia para a sua aplicação também em parques eólicos offshore,

levará a um aumento destas ligações ponto-a-ponto e tornando-se aparente a possibilidade de

criar redes de sistemas multi-terminais.

Para agregar vários sistemas e parques uma solução poderá ser realizada através de

implementação de redes multi-terminais HVDC (High Voltage Direct Current), que são redes

que compreendem mais do que dois conversores sendo então possível juntar vários parques num

única rede. Estes sistemas MTDC (Multiterminal Direct Current) são economicamente viáveis

comparados com as soluções em corrente alternada para longas distâncias. Para além disso

garantem um aumento de fiabilidade, redundância, disponibilidade e flexibilidade do que as

ligações HVDC ponto-a-ponto [1].

Estas redes representam um passo importante para um futuro onde haja convergência

energética, se bem que irão trazer novos desafios de natureza técnica e económica. Embora

ainda sem aplicabilidade prática e real, estima-se que estas redes multi-terminais HVDC estejam

presentes e funcionais em cerca de 20 anos, e que se possa fazer uma supergrid interligando por

exemplo vários países através do Mar do Norte, o que facilitaria também as trocas energéticas

entre estes.

1.2 Objectivos da dissertação

Esta dissertação tem por objectivo principal o estudo de arquitecturas e topologias de rede para

sistemas multi-terminais HVDC, tendo sido realizados testes em regime dinâmico e

estacionário. Para estes testes foi utilizado um software específico de simulação de redes de

energia, o PSS/E®.

Este estudo pretende também identificar as vantagens da utilização de redes multi-terminais na

interligação de sistemas offshore com terra, quer possíveis sistemas de geração eólica, quer a

alimentação de cargas, como por exemplo estações petrolíferas ou de gás. O estudo destas redes

consistiu na caracterização e comparação de diferentes topologias de rede, bem como a

comparação com sistemas análogos com redes bi-terminais ao invés das multi-terminais.


3

Outro objectivo desta dissertação prende-se com a observação da resposta da rede a um curto-

circuito e a um bloqueio da mesma, evidenciando a sua redundância e disponibilidade, quando

comparada com a bi-terminal.

Finalmente, foi também um objectivo desta tese, face ao seu carácter inovador, a realização de

um guia de carácter introdutório à utilização e simulação de redes multi-terminais HVDC para

uma futura iniciação à simulações das mesmas.

1.3 Organização da dissertação

A presente dissertação encontra-se organizada em 5 capítulos.

No primeiro capítulo é efectuado um enquadramento geral, procurando-se introduzir a temática

da transmissão CC e sistemas multi-terminais HVDC no contexto da Engenharia Electrotécnica

e o propósito desta dissertação, apresentando os objectivos a alcançar.

No segundo capítulo é apresentado um pequeno contexto histórico sobre as fontes energéticas

eólicas, e o enquadramento dos sistemas HVDC para a transmissão de energia eólica offshore. É

referido também o estado da energia eólica em Portugal. São então analisados os sistemas de

transmissão HVAC e HVDC, suas topologias e tecnologias. Ainda neste capítulo é aprofundada

a evolução dos sistemas multi-terminais HVDC, os sistemas em actividade, as tecnologias

existentes e possíveis topologias de rede.

No terceiro capítulo são apresentadas as simulações realizadas, identificando-se as topologias

analisadas para a rede, as comparações efectuadas e a caracterização pretendida. Posteriormente

é descrita a experiência em regime transitório, verificando-se o comportamento de uma rede

multi-terminal HVDC neste regime em resposta a um curto-circuito com bloqueio de um

inversor.

No quarto capítulo descrevem-se os resultados obtidos nas simulações efectuadas das várias

configurações de sistemas multi-terminais, em regime estacionário e em regime transitório,

observando o comportamento da rede em situações específicas, procurando, quando possível, o

seu enquadramento com resultados de outras investigações.

No quinto capítulo são apresentadas as conclusões gerais da dissertação e são também propostas

matérias para investigações futuras de questões que sejam consideradas relevantes no âmbito

desta dissertação.

1. Introdução

4

1. Introdução

5

2 Estado da arte

2.1 Introdução

O presente capítulo pretende contextualizar o trabalho efectuado, indicando os resultados mais

relevantes da pesquisa bibliográfica realizada no âmbito do estudo de redes multi-terminais

HVDC (High Voltage Direct Current).

O capítulo inicia com uma análise do contexto histórico das fontes energéticas e dos sistemas

eólicos, onde é revista também a evolução da energia eólica e o seu desenvolvimento em

Portugal.

De seguida, são abordados os tópicos referentes a corrente contínua de alta tensão, onde se

expõe todo o enquadramento histórico desta tecnologia.

Posteriormente são aprofundados os sistemas de transmissão HVAC (High Voltage Alternating

Current) e HVDC, respectivas tecnologias e topologias.

Por último, é analisada a evolução, passada e futura, dos sistemas multi-terminais HVDC, desde

os seus primeiros estudos, projectos, tecnologias e topologias

2

2. Estado da arte

6

2.2 Contexto histórico das fontes energéticas e dos sistemas

eólicos

Os nossos antepassados utilizavam fontes energéticas como o vento, a água e a lenha na

produção de calor e de força motriz. Posteriormente com a revolução industrial, o carvão, o

petróleo, o gás e o nuclear foram substituindo estas fontes tradicionais [3].

Segundo Castro [3], o reaparecimento das energias renováveis deu-se a partir dos choques

petrolíferos da década de 70. A necessidade de assegurar a diversidade e a segurança no

fornecimento de energia e a obrigação de proteger o ambiente, cuja degradação é acentuada pelo

uso de combustíveis fósseis, motivaram o renovado interesse pelas renováveis.

A energia eólica não é uma tecnologia recente. Ao longo da história encontram-se, traços do

Homem tentar utilizar a energia do vento. Foram criadas diferentes tipos de estruturas, tendo em

conta a sua funcionalidade, aplicação, tecnologia existente na altura e cultura da área onde

foram construídas. Podemos visualizar dois destes exemplos na Figura 2.1 [4].

Figura 2.1 – Um típico moinho de vento holandês (esquerda) e um mediterrâneo (direita), adaptado de

[4].


7

2.3 Energia eólica

A procura de energias renováveis, nomeadamente a eólica, cresceu rapidamente nos últimos

anos, mantendo uma tendência que se tem verificado nas últimas décadas.

A exploração de energias renováveis, nomeadamente da eólica, revelou um crescimento

acentuado nos últimos anos como pode ser observado na Figura 2.2 [3].

Figura 2.2 – Evolução da potência eólica instalada a nível mundial, adaptado de [3].

A energia eólica aumentou nos últimos 5 anos a um ritmo elevado. Como resultado deste

aumento, cerca de 25% ao ano, a capacidade mundial atingiu os 158 GW. As previsões apontam

que, apenas na Europa, em 2020 a potência eólica produzida seja por volta dos 230 GW:

190 GW onshore e 40 GW offshore, o que chegará para cobrir 15.7% a 16.5% da demanda de

electricidade na Europa. Em 2010, a potência eólica produzida reflecte-se na Figura 2.3 [5].

6 8 10 14 1724

3139

4859

74

94

121

158

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Potência eólica no Mundo (GW)

2. Estado da arte

8

Figura 2.3 – Potência eólica instalada na Europa no final de 2010, adaptado de [5].

Os parques eólicos offshore irão representar uma quota crescente da potência eólica. Prevê-se

que até 2020 mais de 50 GW de potência eólica offshore possa ser instalada, 80% desta na

Europa. Por exemplo, no Mar do Norte, onde estarão localizadas a maioria dos parques eólicos,

uma super-rede (supergrid) poderá ser construída para permitir trocas de potência entre países

vizinhos [5]. Podemos visualizar na Figura 2.4 a previsão efectuada pela EWEA (European

Wind Energy Association) desta super-rede futura.

Figura 2.4 – Previsão a 20 anos do desenvolvimento da rede offshore, adaptado de [6].


9

O aumento das necessidades energéticas levou a que os parques eólicos offshore fossem cada

vez maiores, e cada vez mais afastados da costa, resultando uma maior potência instalada [7].

O método normalmente utilizado para interligar estes sistemas é através de cabos submarinos

em corrente alternada (CA), uma vez que a energia eléctrica produzida pelas turbinas eólicas é

alternada. Quando as potências geradas são relativamente pequenas, é suficiente trazer a

potência para a costa à mesma tensão utilizada na interligação das turbinas WTG (Wind Turbine

Generator) [8]. Esta solução deixa de ser suficientemente boa quando se trata de potências

elevadas e passa a ser necessário que os parques eólicos tenham uma maior tensão de

transmissão, convertendo-a em alta tensão (HVAC). Para tal, é necessário que as subestações

tenham transformadores elevadores (Step-up Transformers).

O primeiro parque eólico que utiliza esta tecnologia é o parque de Horns Rev (Figura 2.5), que

entrou em funcionamento em 2002 ao largo da costa oeste da Dinamarca com uma ligação de

150 kV [9].

Figura 2.5 – Parque eólico offshore de Horns Rev e respectivos cabos de interligação (33kV) e de

transmissão (150kV), adaptado de [10, 11].

Um dos problemas dos cabos HVAC é a existência de uma corrente de carga capacitiva que

limita o tamanho dos cabos. Face a este problema, a indústria voltou-se para outra solução,

utilizando sistemas de corrente continua (CC) quando as distâncias são elevadas. Estes sistemas

também necessitam de uma plataforma offshore com uma estação de conversão. Os sistemas

clássicos HVDC utilizam tirístores como elemento semicondutor e requerem uma fonte rígida

de corrente alterna nas duas pontas do sistema. Quando há pouco vento a única maneira de

manter uma fonte de corrente alterna rígida é através de geradores em stand-by. Outra

desvantagem destes sistemas é o tamanho da estação de conversão. Uma alternativa seria a

2. Estado da arte

10

utilização sistemas HVDC com VSC (Voltage Source Converters), uma vez que as subestações

têm um tamanho menor [4].

2.3.1 Situação eólica em Portugal

Em Portugal, nos últimos 20 anos assistiu-se a um dinamismo inédito em termos do

desenvolvimento eólico, que se podem atribuir como principais causas:

A reestruturação do sector eléctrico em 1995, reforçada em 2006, estabelecendo o

aprofundamento da liberalização e a promoção da concorrência nos mercados

energéticos, com o consequente fim da situação de monopólio efectivo detido pela EDP

(Electricidade de Portugal);

A publicação de legislação específica com o fim claro de promover o desenvolvimento

das energias renováveis, designadamente através da agilização de procedimentos

administrativos com o objectivo de melhorar a gestão da capacidade de recepção e a

introdução de tarifários de venda de energia de origem renovável à rede pública,

baseados numa remuneração muito atractiva, diferenciada por tecnologia e regime de

exploração;

A aprovação das «Directivas das Renováveis», cuja aplicação em Portugal levou o

Governo a definir metas ainda mais ambiciosas para a penetração das energias

renováveis, designadamente a energia eólica, com a previsão de ter 5100 MW

instalados em 2012.

Os dados disponíveis indicam que, no final de 2009, a potência total instalada em

aproveitamentos eólicos em Portugal é de cerca de 3500 MW. A situação actual é de grande

dinamismo no sector, registando-se um número de pedidos de licenciamento de novas

instalações que excede largamente o potencial técnico do recurso eólico [3].

A percentagem de energia eléctrica que provém de energia eólica em Portugal é hoje em dia

apenas ultrapassada pela Dinamarca. A electricidade que é gerada por esta fonte de energia

representa cerca de 14.8% de toda a energia eléctrica. No final de 2010, Portugal possuía 4 GW

de energia eólica onshore instalada e o objectivo para 2020 será aumentar a potência para 7

GW, representando assim 23% da energia consumida.

A energia eólica portuguesa está em grande expansão, mas no entanto, é totalmente onshore. A

principal razão para não se ter desenvolvido em Portugal a vertente offshore da energia eólica é

a diferença entre o Oceano Atlântico e os mares no Norte da Europa. A plataforma continental

portuguesa é bastante pequena, o que faz com que a profundidade das águas aumente

rapidamente e muito perto da costa. Este facto, aliado à altura das ondas, que é cerca do dobro


11

no Oceano Atlântico, em comparação com o Mar do Norte, faz com que seja muito difícil

instalar as turbinas eólicas offshore normais, cujas fundações estão no fundo do mar.

No entanto, como o potencial eólico offshore português é bastante aliciante (como podemos

verificar na Figura 2.6) está em curso um projecto chamado “Windfloat” onde a EDP e outros

parceiros (como por exemplo a Vestas, produtora dinamarquesa de turbinas eólicas), têm como

objectivo ultrapassar estas barreiras, construindo um novo tipo de plataforma flutuante. O

esquema deste projecto é baseado na indústria petrolífera e baseia-se num triângulo, com a

turbina eólica inserida num dos seus vértices. A plataforma é semi-submersível, como podemos

verificar na Figura 2.7, de modo a garantir a estabilidade. As previsões apontam para que, entre

2019 e 2020, estejam instalados 500 MW de energia eólica offshore [12].

Figura 2.6 – Atlas Português do Vento offshore (esquerda) e onshore (direita). Encontra-se representado o

número de horas de funcionamento equivalente à potência nominal (NEPS) à altura de 80m, adaptado de

[13, 14].

2. Estado da arte

12

Figura 2.7 – Esquema do projecto “Windfloat”, adaptado de [15].

2.4 Transmissão em Corrente Contínua e Alta Tensão

(HVDC)

2.4.1 Introdução

A energia eléctrica é produzida nas centrais na forma de tensão e corrente CA. Esta forma de

energia deve ser transferida das centrais para as localizações onde se encontram as cargas.

Normalmente, este transporte é feito utilizando sistemas CA, embora existam casos particulares

onde a transmissão CC se torne atractiva [4].

A transmissão CC torna-se economicamente viável e interessante quando grandes quantidades

de energia necessitam ser transmitidas através de longas distâncias. A distância de break-even

normal, a partir do qual se torna económico pensar em soluções com sistemas CC é da ordem

dos 300 a 400 km, sendo ainda mais vantajoso a utilização destas soluções com cabos

submarinos, o que consiste numa mais-valia para os parques eólicos offshore. Estes sistemas

HVDC tornam-se mais interessantes para longas distâncias uma vez que os sistemas CA,

especialmente os seus cabos isolados, possuem uma capacidade elevada o que limita o seu

comprimento. Esta capacidade elevada significa que as perdas aumentam quanto maior o

tamanho das linhas CA, o que acontece de modo menos acentuado nas linhas CC. Mesmo para

curtas distâncias, se se tratar de cabos submarinos, os sistemas CC podem tornar-se numa


13

melhor solução. Geralmente a escolha do sistema a utilizar está relacionada com o seu custo, e

este depende da distância de transmissão, como ilustra a Figura 2.8 [2].

Figura 2.8 - Ponto de break-even entre transmissão CA e CC, adaptado de [16].

A transmissão CC também tem outros benefícios uma vez que apresenta uma melhor

estabilidade transitória e um amortecimento dinâmico das oscilações do sistema eléctrico. Estas

características permitem aumentar a estabilidade da rede. Os sistemas HVDC também permitem

a interligação de dois sistemas CA com frequências diferentes (assíncronos) e não estejam

sincronizados.

Também os aspectos de saúde pública devem ser considerados na escolha da técnica de

transmissão, sendo que o campo magnético à frequência industrial se encontra ausente nos

cabos CC, ao invés de cabos CA. Os cabos CC produzem apenas um campo magnético que é

semelhante ao campo magnético terrestre.

Em zonas densamente populadas pode ser extremamente difícil obter autorização para construir

novas linhas de transmissão CA, quer por razões de espaço, quer por razões de saúde pública.

Apesar dos cabos serem mais largos no CC, o seu número é menor, o que juntamente com o

campo electromagnético gerado, pode levar a uma autorização mais expedita para sistemas de

transmissão HVDC. Os postes típicos CC têm um tamanho bastante inferior, como podemos

verificar na Figura 2.9.

2. Estado da arte

14

Figura 2.9 – Representação de postes típicos CA e CC, adaptado de [16].

Os sistemas de transmissão HVDC também têm desvantagens em relação aos HVAC. Por

exemplo, as estações de conversão são muito caras e têm perdas constantes, o que torna por

vezes mais barata uma solução normal de transmissão CA [2, 16].

2.4.2 Enquadramento histórico

A transmissão e distribuição de energia eléctrica começou com corrente contínua. Em

1882 foi construída uma linha de transmissão de 2-kV CC entre Miesbach e Munique na

Alemanha, com um comprimento de 50 km. Naquele tempo, a conversão entre tensões de

consumo razoáveis e uma tensão de transmissão CC mais alta, apenas era possível através de

máquinas CC girantes. Um método inicial de transmissão CC de alta tensão foi desenvolvido

pelo engenheiro suíço René Thury e o seu método foi posto em prática em 1889 em Itália pela

empresa Acquedotto De Ferrari-Galliera (Figura 2.10). Este sistema consistia na interligação

em série de motores-geradores para aumentar a tensão. A linha operava a corrente constante,

com cerca de 5 kV em cada máquina. Em 1913 cerca de quinze destes sistemas encontravam-se

em funcionamento.


15

Figura 2.10 – Esquema do sistema Thury de conversão CC, adaptado de [2].

Uma empresa denominada ASEA iniciou o desenvolvimento de produtos para

transmissão HVDC no fim dos anos 20. Nessa altura Uno Lamm, que foi um grande

impulsionador dos sistemas HVDC, começou a trabalhar na ASEA dedicando-se ao estudo

destes sistemas. A ASEA trabalhava com válvulas de vapor de mercúrio (mercury arc valves)

mas estas tinham alguns problemas, tendo o maior deles a ver com disrupção. Um exemplo de

uma válvula de vapor de mercúrio encontra-se ilustrada na Figura 2.11. Em 1932 a General

Electric testou rectificadores de vapor de mercúrio e uma linha de transmissão em

Mechanicville em Nova Iorque, que era utilizada para converter uma geração de 40 Hz que

servia cargas de 60 Hz, ou seja, um sistema assíncrono.

Figura 2.11 - Esquema de uma válvula de vapor de mercúrio, adaptado de [12].

2. Estado da arte

16

Em 1941 celebrou-se o primeiro contracto para um sistema HVDC comercial na

Alemanha, que consistia na entrega de 60 MW à cidade de Berlim através de um cabo

subterrâneo de 115 km de comprimento. Este sistema tinha como objectivo principal o

fornecimento de energia sem que as forças aliadas tivessem conhecimento da localização dos

cabos de transmissão no sentido de evitar bombardeamentos. Este sistema chegou a estar pronto

com ± 200 kV e 150 A em 1945, embora nunca tenha entrado em produção.

Estes problemas limitadores das válvulas de vapor de mercúrio tardaram em ser

resolvidos e apenas em 1950 foi encomendado o sistema HVDC entre a ilha de Gotland e a

Suécia, tendo a linha entrado em serviço em 1954. O avanço nesta tecnologia aconteceu nos

anos 60, quando a ASEA obteve quatro contractos internacionais onde trabalhou em simultâneo.

Destes quatro, o sistema construído no Canadá, em Nelson River onde funcionava a 150 kV e a

2kA, tornou-se no maior sistema com rectificadores de vapor de mercúrio.

A ASEA detinha o monopólio desta tecnologia. Existia no entanto, pela parte das

empresas concorrentes, um elevado interesse em entrar no mercado HVDC. Estas descobriram

que um novo componente, os tirístores, poderia ser utilizado em vez dos rectificadores de vapor

de mercúrio com a vantagem que os tirístores não envelheciam e ofereciam mais segurança, por

exemplo, mesmo que o tirístor perdesse as suas propriedades semicondutoras, continuava com a

capacidade de conduzir corrente.

ASEA, Siemens e Alstom, voltaram-se para o desenvolvimento desta tecnologia. Em

1970 a primeira estação com tirístores entrou em funcionamento. Entretanto, os

desenvolvimentos nesta tecnologia tornaram os rectificadores de vapor de mercúrio obsoletos e

em 1971 estes foram descontinuados. Porém, em 2004 nove sistemas com estes rectificadores

ainda estavam em serviço.

A 15 de Março de 1979 foi inaugurada a central de Cahora Bassa (entre Cahora Bassa e

Joanesburgo), de 1410 Km ± 533 kV com 1920 MW. Esta foi desenhada com tiristores imersos

em óleo, sendo um projecto entre a AEG, BBC, Siemens e o governo Português. Outros grandes

projectos deste género foram o Itaipu, no Brasil (6000 MW) e a grande central das três

gargantas na China (18200 MW).

Desde 1975 até 2000 as válvulas de vapor foram substituídas pelos conversores LCC

(Line-comutated converters) que utilizam tirístores simples como elemento semicondutor, cujas

válvulas conduzem corrente consoante a tensão ânodo-cátodo e o sinal aplicado à porta deste. O

desenvolvimento dos tirístores tem continuado e hoje existem soluções HVDC até 3200 MW

num sistema bipolar.


17

Outro desenvolvimento nesta área, deu-se com o aparecimento do IGBT (Insulated

Gate Bipolar Transístor) e do GTO (Gate Turn-Off thyristor), o que levou ao aparecimento de

sistemas HVDC baseados em VSC. A ABB/ASEA chamou a este conceito “HVDC Light”

enquanto que a Siemens chamou a um conceito semelhante “HVDC Plus”. A diferença está no

conceito da modulação do VSC. Enquanto o “HVDC Light” utiliza uma modulação PWM

(Pulse-Width Modulation), o “HVDC Plus”utiliza modulação multi-nível. Em 2012 entrarão em

produção os primeiros sistemas baseados nesta tecnologia, na Alemanha [2, 16, 17].

Figura 2.12 – Esquema de funcionamento de sistemas VSC ABB HVDC Light (esquerda) e Siemens

HVDC Plus (direita). Figura adaptada de [16, 18].

2.5 Sistemas de Transmissão HVAC / HVDC

Os tipos de transmissão eléctrica associados à interligação de estações eólicas offshore com

terra são baseados em tecnologias HVDC e HVAC. Tipicamente o esquema geral de uma

estação eólica offshore e respectivo sistema de transmissão, pode ser simplificado como

representado na Figura 2.13.

Figura 2.13 – Esquema simplificado de uma rede offshore e do sistema de transmissão, adaptado de [4].

2. Estado da arte

18

Existe uma rede local CA de turbinas eólicas, onde a potência é agregada e transportada até ao

ponto de agregação. Neste local a tensão é convertida para o nível de tensão do sistema de

transmissão, sendo posteriormente transmitida até ao interface com a rede CA. Aí é novamente

convertida de acordo com o nível de tensão e necessidade energética da rede, para ser

distribuída à mesma através do PCC. (PCC – Point of Common Coupling)

Desde o início do século XX que os sistemas de corrente alternada são os mais comuns na

transmissão devido às vantagens que apresentam:

Tecnologia mais barata normalmente, sendo ainda mais barata para distâncias mais

curtas, dado o custo das estações de conversão, como referido na Figura 2.8;

As perdas são muito pequenas para distâncias curtas;

Não necessita da existência de conversores de potência;

Facilidade de interligação e manutenção.

Estas vantagens fizeram com que a todos os parques eólicos offshore sejam baseados em

sistemas de transmissão HVAC. Contudo, como as próximas gerações de parques eólicos serão

cada vez mais distantes de terra e cada vez de maiores dimensões, os sistemas HVAC tornam-se

menos competitivos devido às suas desvantagens, das quais se salientam:

Os cabos submarinos HVAC possuem corrente capacitiva, gerando consideráveis

quantias de potência reactiva que têm de ser consumidas nos finais dos cabos. Esta

capacitância aumenta quer com a tensão, quer com o tamanho dos cabos o que,

associado às perdas dieléctricas verificadas nos cabos HVAC, torna impraticável a sua

utilização para distâncias elevadas (acima de 50 km), como podemos verificar na Figura

2.14;

Sistemas de compensação de potência reactiva são necessários para transmissões de

longa distância (FACTS – Flexible AC Transmission Systems, baterias de

condensadores);

Os cabos actualmente utilizados não são suficientes para o aumento de potência previsto,

tendo de se recorrer à utilização de vários cabos em paralelo, o que por sua vez aumenta

significantemente as perdas;

As perdas no sistema aumentam bastante com o aumento da distância (Figura 2.14);

Com o aumento de potência dos parques eólicos offshore, pode ser necessário

minimizar as perdas nos maiores níveis de tensão do sistema de transmissão, sendo

necessária a instalação de uma subestação offshore de transformação [19, 20 ,21].


19

Os produtores e investigadores voltaram-se então para um estudo mais aprofundados das

características dos sistemas de transmissão HVDC, uma vez que estes dão resposta a alguns dos

principais problemas dos sistemas HVAC.

Figura 2.14 – Relação entre as perdas de transmissão e a distância de transmissão para HVAC e HVDC,

adaptado de [22].

2.5.1 Tipo de cabos utilizados

Usualmente, em transmissões HVAC são utilizados cabos XLPE (Cross-linked polyethylene

cable). Estes cabos são constituídos por um condutor de cobre isolado por camadas cruzadas de

polietileno extrudido, como podemos verificar na Figura 2.15.

Figura 2.15 – Secção (esquerda) e visão de interior (direita) de um cabo XLPE. Figuras adaptadas de

[4,23].

2. Estado da arte

20

Estes tipos de cabos, devido às suas excelentes características térmicas, possuem uma grande

capacidade de corrente contínua normal e também uma grande capacidade de corrente de curto-

circuito. O isolamento suporta elevadas temperaturas de condução de corrente contínua nominal

(na ordem dos 90º C) e temperaturas de curto-circuito (na ordem dos 250 ºC). As perdas

dieléctricas destes cabos são significativamente menores que nas outras tecnologias, por

exemplo, cabos de massa impregnada (MI – Mass-impregnated cables) ou cabos revestidos de

óleo de baixa pressão (LPOF – Low pressure oil filled cables). São também cabos mais leves e

facilmente instaláveis no fundo do oceano, o que constitui ainda uma fatia considerável do

investimento de parques eólicos offshore, pois necessitam de máquinas e técnicas específicas.

Podemos ver um exemplo da inserção de cabos no fundo do mar na Figura 2.16. Uma vez que

estes cabos não necessitam de uma fonte de óleo, têm menos custos de manutenção, quando

comparados com os cabos LPOF, e não apresentam associados riscos ambientais de derrame de

óleo [4, 16, 24].

Figura 2.16 – Descarregamento da máquina LBT1 no parque eólico offshore de North Hoyle e placa de

betão para a protecção dos cabos eléctricos, adaptado de [24].

Por outro lado, os cabos CC utilizados em sistemas HVDC podem ser de três tipos, como se

pode verificar na Figura 2.17:

Cabos revestidos de óleo de baixa pressão (LPOF);

Cabos de massa impregnada (MI);

Cabos XLPE de camadas de polietileno extrudido.

Os cabos revestidos a óleo de baixa pressão, embora aceitáveis para grandes profundidades, são

cabos isolados com óleo de baixa viscosidade sob pressão de alguns bar, que é incorporado no

cabo de maneira a que o óleo consiga fluir através do cabo. Estes cabos têm o problema de

terem o seu tamanho limitado a cerca de 100Km, devido à necessidade de o óleo estar


21

constantemente a fluir pelo cabo, bem como à limitação das bombas de óleo. Adicionalmente

são cabos considerados de grande risco ambiental por fuga de óleo, o que leva a que esta

tecnologia seja cada vez menos utilizada.

Os cabos de massa impregnada consistem num condutor isolado por papel embebido com

resinas e óleos de alta viscosidade. Estes cabos são constituídos por camadas de cobre que, para

além da camada de isolamento, servem para protecção mecânica. Os cabos são cobertos com

baínhas, e protecções anticorrosivas e armaduras, para proteger o cabo do meio ambiente. Este

tipo de cabos, devido às suas características, são os mais utilizados em sistemas HVDC, nos

quais se fazem uso de cabos submarinos, visto poderem ser utilizados em grandes

profundidades (até 1000m) e não apresentarem praticamente um limite quanto à distância de

transmissão. Cabos que utilizam esta tecnologia podem ter tensões até 500 kV e capacidades de

transmissão de potência até 1000 MW, para soluções monopolares, sendo que estão em

desenvolvimento novas soluções, que permitem a transmissão de maior potência.

Como já referido, os cabos XLPE de camadas de polietileno são constituídos por um condutor

de cobre isolado por camadas cruzadas de polietileno extrudido (Figura 2.15). Apresentam

melhorias significativas em termos da temperaturas de condução de corrente contínua normal e

corrente de curto circuito (90 e 250 ºC, respectivamente), e revelam menores perdas dieléctricas.

São também mais leves e fáceis de instalar, o que representa uma grande vantagem. Esta

tecnologia ainda não é muito utilizada, pois sendo mais recente, não está disponível para tensões

e potências tão elevadas comparativamente às outras tecnologias. Porém a tendência verificada

é para uma crescente utilização destes cabos no futuro [4, 16].

Figura 2.17 – Cabos LPOF (esquerda), MI (centro) e XLPE (direita), respectivamente. Adaptado de [25,

26, 27].

2. Estado da arte

22

2.5.2 Topologia HVAC

Como referido anteriormente, todos os sistemas multi-terminais actualmente em funcionamento

possuem sistemas de transmissão HVAC. Usualmente, as configurações HVAC representam-se

por esquemas semelhantes ao ilustrado na Figura 2.18 e são compostas pelos seguintes

componentes principais:

Sistema de colecção CA dentro do parque eólico offshore;

Subestação de transformação offshore que inclui o transformador e a compensação de

potência reactiva (Figura 2.19);

Cabos HVAC, usualmente cabos XLPE (Cross-linked Polyethylene Cable);

Subestação onshore de transformação e compensação.

Figura 2.18 – Esquema de um sistema de transmissão HVAC, adaptado de [28].

A tensão utilizada no sistema de colecção CA é normalmente média tensão, na gama dos 33-36

kV. Podemos visualizar estes cabos na Figura 2.5. No caso da distância do parque a terra ser

pequena, poderá não ser necessária a existência da subestação de transformação offshore. Por

sua vez, a subestação de transformação onshore é necessária sempre que a tensão de

transmissão é diferente da tensão da rede onshore.


23

Figura 2.19 – Subestação de transformação offshore do parque eólico de Gunfleet Sands, em Inglaterra,

adaptado de [29].

2.5.3 HVDC LCC

Os sistemas de transmissão baseados na tecnologia LCC (Line commutated conversion) são os

mais utilizados na transmissão HVDC. É uma tecnologia madura e confiável (o primeiro

sistema comercial foi instalado em 1954), economicamente viável e como referido

anteriormente, é utilizada no transporte de grandes quantidades de energia, nomeadamente

através de cabos submarinos e principalmente para grandes distâncias (2.4.1).

Esta tecnologia baseia-se no uso do tirístor como dispositivo semicondutor. Com a introdução

deste elemento, os sistemas baseados em rectificadores de vapor de mercúrio foram substituídos

por soluções baseadas em tirístores ou foram terminados. Esta tecnologia baseia-se na

comutação síncrona das válvulas (que neste caso são os tirístores) alternando as linhas por onde

passa a corrente. O elemento básico do conversor é a válvula, que apenas permite a passagem da

intensidade de corrente se faça no sentido ânodo-cátodo (Figura 2.20). Esta válvula apenas

conduz se a tensão ânodo-cátodo for positiva e se for aplicada uma tensão positiva à porta,

relativamente ao cátodo. Quando a tensão ânodo-cátodo é negativa e a corrente passa por zero, a

válvula bloqueia a condução. No capítulo 3 serão explicadas detalhadamente as topologias

destes conversores e o seu modo de controlo [19].

2. Estado da arte

24

Figura 2.20 – Símbolo de um tirístor, adaptado de [19].

Estes sistemas apresentam as seguintes vantagens, quando comparados com os sistemas

tradicionais HVAC:

Conseguem transmitir um pouco mais de potência por cabo, comparados com sistemas

HVAC com a mesma tensão;

O controlo dos circuitos rectificadores e inversores facilitam a sincronização dos inputs

e outputs do sistema de transmissão para as respectivas redes ligadas;

Estes sistemas ainda têm a capacidade de funcionar parcialmente quando uma das linhas

sai de funcionamento. No caso da aplicação de sistemas multi-terminais poderá mesmo

ser possível manter a redundância total da rede no caso de falha de uma linha;

Não existe limitações na distância, uma vez que as perdas não limitam a distância de

transmissão. Nos cabos submarinos (ou subterrâneos), não há corrente capacitiva que é

um factor de primeira grandeza em cabos de corrente alternada;

Em corrente contínua, não existe efeito pelicular e as perdas dieléctricas são mais baixas

que em corrente alternada;

A direcção do fluxo de potência pode ser alterada rapidamente (bidireccional);

Um sistema de transmissão HVDC não aumenta a potência de curto-circuito nos pontos

de conexão, o que significa que não é necessário mudar os disjuntores na rede existente;

Os cabos CC em média têm uma maior durabilidade que os cabos CA;

As correntes de curto-circuito da rede são bloqueadas nos conversores, não se

reflectindo na linha CC;

Os dois sistemas interligados não necessitam de estar em sincronismo, pois a

interligação entre as redes é assíncrona, logo não resultam problemas de estabilidade,

podendo as redes operar a frequências diferentes [19, 30, 31].


25

Embora ainda não exista a utilização real deste sistema aplicado a parques eólicos offshore estas

vantagens aliadas ao facto dos parques eólicos serem cada vez mais distantes de terra e terem

cada vez mais potência torna a aplicação destes sistemas HVDC-LCC alvo de inúmeros estudos,

quer no meio académico, quer na indústria. Contudo, esta tecnologia apresenta também certas

desvantagens, tais como:

Os conversores e equipamento auxiliar têm um grande impacto no orçamento;

Não é possível o controlo da potência reactiva;

Existe uma produção considerável de harmónicas nos conversores, o que implica a

introdução de filtros;

É necessária a introdução de sistemas auxiliares de arranque no parque offshore (Black

start-up não é possível).

As topologias típicas utilizadas nestes sistemas de transmissão são duas configurações que

contemplam a necessidade de existir retorno de corrente:

Configuração Monopolar;

Configuração Bipolar.

A configuração monopolar (Figura 2.21) utiliza um condutor apenas, geralmente com

polaridade negativa para minimizar o efeito de Coroa, sendo o retorno realizado por terra ou por

água. Se a resistividade da terra for muito elevada ou se o retorno pela terra/água apresentar

restrições devido à existência de estruturas metálicas na vizinhança dos eléctrodos de terra, ou

por exemplo, em áreas de grande tráfego naval, pode utilizar-se um condutor metálico de

retorno de baixa tensão.

Figura 2.21 – Configuração Monopolar com retorno por terra e com condutor metálico de baixa tensão,

adaptado de [16].

A configuração bipolar (Figura 2.22) é constituída por dois condutores de diferentes

polaridades, que são utilizados para garantir o retorno de corrente. Esta configuração é a mais

utilizada na transmissão HVDC, pois oferece vantagens como uma maior capacidade de

transmissão, e uma maior disponibilidade (é possível a operação monopolar no caso de

2. Estado da arte

26

indisponibilidade de um dos pólos). Também é possível a inversão do sentido do trânsito de

potência na configuração bipolar, trocando a polaridade dos condutores através do controlo dos

conversores [20, 21].

Figura 2.22 – Configuração Bipolar com retorno por terra e com condutor metálico de baixa tensão,

adaptado de [16].

Os componentes utilizados num sistema de transmissão são principalmente os seguintes: um

sistema de colecção CA dentro do parque eólico offshore; uma subestação offshore com os

transformadores trifásicos dos conversores, filtros CA e CC, e reactâncias de alisamento.

Também é necessário um sistema auxiliar que gere a potência necessária para os conversores

ficarem operacionais. Habitualmente esta potência será gerada pelas próprias turbinas eólicas

mas em períodos de pouco vento será necessária a utilização deste sistema auxiliar. Um

esquema de um parque eólico offshore utilizando um sistema de transmissão HVDC LCC,

interligando os componentes acima descritos, pode ser visualizada na Figura 2.23.

Figura 2.23 - Configuração de um parque eólico offshore utilizando um sistema de transmissão HVDC

LCC, adaptado de [32].


27

2.5.4 HVDC VSC (Conversor de fonte de tensão)

Com a evolução da electrónica de potência, apareceram os sistemas de transmissão baseados na

tecnologia VSC. Estes sistemas baseiam-se na utilização de IGBTs e GTOs, que substituem as

válvulas baseadas em tirístores, uma vez que o controlo destes componentes, se utilizados como

VSCs, necessitariam de elevada impedância em série para assegurar a rápida transição na

geração da tensão CA. Esta solução torna-se economicamente inviável, devido à grande

necessidade de compensação de potência reactiva. O uso do tirístor é então apenas viável na

tecnologia LCC tradicional [33].

A Siemens e a ABB apresentam soluções comerciais nesta área denominadas HVDC Plus e

HVDC Light, respectivamente. A utilização de semi-condutores que operam a frequências

aproximadamente de 2 kHz tornou possível a utilização de tecnologias como PWM ou uma

variação da mesma denominada por modulação multi-nível.

Estas tecnologias são relativamente recentes, tendo sido o seu primeiro projecto comercial

iniciado em 1999, na ilha Sueca de Gotland pela empresa ABB. O projecto tem 70km, e

apresenta uma potência de 60 MVA numa estrutura bipolar de 80 kV. A ligação foi construída

com o objectivo principal de fornecer tensão de suporte às turbinas eólicas instaladas no sul da

ilha.

Desde então foram surgindo alguns projectos baseados nesta tecnologia, nomeadamente:

Uma ligação na Austrália, no ano 2000, de 65 km que interliga as redes de Queensland

e New South Wales (180 MVA a ±80 kV);

Um pequeno projecto de demonstração na Dinamarca, entre 1999 e 2000, utilizado para

a interligação de três turbinas eólicas à rede dinamarquesa (8 MVA a ±9 kV);

Uma segunda ligação, no ano de 2002, instalada na Austrália, de 180 km (200 MVA a

±150kV). Esta ligação é a maior ligação HDC VSC do mundo;

Um projecto nos Estados Unidos, em 2002, no qual foi instalado um cabo submarino

HVDC de 40 km entre Connecticut e Long Island, numa topologia back-to-back (330

MVA a ±150kV);

A primeira subestação de conversão offshore foi instalada na Noruega, em 2005, para a

plataforma Troll A de extracção de gás. Esta ligação tem 67 km e opera a 82 MVA

(dois cabos de 41 MVA) a ±60 kV. Está prevista a adição de mais duas transmissões em

2015 [32,34].

Embora ainda não se tenham aplicado a parques eólicos offshore, existem já projectos em fase

de teste que utilizam a tecnologia VSC. Na Alemanha, existe o projecto Borwin 1 (Figura 2.24),

2. Estado da arte

28

cujo sistema de transmissão foi construído pela empresa ABB, baseado na tecnologia HVDC

Light.

Figura 2.24 – Localização (esquerda) e fotografia do parque eólico The Bard Offshore 1 (direita),

adaptado de [35].

Este sistema consiste na interligação do parque eólico The Bard Offshore 1 com a rede alemã.

Este parque, situado no Mar do Norte, é o mais remoto do mundo, pois dista cerca de 130 km da

costa. Consiste em 80 geradores eólicos de 5 MW, cuja potência será transportada por um

sistema de colecção de cabos de 36 kV, e será transformada na subestação de conversão

offshore VSC para 154 kV CC. A estação de interligação com a rede está situada em Diele, a 75

km da costa Alemã, onde a potência será injectada a 380 kV. O projecto terá um custo total de

cerca de 400 milhões de dólares. Este projecto já tem a subestação de conversão operacional,

bem como a ligação, embora o parque ainda esteja em construção. Apenas dezasseis geradores

eólicos estão em funcionamento fornecendo 80 MW, estimando-se que o projecto entre

totalmente em produção em 2014 [36, 37, 38].

Também na Alemanha existe o projecto Borwin 2, cujo sistema de transmissão será construído

pela Siemens, baseado na tecnologia HVDC plus, que ligará os parques eólicos de “Veja Mate”

e “Global Tech 1”, a cerca de 125 km da costa a noroeste da ilha de Borkum, e transportará uma

potência combinada de 800 MW. A subestação de conversão offshore irá subir a tensão de 155

kV para 300 kV CA, que por sua vez, será convertida em corrente contínua de igual tensão. A

instalação da plataforma offshore, bem como a instalação dos cabos, está planeada para 2012. O

sistema de transmissão está planeado entrar em operação em 2013. Podemos visualizar um

esquema deste projecto na Figura 2.25.


29

Figura 2.25 – Esquema do sistema Borwin 2, adaptado de [39].

Outros projectos na mesma área estão também a ser desenvolvidos ou em construção como o

Dolwin 1 (800 MW a ± 320 kV) ou o Sylwin 1 (864 MW a ±320 kV), apresentados na Figura

2.26.

A utilização destes sistemas baseados em tecnologias VSC baseia-se no facto de, para além de

apresentarem as vantagens inerentes aos sistemas HVDC LCC, também possuírem outras

vantagens nomeadamente:

A utilização da modulação PWM permite que o controlo da potência activa e reactiva

seja independente em cada conversor (sem necessidade de equipamento auxiliar);

Não é necessário uma forte rede CA na outra ponta da ligação pois a corrente pode ser

desligada sem ser necessária uma tensão de comutação activa, reduzindo assim as falhas

de comutação. Tem capacidade de black-start, mesmo numa rede sem cargas;

Pode funcionar como um STATCOM (“Static Synchronous Compensator”), fornecendo

ou consumindo potência reactiva sem absorver ou gerar potência activa;

Necessita de menos filtros que o HVDC LCC pois as frequências de comutação são

muito elevadas nos VSC, o que leva à geração de níveis harmónicos mais baixos;

A polaridade do lado CC é igual no rectificador e no inversor, e é necessária pouca

coordenação entre os conversores HVDC VSC, o que torna esta tecnologia atraente para

a construção de sistemas multi-terminais com vários conversores;

As subestações de conversão offshore são de menor dimensão e mais compactas que as

HVDC LCC, sendo que a plataforma offshore pode ser menor e menos dispendiosa;

Pode operar nos quatro quadrantes do plano PQ (plano de potência activa e reactiva). A

potência activa e reactiva pode ser alterada de modo a controlar variações e flutuações

de tensão e frequência, respectivamente, minimizando a influência das flutuações do

vento [4, 21, 32].

2. Estado da arte

30

Figura 2.26 – Esquema dos projectos existentes ao largo da costa alemã, adaptado de [39].

Sendo uma tecnologia relativamente recente, pode-se considerar que está em crescente

utilização, apresentando ainda alguns problemas tais como:

Os semi-condutores IGBT são bastante mais caros que os tirístores tradicionais

utilizados em HDVC LCC;

As altas frequências utilizadas na modulação PWM originam perdas de 4 a 5%

enquanto em HVDC LCC apresentam perdas apenas na ordem dos 1 a 2%;

Devido ao facto de ser uma tecnologia recente o rácio de conversão é limitado, o que

implica uma utilização de maiores sistemas de transmissão, com mais conversores,

representando deste modo um aumento no custo dos projectos.

Os componentes utilizados num sistema de transmissão VSC serão fundamentalmente os

seguintes: sistema de colecção CA dentro do parque eólico offshore, subestação offshore com os

conversores, filtros CA e CC, reactores de fase, filtros de alta frequência, subestação onshore de

conversão e par de cabos CC. Estes cabos são os mesmos que se utilizam na tecnologia HDVC


31

LCC, tendo sido explicados no subcapítulo 2.5.2. Podemos visualizar um esquema genérico na

Figura 2.27 [28]

Figura 2.27 - Configuração de um parque eólico offshore utilizando um sistema de transmissão HVDC

VSC, adaptado de [32].

Segundo Ackerman, [32] podemos comparar as três tecnologias (ver Quadro 1) considerando os

novos projectos já existentes.

2. Estado da arte

32

Quadro 2.1 – Comparação das três tecnologias de transmissão, adaptado de [32].

Transmissão

HVAC HVDC LCC HVDC VSC

Capacidade

disponível

máxima por

sistema

200 MW a 150 kV

350 MW a 245 kV ~1200 MW

350 MW

800 MW anunciado

Nível de tensão Até 245 kV Até ±500 kV Até ±350 kV

Transmissão

dependente da

distância?

Sim Não Não

Perdas totais do

sistema

Dependente da

distância 2-3% 4-6%

Capacidade de

Black-start Sim Não Sim

Nível de falhas

Elevadas,

comparativamente a

soluções HVDC

Reduzidas,

comparativamente a

soluções HVAC

Reduzidas, comparativamente

a soluções HVAC

Capacidade

técnica para

suporte de rede

Limitada Limitada Elevado leque de

possibilidades

Existência de

Subestações

offshore em

operação

Sim Não Sim (não em pleno

funcionamento)

Necessidades de

espaço para

subestações

offshore

Reduzidas

Dependente da capacidade

- O conversor é de

maiores dimensões que

em VSC

Dependente da capacidade -

O conversor é menor que em

LCC mas maior que numa

subestação HVAC


33

2.6 HVDC multi-terminal (MTDC)

As ligações CC são hoje em dia utilizadas com o intuito de transportar a potência de parques

eólicos offshore para terra, de fornecer energia a plataformas petrolíferas e de gás e de interligar

redes de países diferentes (com frequências distintas) ou para reforçar redes CA existentes. Com

o aumento número de ligações ponto a ponto, torna-se aparente a possibilidade de unir estas

ligações através de uma forma mais directa, com mais pontos de interligação entre os sistemas

ponto a ponto e terra, havendo já alguns estudos de redes CC para o futuro (como ilustrado

anteriormente na Figura 2.4). A utilização de redes multi-terminais, planeada para além de

2020, irá trazer novos desafios quer de natureza técnica, quer de natureza económica, uma vez

que as regulações internacionais de trocas de potências e os mercados terão de ser revistos. No

entanto, estas redes representam um passo importante para um futuro onde haja convergência de

sustentabilidade energética.

Sistemas HVDC multi-terminais (MTDC – Multiterminal Direct Current) são sistemas de

transmissão que possuem mais do que dois terminais conversores interligados, dispondo-se em

várias topologias. Os terminais podem estar ligados em série ou em paralelo, sendo que no caso

de estarem em série, os terminais conversores partilham a mesma corrente, e no caso de estarem

em paralelo partilham a mesma tensão CC de transmissão. Em relação a topologias existem

várias possibilidades como por exemplo shore-to-shore, radial, em malha, entre outras [39].

Podemos relacionar as tecnologias utilizadas com as respectivas topologias na Figura 2.28.

Figura 2.28 – Classificação de uma rede MTDC segundo a sua tecnologia e topologia, adaptado de [40].

Um possível cenário de um sistema HVDC multi-terminal offshore encontra-se ilustrado na

Figura 2.29.

2. Estado da arte

34

Figura 2.29 – Cenário hipotético de um sistema multi-terminal HVDC, adaptado de [41].

2.6.1 Enquadramento

Existem apenas tês sistemas de corrente contínua multi-terminais, apesar de serem alvos de

estudo já de longa data (desde cerca de 1980, com estudos de J. Reeve [42] na Universidade de

Waterloo, no Canadá) apenas têm três sistemas em funcionamento. No entanto existem mais de

100 sistemas baseados em HVDC. Os sistemas, que possuem apenas três terminais são:

Hydro Quebec – New England, no Canadá, em que a potência transportada é de 2000

MW a ±450 kV;

SACOI, sendo a ligação Córsega-Sardenha-Itália, em que a potência transportada é de

200 e 300 MW a ±200 kV;

Shin-Shinano, no Japão que consiste em três terminais VSC-BTB (back-to-back) de 53

MVA cada a ±10,6 kV.

A ligação Hydro Quebec – New England começou por ser uma ligação de 690 MW entre a

fronteira canadiana e New Hampshire, tendo sido instalados os terminais de Des Cantons e

Comerford que entraram em serviço em Outubro de 1986. Esta ligação, foi depois expandida

numa segunda fase, tendo sido adicionadas duas novas estações conversoras de 2000 MW. A

linha foi estendida para norte cerca de 1100 km para o terminal de Radisson, onde está


35

localizada a central hidroeléctrica de La Grande. Para além disso, a outra nova estação

conversora ficou situado em Sandy Ponds, Massachusetts, a cerca de 214 km a sul de

Comerford. Estes dois terminais entraram em serviço em 1990.

Em 1992, entrou em funcionamento uma terceira estação conversora de 200 MW em Nicolet, na

área de Montreal. Apesar de ficarem cinco terminais nesta ligação, ela passou a ser operada

através dos três terminais de 2000 MW, ficando apenas um sistema com três terminais.

Podemos visualizar na Figura 2.30 um esquema desta ligação. O aspecto das estações

conversoras está presente na Figura 2.31 [43, 44].

Figura 2.30 – Ligação Hydro Quebec – New England, adpatada de [43].

Figura 2.31 – Estações conversoras de Radisson, Sandy Ponds e Nicolet, respectivamente. Adaptado de

[43].

A ligação SACOI (Sardinia-Corsica-Italy) consiste numa ligação utilizada para a troca de

energia eléctrica entre a estação conversora de Suvereto, em Itália, a estação conversora de

Lucciana, na Córsega, e a estação conversora de Codrongianos, na Sardenha. Começou por ser

utilizada como uma ligação monopolar, em 1965, e actualmente é uma ligação bipolar HVDC

desde 1992. Consiste em três secções de linhas aéreas: a da região de Suvereto, com cerca 22

km, a da Córsega com 156 km e a da Sardenha com 86 km. Adicionalmente existem dois cabos

submarinos que fazem a ligação: um de 105 km entre a Itália e a Córsega e um de 16 km entre a

Sardenha e a Córsega. Até 1990 foram utilizadas válvulas de vapor de mercúrio, que foram

2. Estado da arte

36

posteriormente substituídas por tiristores. O primeiro pólo utilizado pode transferir uma

potência máxima de 200 MW a 200 KV, e a partir de 1992, o segundo pólo foi adicionado, que

pode transferir até 300 MW à mesma tensão CC.

O projecto de Shin-Shinano faz a ligação de dois sistemas CA de frequências diferentes no

Japão, como podemos ver na Figura 2.32.

Figura 2.32 – Localização do projecto Shin-Shinano e seus terminais, respectivamente. Adaptado de [44].

Baseia-se em três terminais VSC de 53 MVA, em que o terminal A tem uma tensão de 275 kV

CA e os terminais B e C de 66 kV. Este sistema multi-terminal foi instalado em 1999 e resulta

de um projecto de investigação japonês para o desenvolvimento de tecnologias de interligação

eléctrica entre 1992 e 1999. Este projecto teve como principais objectivos:

Desenvolver conversores VSC de alta performance aplicáveis a um sistema HVDC-

BTB;

Garantir um controlo robusto para as falhas do sistema CA;

Desenvolver um sistema compacto back-to-back sem equipamento de compensação de

potência reactiva ou filtros harmónicos de primeira ordem (Figura 2.33).

Os resultados deste projecto foram também aplicados em STATCOMs instaladas nos Estados

Unidos [44].


37

Figura 2.33 – Esquema de funcionamento da estação, adaptado de [44].

2.6.2 Vantagens de um sistema multi-terminal

Verifica-se um interesse europeu crescente para o estabelecimento de uma rede transnacional,

que se deve ao facto do desenvolvimento de parques eólicos offshore em grande escala poder

ajudar a atingir as metas de União Europeia no que diz respeito à produção de energias

renováveis, bem como o facto de uma necessidade de aumento da capacidade de trocas

energéticas nas fronteiras entre países no sector energético europeu.

Tal como com o desenvolvimento das redes CA no final do século XVIII, estas redes futuras

MTDC deverão começar como redes simples, aumentando gradualmente de complexidade (por

exemplo através da adição de novos sistemas à rede). A utilização de uma rede desta dimensão

apresenta o desafio da criação de padrões que os sistemas passíveis de entrar nas redes utilizem,

de modo a que seja facilitado a sua integração na rede com o menor custo possível. As

principais características que deverão ser padronizadas serão os tipos de conversores HVDC e a

tensão da rede MTDC. Esta última assume bastante relevância em termos de custos, uma vez

que sistemas a operar em tensões diferentes necessitam de subestações adicionais de conversão

e transformação (CA-CC-CA) de modo a que a tensão fique com o valor adequado. Esta solução

implica um custo acrescido de instalação e manutenção, e introduz um aumento nas perdas

energéticas associadas às conversões.

A discussão deste plano para a criação de uma rede multi-terminal HVDC não se aplica apenas

à integração de parques eólicos offshore, mas também à integração de plataformas petrolíferas

ou de gás (como por exemplo a plataforma Valhall no mar do Norte, Figura 2.34). Esta tem a

sua geração energética onshore permitindo reduzir os custos de produção e tipicamente são

2. Estado da arte

38

reduzidas as emissões de CO2, uma vez que habitualmente esta é feita através de motores diesel

ou turbinas a gás.

Figura 2.34 – Plataforma Valhall no Mar do Norte, alimentada por HVDC, adaptado de [45].

Adicionalmente, poderá ser possível a integração de outras fontes de energia renovável, como

por exemplo a energia das marés e das ondas, ou mesmo a energia solar que é possível

aproveitar no Norte de África. Ao integrar todos estes elementos numa mesma rede MTDC, os

custos associados à instalação de cabos podem vir a ser muito menores, bem como serão

necessários menos conversores do que no caso das ligações ponto a ponto.

Estas redes apresentam também uma vantagem considerável no que diz respeito à redundância

da rede e, consequentemente à sua disponibilidade. Se até agora todos os sistemas eólicos

offshore possuem apenas um único cabo de ligação a terra, a utilização destas redes permitirá

sempre a existência de caminhos alternativos para escoar a potência produzida (ou parte dela)

no caso de haver algum tipo de falha nos cabos. Actualmente, quando tal acontece o sistema

inteiro é retirado de serviço.

A título de conclusão, o valor de uma rede MTDC consistirá principalmente na facilitação de

trocas energéticas entre regiões e redes eléctricas diferentes, o que irá trazer uma flexibilidade

acrescida aos sistemas energéticos. A utilização de tecnologia HVDC, por sua vez, permite

também trocas energéticas entre redes que operam em frequências diferentes pelo que seria

possível, por exemplo, integrar a rede do Reino Unido com a da Europa Continental.

Os sistemas e redes multi-terminais apresentam então um enorme potencial e vantagens

consideráveis na sua utilização, tais como:


39

A integração de plataformas de gás e de petróleo e parques eólicos offshore que são

ligadas e alimentadas da costa reduzindo a emissão de CO2;

A minimização das perdas de transmissão;

O aumento da disponibilidade da rede, devido às potencialidades de interligação de

vários parques e sistemas, havendo consequentemente uma redundância que permite

que haja sempre um caminho disponível para transmissão de parte ou da totalidade da

potência transmitida;

Permitem a troca de energia entre redes assíncronas;

A diminuição de estações de conversão comparativamente às ligações HVDC ponto a

ponto, ou seja, verifica-se uma diminuição dos custos;

A facilitação da integração de novos elementos offshores (cargas ou geradores);

O aumento do controlo do trânsito de energia, uma vez que na tecnologia HVDC a

distribuição do trânsito energia depende do despacho dos geradores e da impedância das

linhas de transmissão.

No entanto, ainda é necessário uma evolução nesta tecnologia, pois estes sistemas ainda não

existem e têm primeiramente de ultrapassar os problemas de controlo e comunicação que são

inerentes à existência de vários terminais conversores. Para além disso, sistemas de protecção e

potentes disjuntores de corrente alterna terão de ser desenvolvidos.

Sendo cada vez mais internacionais as redes de transmissão e a interligação de fronteiras de

países diferentes e de zonas económicas distintas, terá de haver uma regulação e operação das

mesmas por entidades internacionais, agências nacionais e operadores de sistema. Foi criada,

em Dezembro de 2008, a ENTSO-E (European network of transmission system operators for

electricity) que foi um passo importante para a futura criação de regras e frameworks que

possam suportar estas redes [40, 41, 45].

2.6.3 Topologias

Como referido na Figura 2.28 existem várias topologias possíveis para uma rede CC, podendo

esta apresentar uma disposição radial, em malha ou combinações destas. As tecnologias

existentes são baseadas ou em conversores CSC ou em conversores VSC. Na Figura 2.35,

podemos observar alguns esquemas baseados nestas topologias. Segundo Chen [1] será possível

combinar as vantagens de ambas as tecnologias VSC e CSC num sistema híbrido de modo a

ultrapassar as desvantagens que ambos apresentam. Se por um lado a tecnologia CSC, utilizada

à décadas para transmissões HVDC, provou ser superior à VSC em termos de custos

operacionais e estabilidade (sendo vantajosa no caso de uma rede CA forte), a tecnologia VCS

que é mais recente, permite controlar a potência activa e reactiva independentemente, operando

2. Estado da arte

40

como um STATCOM para compensar a tensão nos barramentos CA sem necessitar de filtros de

harmónicas CA. Estas características fazem com que a tecnologia VSC seja deste modo muito

atractiva para utilizar em sistemas MTDC.

Figura 2.35 – Esquemas de diferentes topologias de sistemas multi-terminais, adaptado de [46].

O sistema de controlo pode ser desenvolvido a partir da estratégia de controlo de um sistema

bi-terminal. O controlo típico dos sistemas CSC inclui controlo de tensão CC, controlo de

corrente CC, controlo do ângulo de extinção e controlo do ângulo de ignição (ver informação

mais detalhada no Capítulo 3). Por sua vez, o controlo dos sistemas VSC inclui controlo de

tensão e corrente constante no lado CC e controlo de tensão CA e potência reactiva no lado CA.

Podemos visualizar, na Figura 2.36, a configuração de um possível sistema híbrido MTDC. Tal

como os sistemas bi-terminais, estes sistemas podem ser monopolares ou bipolares, sendo que

na Figura 2.37 está um exemplo de um sistema multi-terminal bipolar.


41

Figura 2.36 – Configuração de um sistema MTDC híbrido, adaptado de [1].

Figura 2.37 – Exemplo de um sistema multi-terminal bipolar, adaptado de [46].

2. Estado da arte

42

1. Introdução

43

3 Simulações de redes HVDC LCC em

PSS/E

3.1 Introdução

Para a simulação de redes HVDC LCC multi-terminais em ambiente computacional foi

escolhido o software da Siemens PTI (Power Techonologies International) PSS/E (Power

System Simulator / Engineering). A escolha deste software deveu-se ao facto deste permitir a

realização de simulações em regime estacionário (através do cálculo do trânsito de energia), de

simulações em regime dinâmico, permitindo, ver por exemplo, a resposta da rede a curto-

circuitos, da análise de estabilidade, entre outras. Outra vantagem na utilização deste software é

a sua capacidade de simulação de redes HVDC bi-terminais e multi-terminais LCC, visto estas

rede se encontrarem já modeladas nas bibliotecas do software. As simulações em regime

dinâmico foram realizadas tendo como condições iniciais os resultados do trânsito de energia e a

conversão dos geradores e cargas para os equivalentes de Norton.

No âmbito desta tese foram simuladas redes multi-terminais, em topologias radial e em malha,

tendo estas sido comparadas com redes similares bi-terminais. O software escolhido tem a

capacidade de simular até vinte sistemas HVDC LCC multi-terminais, sendo que cada um

poderá ter até doze conversores, e vinte barramentos CC. No entanto, as estações de conversão

têm que ser ligadas em paralelo, permitindo apenas o uso de topologias radiais e em malha, e

podendo ser monopolares ou bipolares [46].

3

3. Simulações de redes HVDC LCC em PSS/E

44

Uma vez que a simulação de redes multi-terminais com este software é uma análise pioneira em

estudos realizados no IST, foi também do âmbito desta tese a elaboração de um guia de

introdução à simulação em regime estacionário em PSS/E (Anexo A).

3.2 Análise em regime estacionário

3.2.1 Simulações introdutórias

Utilizou-se como ponto de partida para as simulações uma rede existente Paiva [19] (págs.

265:267) que se encontra ilustrada na Figura 3.1.

Trata-se de uma rede com doze barramentos constituída por três geradores, três transformadores

e cinco cargas.

Figura 3.1 – Esquema da rede inicial utilizada como ponto de partida para as simulações realizadas no

estudo apresentado, adaptado de [19].


45

Para a simulação inicial, introduziram-se os dados de acordo com os do exemplo ilustrado na

Figura 3.1 e efectuou-se uma análise do trânsito de energia, através do método de Newton (para

mais informações sobre o método de cálculo consultar o manual do PSS/E. [46]). Deste modo

pretendeu-se garantir a coerência de resultados dos cálculos, quando comparados com os do

exemplo inicial (ver Anexo A).

O controlo estacionário nos conversores dos sistemas HVDC LCC multi-terminal é semelhante

ao dos sistemas bi-terminais LCC, efectuado através dos ângulos de ignição do rectificador e de

extinção do inversor. Como tal, foi feita outra simulação intermédia com um sistema bi-terminal

LCC, (Anexo A), de modo a garantir os cálculos dos parâmetros dos conversores e inversores

usados nas simulações multi-terminais. Procedeu-se então à simulação da ligação CC

escolhendo 500 kV para a tensão e 160 MW para a potência. Considerou-se que os barramentos

das redes CA interligadas por este sistema bi-terminal estão a 220 kV. A Figura 3.2 ilustra o

esquema de um sistema bi-terminal.

Figura 3.2 – Esquema representativo de um sistema bi-terminal.

Este sistema funciona com o recurso a tiristores como elemento semicondutor. Estes são os

componentes básicos que asseguram a conversão corrente alternada/contínua e corrente

contínua/alternada. Cada conversor é composto por um elevado número de tiristores (ligados em

série e, se necessário, em paralelo) configurados em ponte de Graetz trifásica a seis pulsos.

Utilizando duas pontes em série do lado da corrente contínua, alimentadas por transformadores

com ligação estrela/estrela e estrela/triângulo, respectivamente, obtém-se uma configuração a

doze pulsos. Os enrolamentos dos transformadores ligados aos conversores têm o neutro

isolado, sendo a referência de tensão assegurada, do lado da corrente contínua, através da

ligação à terra de um ponto de junção de dois conversores (no caso de uma ligação monopolar

liga-se à terra um dos terminais). A Figura 3.3 ilustra um conversor trifásico em ponte de

Graetz. Cada fase do secundário do transformador de alimentação está ligada a duas válvulas –

estando os ânodos das válvulas do grupo superior (1,3,5) ligados aos cátodos das válvulas do

grupo inferior (4,6,2). Esta montagem permite aproveitar a forma de onda completa (tanto a

alternância positiva como a negativa) da tensão alternada. A tensão rectificada possui uma


46

componente constante, e harmónicas com frequências múltiplas de seis, razão pela qual este

dispositivo se denomina por ponte a seis pulsos [19].

Figura 3.3 – Conversor trifásico em ponte de Graetz, adaptado de [47].

O sistema de controlo dos conversores é efectuado através dos ângulos de ignição do

rectificador e de extinção do inversor. Em regime estacionário, o ângulo de disparo ou , e as

tomadas dos transformadores, são ajustadas segundo a lógica da solução do trânsito de energia,

controlando a tensão CC e a corrente. Estes ângulos estão sujeitos a limites máximos e mínimos

de forma a garantir a estabilidade daquelas grandezas. Na prática, em regime transitório, devido

à lenta velocidade com que é possível ajustar as tomadas dos transformadores, os ângulos

servem como objectivo, controlando a tensão CC e a corrente, como será apresentado no

subcapítulo 3.3 [46].

As linhas CC, quando estão a controlar a tensão e a corrente CC, operam segundo os princípios

ilustrados na Figura 3.4 e Figura 3.5.

Estes sistemas, habitualmente com corrente constante – imposta pelo rectificador – que ajusta o

ângulo de ignição das válvulas de forma a manter o valor especificado da corrente. O inversor

funciona com um ângulo de extinção constante, a fim de garantir que a comutação de corrente

está concluída antes da inversão de polaridade da tensão de comutação (se tal não sucedesse,

dar-se-ia uma falha de comutação). Na Figura 3.4 representam-se graficamente as características

ideais de um sistema de transmissão em corrente contínua, observando-se que o ponto de

funcionamento P corresponde à intersecção das características do rectificador e do inversor [19].


47

Figura 3.4 – Características dos conversores quando a tensão CA do lado do rectificador é suficiente para

um controlo de corrente através do ângulo de ignição , adaptado [19].

Figura 3.5 – Características dos conversores quando há uma queda da tensão CA no lado do rectificador.

A corrente é reduzida pela margem e regulada pelo ângulo de extinção do inversor . Adaptado de

[19].

A Figura 3.5 mostra a relação entre a característica do rectificador e do inversor, quando ocorre

uma queda de tensão no lado CA do rectificador. Neste caso o controlo da tensão CC é

abandonado, e o ângulo de extinção do inversor é ajustado de modo a manter a corrente CC na

linha, num valor igual à corrente desejada reduzida por uma margem de corrente ( ). O ponto

de funcionamento normal está referido por P; no caso de haver uma redução de tensão do

rectificador (linha a traço interrompido), o novo ponto de funcionamento será P’, ao qual

corresponde uma corrente e uma tensão menores – logo uma potência transmitida também

menor Embora raro, combinações intermédias entre as tensões CA do rectificador e do inversor

podem dar origem a que o sistema opere com valores de corrente entre o valor desejado e o

valor da corrente de controlo do inversor [19, 46].

O software PSS/E apresenta dois modos de controlo, permitindo definir se a linha deve manter

uma potência desejada ou uma corrente desejada. A potência desejada pode ser mantida junto


48

do rectificador ou do inversor, especificada pelo sinal da variável SETVAL. Um valor de

potência positiva fixa a potência desejada na saída do rectificador, enquanto um valor de

potência negativa a fixa na entrada do inversor.

Para um conversor LCC, que foi o utilizado nas simulações, o controlo de potência é mantido,

desde que a tensão CC no inversor ultrapasse um valor específico VCMODE. Este controlo

previne a linha, de procurar combinações de baixas tensões CC com elevadas correntes CC.

Estas produziriam dificuldades de comutação e uma potência reactiva em excesso em ambos os

conversores. Se a tensão CC no inversor ficar abaixo do valor VCMODE quando a linha está

especificada para ser controlada em potência, a corrente da linha é calculada de acordo com a

equação

, (3.1)

reduzindo a potência CC recebida em função da tensão CC que está abaixo do valor de controlo.

onde:

– Representa a corrente no conversor, em A;

– Representa a potência desejada no conversor implícita na

variável SETVAL, em MW;

– Representa a tensão especificada para o conversor implícita na

variável VSCHED, em V.

Para um conversor LCC (Line Commutated Conversion) o controlo de potência implica o

cálculo de uma corrente CC desejada, que satisfaça a potência CC especificada (SETVAL),

quando a tensão CC (VSCHED) está satisfeita. Neste caso, o limite de tensão (VCMODE) não

influencia o controlo, para um conversor LCC.

A lógica do controlo ajusta as posições das tomadas dos transformadores dos conversores, para

tentar manter o ângulo de ignição acima do valor mínimo e abaixo do valor máximo definidos.

Os valores mínimos do ângulo de ignição ( ) e do ângulo de extinção ( ) são valores

limites, ou seja, os sistemas não serão operados em soluções do trânsito de energia em que os

ângulos de disparo sejam inferiores a estes valores. No entanto, os valores máximos destes

ângulos e são objectivos, mas não limites inultrapassáveis. Os conversores podem

estar em operação com ângulos superiores a estes limites se as posições das tomadas dos

transformadores dos conversores estiverem no máximo do seu alcance, ou se os alcances

desejados para os ângulos de disparo forem estreitos relativamente ao passo das tomadas dos

transformadores (tap-steps). Estas tomadas são ajustadas até que os ângulos de disparo estejam

ambos dentro dos valores máximos e mínimos definidos.


49

Quando os valores máximo e mínimo do ângulo de extinção do inversor são iguais, este opera

com um ângulo fixo em vez de controlar a tensão CC. As tomadas do transformador do

conversor são ajustadas para se obter a tensão CC desejada. Se for utilizado um transformador

CA, a tomada apenas é mudada, se a tensão CC desejada estiver fora do alcance definido através

duma variável especificada pelo utilizador DCVMIN [46].

Podemos relacionar a tensão contínua ideal em vazio na ligação CC com os dados pressupostos,

ilustrados na Figura 3.2, assumindo que o efeito da resistência e reactância dos transformadores

pode ser desprezável. Esta relação encontra-se de acordo com as equações

√

e

(3.2)

, (3.3)

onde:

– Representa a tensão contínua ideal em vazio na ligação CC, em V;

– Representa a tensão em circuito aberto do lado CC dos transformadores dos

conversores;

– Representa a potência activa CC na linha de transmissão.

Pode também calcular-se a relação de transformação

(3.4)

onde:

– Representa a relação de transformação do transformador;

− Representa a tensão aos terminais CA do conversor.

Uma vez que a tensão nos barramentos do lado CA ( ) é de 220 kV em ambos, pode-se

concluir que a tensão eficaz é aproximadamente igual do lado do conversor e do inversor

(desprezando a resistência e a reactância dos transformadores do lado CC):

√

√ (3.5)

Calcularam-se os parâmetros do rectificador:

(3.6)

Onde:


50

– Representa a relação de transformação do transformador do rectificador.

Assumiu-se que o ângulo de ignição nominal é de 15º e que o transformador é caracterizado por

uma impedância de comutação ( ) de 15%. Calculou-se a reactância de comutação do

rectificador, assumindo um rectificador ideal não controlado [19, 20,46], através das equações

, (3.7)

, (3.8)

e

(3.9)

√

.

(3.10)

Uma vez que se considerou a resistência de comutação ( ) nula temos que

e (3.11)

, (3.12)

onde:

– Representa o ângulo de ignição do rectificador, em graus;

– Representa o ângulo de desfasagem entre a tensão e a componente fundamental da

corrente, em graus;

– Representa o factor de deslocamento;

– Representa a potência aparente no rectificador, em MVA;

– Representa a impedância de base, em ;

– Representa a impedância de comutação, em ;

– Representa a resistência de comutação, em ;

– Representa a reactância de comutação, em .

Calcularam-se os parâmetros do inversor:

,

(3.13)

onde:

– Representa a relação de transformação do transformador do inversor.

Assumiu-se um ângulo de extinção nominal de 18º, um ângulo de comutação nominal de 20º e

que o transformador é caracterizado por uma impedância de comutação igualmente de 15%.

Calculou-se a reactância de comutação do conversor:


51

, (3.14)

, (3.15)

,

(3.16)

, (3.17)

onde:

– Representa o ângulo de extinção do inversor, em graus;

– Representa o ângulo de comutação do inversor, em graus;

– Representa a potência aparente no inversor, em MVA

Compensou-se também a potência reactiva introduzindo uma bateria de condensadores para

evitar uma descida muito acentuada de tensão no barramento do inversor através da equação:

, (3.18)

, (3.19)

onde:

– Representa a potência reactiva no inversor, em MVar.

3.2.2 Simulações de redes multi-terminais

Partindo da rede analisada anteriormente de doze barramentos (Figura 3.1) foram construídas

duas redes multi-terminais com quatro conversores cada uma (dois rectificadores e dois

inversores), em que em ambos os modelos se definiu uma geração de 80 MW junto a cada

rectificador. Assumiu-se que as gerações de 80 MW simulam dois parques eólicos offshore em

que cada gerador eólico tem 1.5 MW, tendo cada parque um total de 54 geradores. Para efeitos

de simulação no software foi utilizado apenas um gerador de 80 MW em cada rectificador. Estas

redes apresentam dezasseis barramentos, com cinco pontos de geração, tendo a parte CA da rede

doze barramentos. Estes sistemas têm topologia monopolar, tendo cada conversor apenas uma

ponte de seis pulsos. A Figura 3.6 e a Figura 3.7 ilustram as redes utilizadas nas simulações, em

topologia radial e em malha respectivamente. A Figura 3.8 foca a parte da rede onde está

presente o sistema multi-terminal.


52

Figura 3.6 – Rede multi-terminal radial utilizada nas simulações.

Figura 3.7 – Rede multi-terminal em malha utilizada nas simulações.


53

Figura 3.8 – Topologia radial (esquerda) e em malha (direita) utilizada nas simulações.

O PSS/E utiliza as mesmas equações para os conversores utilizadas para os sistemas

bi-terminais, pelo que se usaram os dados resultantes da aplicação das equações 3.2 a 3.19. O

programa utiliza a mesma variável SETVAL para definir o valor da potência desejada à saída

dos rectificadores ou à entrada dos inversores. O sinal do SETVAL vai definir o tipo de

conversor, sendo que se for positivo é considerado pelo programa um rectificador, e se for

negativo é considerado um inversor. O software calcula automaticamente a direcção correcta

das correntes na linha multi-terminal, baseada numa variável (CNVCOD) que, no caso de se

tratar de um sistema bipolar, define se o conversor está no pólo positivo ou no pólo negativo. O

funcionamento dos sistemas multi-terminais é semelhante ao do sistema bi-terminal. Em regime

estacionário, os ângulos de disparo e as posições das tomadas do transformador são ajustados

pela solução do trânsito de energia de modo a controlar a tensão e a corrente contínua, e

consequentemente a potência.

O controlo destes sistemas também é análogo ao dos sistemas bi-terminais, com ligeiras

alterações. Este método de controlo é designado por Current Margin Method ou Constant

Current Method, onde, em condições normais de operação, um conversor por pólo regula a

tensão (ou o seu ângulo), e os restantes conversores do sistema regulam as suas correntes. O

relacionamento entre as características dos conversores de um sistema de quatro terminais (com

um inversor que controla a tensão) em termos de tensão e corrente CC, está ilustrado na Figura


54

3.9. Este sistema está a operar quando as tensões CA estão perto do normal, sendo que neste

caso o ângulo de extinção do inversor que controla a tensão é ajustado para a manter no valor

especificado pelo utilizador (SETVAL). Devido ao modo de controlo do software a variável

SETVAL fica, nas simulações efectuadas, com o valor de 80 MW nos rectificadores, 80 MW

num inversor e 500 kV no inversor que controla a tensão.

Figura 3.9 – Operação em condições normais de um sistema multi-terminal com quatro terminais,

adaptado de [46].

Para cada conversor no sistema multi-terminal, o utilizador pode especificar um desvio de

corrente (MARGIN). Este desvio define a margem na corrente do conversor (potência) que o

PSSE/E permite, caso o conversor chegue a um limite de um ângulo de controlo e não consiga

manter a corrente desejada. Muitos esquemas multi-terminais necessitam também de um tipo de

coordenador central, cuja função é a redistribuição da potência, devido a possíveis problemas do

lado CA. Para tal o PSS/E disponibiliza outra variável que especifica o factor de participação

dos conversores (DCPF). A corrente ou a potência é redistribuída por todos os conversores que

não estão no ângulo mínimo. Esta distribuição é visível na Figura 3.10 e calculada através da

equação

∑

(3.20)

onde:

– Representa a corrente redistribuída no conversor i em A;

– Representa a corrente desejada no conversor i em A;

DCPF – Representa o factor de participação do conversor i (valor entre 0 e 1);

j – Representa os conversores a operarem no ângulo mínimo, caso existam.


55

Figura 3.10 – Operação com baixa tensão CA num rectificador.

Na modelação em regime estacionário de sistemas multi-terminais, o PSS/E admite que existe

comunicação constante e disponível entre os conversores. Para representar casos onde esta não

existe, será necessário ajustar os valores iniciais de potência ou corrente desejados nos

conversores, bem como as margens de corrente e o factor de participação (SETVAL, MARGINs

e DCPFs). A Figura 3.10 ilustra a característica entre a tensão e a corrente CC, num sistema

multi-terminal de quatro conversores, em que houve uma queda de tensão CA do lado de um

rectificador. Tensões CA intermédias podem causar funcionamentos do sistema, com valores de

corrente entre os desejados e os respectivos desvios. Neste caso o rectificador tentará produzir o

máximo de corrente possível e a diferença entre a corrente desejada e a produzida é

redistribuída.

Há também a possibilidade de existir uma pequena margem de corrente (uma corrente mais

pequena que a soma de todas as outras correntes) especificada no inversor de controlo de tensão,

sendo este tipo de controlo apresentado em várias propostas de esquemas de redes

multi-terminais. No caso de haver uma queda de tensão CA num rectificador, o controlo de

corrente é mantido no rectificador, até que a soma das correntes seja maior que a pequena

margem definida anteriormente. No PSSE/E este esquema pode ser modelado especificando a

variável do factor de participação dos conversores como zero, com excepção do conversor de

controlo de tensão. A margem de corrente (MARGIN) de cada rectificador será a diferença

entre a soma das correntes desejadas e a margem de corrente definida no inversor de controlo de

tensão divida pela corrente desejada no rectificador.

Para as linhas CC, os sistemas multi-terminais HVDC podem ser especificados de modo a

manterem a corrente desejada ou a potência desejada. O controlo de potência é mantido desde

que os valores das tensões CC em todos os inversores, excedam a variável de controlo

VCMODE, como no caso do sistema bi-terminal. Se a tensão nalgum dos inversores descer


56

deste valor, estando a linha especificada para controlo de potência, a corrente de cada conversor

é calculada através da equação 3.1.

Neste caso a potência CC que é recebida, cai em função da tensão CC. A lógica do programa

também muda para controlo de corrente automaticamente, independentemente do valor de

VCMODE, se a baixa tensão CA num rectificador causar reversão da corrente num ângulo

mínimo. Se um sistema multi-terminal estiver em controlo de corrente e a tensão CA for

suficientemente pequena para causar reversão de corrente, a linha será bloqueada.

A lógica de comutação das tomadas é semelhante à dos sistemas bi-terminais, ou seja, as

tomadas são ajustadas de modo a manter os ângulos de disparo entre os valores mínimos e

máximos definidos, sendo os “mínimos” valores limites absolutos e os “máximos” objectivos a

atingir. [46]

As redes definidas na Figura 3.7 e Figura 3.8 foram analisadas, resolvendo-se o trânsito de

energia segundo o método de Newton-Rapshon. Todos os dados de todas as variáveis

introduzidas para definir estes esquemas em termos de barramentos, linhas, geradores,

transformadores e sistema multi-terminal, podem ser visualizados nas tabelas presentes no

Anexo A.

Seguidamente utilizou-se o sistema radial, para simular o trânsito de energia numa rede em que

se trocou um rectificador por um inversor, de modo a ver o efeito provocado por um rectificador

junto à rede principal CA, visto este passar a injectar potência para a rede CC que não é gerada

no barramento do rectificador, mas provém da restante rede CA. Pretendeu-se também simular

um inversor longe de terra, por exemplo para alimentar estações petrolíferas ou de gás. A Figura

3.11 ilustra o detalhe desse sistema multi-terminal, sendo que no terminal 3 passou a estar um

inversor e no terminal 2 passou a estar um rectificador.


57

Figura 3.11 – Topologia radial com troca de inversor com rectificador.

Voltando à topologia radial definida inicialmente, fez-se uma análise comparativa com uma

rede totalmente idêntica em todas as definições, excepto ser constituída por dois sistemas

bi-terminais em vez do sistema multi-terminal. Este esquema pode ser visualizado na Figura

3.12.


58

Figura 3.12 – Rede com dois sistemas bi-terminais.

A introdução dos dados neste novo esquema pressupôs a remoção da parte da rede

multi-terminal radial, tendo sido adicionados dois sistemas bi-terminais calculados e realizados

de maneira idêntica ao efectuado na simulação intermédia.

Foram feitas cinco simulações de trânsito de energia para a rede multi-terminal radial e

igualmente para a rede com dois sistemas bi-terminais. O propósito desta análise comparativa

foi de avaliar o comportamento das redes em termos dos ângulos dos conversores e das

respectivas perdas nos conversores associados, fazendo variar as potências que as redes CA do

lado dos rectificadores produziram. As variações de potência efectuadas estão ilustradas no

Quadro 3.1.

Quadro 3.1 – Variação de potência efectuada nas simulações comparativas entre a rede multi-terminal

radial e a rede bi-terminal.

Potência (MW)

Rectificador 1 Rectificador 2

100 100

100 80

100 20

80 100

20 100


59

Finalmente, pretendeu-se analisar a redundância e disponibilidade dos sistemas multi-terminais

HVDC. Para tal utilizou-se agora o sistema multi-terminal em malha (Figura 3.7), tendo sido

efectuadas duas simulações. Testou-se a redundância da rede no caso de uma das ligações CC

ter de ser removida, ou mesmo um barramento do sistema multi-terminal ficar offline.

Na primeira simulação testou-se o caso de uma linha CC, dentro do sistema multi-terminal, ficar

offline. Como se pode verificar na Figura 3.13, removeu-se a ligação entre os barramentos DC1

e DC3. Os dados removidos foram apenas os referentes a esta ligação entre estes dois

barramentos CC, definidos no sistema multi-terminal.

Fez-se também a segunda simulação que teve como objectivo verificar o comportamento do

sistema, com um barramento inactivo entre um dos inversores e o resto da rede. Para o efeito

isolou-se um inversor do resto da rede, removendo a linha que na rede CA fazia a ligação entre

o barramento deste e o resto da rede CA.

Neste caso foi necessário reajustar alguns valores da ligação multi-terminal devido ao modelo

de controlo que o PSS/E utiliza. Como visto anteriormente, a modelação de sistemas multi-

terminais admite que existe comunicação constante e disponível.

Figura 3.13 – Rede multi-terminal em malha na qual se removeu uma ligação CC.


60

Figura 3.14 – Rede multi-terminal em malha na qual se removeu uma linha entre o inversor e o resto da

rede.

Uma vez que a remoção da linha isolou um inversor, este tornou-se num nó de balanço, pelo

que se tornou necessário compensar o valor da carga reactiva (Qload) no inversor devido a este

isolamento. Reajustou-se também o valor da potência desejada nesse inversor para 40 MW,

(SETVAL), uma vez que, não existindo a linha entre o inversor e o resto da rede para injectar

potência na rede CA, torna-se apenas necessário satisfazer a carga de 40 MW existente no

inversor, podendo o resto da potência produzida nos rectificadores ser escoada pelo outro

inversor para a rede CA.


61

3.3 Análise em regime transitório

As redes utilizadas na análise em regime transitório foram a rede multi-terminal HVDC LCC

em malha da Figura 3.7 e a rede com dois sistemas bi-terminais LCC da Figura 3.12. Para as

simulação em regime dinâmico é necessária a modelação dos elementos constituintes da rede.

Foram escolhidos modelos já existentes nas bibliotecas do software.

Para os geradores foram usadas três combinações de modelos convencionais nomeadamente

(Anexo B):

GENROU – Round Rotor Generator Model (Quadratic Saturation);

IEEET1 – IEEE Type 1 Excitacion System;

TGOV 1 – Steam Turbine Governor.

GENROU – Round Rotor Generator Model (Quadratic Saturation);

SEXS – Simplified Excitation System.

GENSAL – Salient Pole Generator Model (Quadratic Saturation on d-Axis);

HYGOV – Hydro Turbine Governor.

Para as ligações CC bi-terminais foi utilizado o modelo “CDC4T” e para o sistema multi-

terminal foi utilizado o modelo “MTDC1T”.

No modelo “CDC4T”, em operação normal, os limites dos ângulos de disparo têm geralmente

um alcance superior em regime transitório do que em regime estacionário, como ilustrado na

Figura 3.15. Este modelo ajusta os ângulos de ignição ( ) e extinção ( ) dentro dos limites de

operação em transmissão CC, de acordo as características combinadas visualizadas nas Figura

3.4 e Figura 3.5. A tensão CC especificada e a potência CC desejada (ou corrente, consoante o

modo escolhido) utilizadas no regime transitório, são as escolhidas em regime estacionário para

o cálculo do trânsito de energia, através dos parâmetros VSCHED, SETVAL e MDC.


62

Figura 3.15 – Alcance do ângulo de ignição ( ) e do ângulo de extinção ( ) em regime transitório e

estacionário, adaptado de [46].

O setpoint de corrente instantânea ( ) é ajustado continuamente se a linha estiver em modo

de controlo de potência constante (MDC = 1), como é visível na Figura 3.16. Assume-se que o

setpoint de corrente do inversor segue a corrente do rectificador, de modo a fornecer sempre a

margem de corrente (DELTI) especificada nos parâmetros da linha.

Figura 3.16 – Controlo de transmissão CC do modelo CDC4T, adaptado de [46].


63

Se o ângulo de disparo do rectificador chegar ao limite mínimo de controlo dinâmico (ALFDY),

a corrente CC é reduzida para um valor inferior ao valor instantâneo do setpoint de corrente do

rectificador, mas acima do correspondente valor do inversor. A potência transmitida reduz-se

correspondentemente, mesmo quando a linha é controlada por potência constante (MDC = 1).

O modelo CDC4T mantém a potência constante desejada, desde que a tensão CC no lado do

inversor fique acima do valor de controlo já referido anteriormente VCMODE, sendo que se a

tensão baixar deste nível, a corrente passa a ser a nominal, de acordo com a equação 3.1. Neste

caso, ao haver a mudança do sistema de controlo, o sistema é bloqueado à corrente nominal

durante uma período de tempo definido (TCMODE), depois do qual poderá voltar ao controlo

de potência CC constante, se a tensão CC do inversor tiver subido para um valor acima da

variável de controlo.

Durante as simulações em regime dinâmico as tomadas dos transformadores (TAP), os valores

de setpoint da rede de potência desejada (SETVAL), tensão especificada (VSCHED) e o modo

de controlo do sistema (MDC) não são ajustados automaticamente, pelo que a sua mudança tem

de ser realizada manualmente. Este facto deve-se ao facto das tomadas serem lentas, sendo as

constantes de tempo muito elevadas, ficando os alcances desejados para os ângulos de disparo

estreitos em relação ao passo das tomadas dos transformadores.

Quando o sistema está a regressar após um bloqueio, o restabelecimento é feito com base em

parâmetros definidos no modelo CDC4T, nomeadamente RSVOLT, RSCUR, VRAMP e

CRAMP. Os setpoints de corrente do inversor e do rectificador são continuamente ajustados por

uma tensão limite dependente da corrente, como ilustrado na Figura 3.17. A lógica de controlo

CC em operação normal é realizada através do restabelecimento da corrente e/ou tensão. A

corrente actual fica abaixo do setpoint de corrente instantânea sempre que o rectificador se

encontra num valor mínimo dinâmico do ângulo de disparo, ALFDY [46, 48].

As duas simulações realizadas pretenderam comparar o restabelecimento do sistema após um

curto-circuito na linha e verificar a redundância do sistema multi-terminal durante o curto-

circuito.


64

Figura 3.17 – Limite de corrente dependente de tensão para os conversores CC, utilizada no

restabelecimento do sistema após bloqueio. Figura adaptada de [46].

1. Introdução

65

4 Resultados das simulações realizadas

4.1 Introdução

No presente capítulo são apresentados e discutidos os resultados obtidos nas simulações

realizadas, descritas no capítulo 3. É efectuada uma análise comparativa dos resultados obtidos

da simulação em regime transitório, considerando resultados obtidos de outros estudos. Não

foram encontrados estudos de análises em regime estacionário de sistemas multi-terminais

HVDC.

O capítulo inicia-se com a apresentação dos resultados das simulações em regime estacionário,

onde são analisados e discutidos os resultados dos trânsitos de energia das diferentes simulações

analisando as tensões, potências, correntes e ângulos dos conversores e perdas do sistema. Desta

forma é possível analisar o comportamento de diferentes topologias de sistemas multi-terminais

HVDC em termos de fluxo de potência ao longo do sistema, sendo possível constatar a

redundância dos mesmos.

De seguida apresentam-se os resultados da simulação em regime transitório, onde se pode

observar o comportamento da rede em resposta a um curto-circuito, com o bloqueio do inversor

associado. Através desta volta-se a constatar a redundância do sistema durante o bloqueio.

Finalmente é apresentada a comparação dos resultados em regime transitório com outro estudo

realizado por Chen et al. [49] em que foram realizados estudos com uma rede híbrida

multi-terminal.

4

4. Resultados das simulações realizadas

66

4.2 Resultados das simulações em regime estacionário

Conforme descrito no capítulo anterior, o trânsito de energia calculado nos diversos testes

realizados teve como destaque o sistema de transmissão CC multi-terminal. Para este último o

software apresenta um relatório específico intitulado MTDC report. Adicionalmente, serão aqui

apresentadas as tensões em todos os barramentos da rede e as potências geradas. Os dados

referentes a toda a rede encontram-se no Anexo A, sendo que o resultado do trânsito de energia

do resto das redes encontram-se no Anexo C. Na Figura 4.1 podemos rever as topologias

multi-terminais utilizadas com a respectiva legenda dos barramentos, para uma melhor

compreensão dos resultados obtidos.

Figura 4.1 – Sistema multi-terminal radial com os barramentos CA e CC numerados.


67

Figura 4.2 – Sistema multi-terminal em malha com os barramentos CA e CC numerados.

4.2.1 Resultado do trânsito de energia do sistema multi-terminal radial

Podemos visualizar no Quadro 4.1 as tensões em todos os barramentos na rede e os seus

respectivos ângulos, determinados no cálculo do trânsito de energia. De igual modo, no

Quadro 4.2, estão os resultados das potências activas e reactivas calculadas para todos os

geradores da rede e no Quadro 4.3 os resultados dos ângulos de ignição e extinção dos

conversores e das tomadas dos transformadores.


68

Quadro 4.1 – Resultados das tensões e ângulos da rede CA para o sistema radial.

Número do

barramento

Nome do

Barramento Tensão (pu) Ângulo (grau)

1 Inversor A 1.0336 -4.70

2 Inversor B 1.0282 -4.47

3 Rectificador A 1.0200 0.00

4 Rectificador B 1.0200 0.00

5 Gerador A 1.0000 0.00

6 Transição A 0.9718 -3.42

7 Carga 1 1.0007 -5.96

8 Carga 2 0.9813 -5.20

9 Gerador B 1.0100 -1.99

10 Carga 3 1.0013 -6.20

11 Transformador A 0.9878 -7.51

12 Transição B 0.9718 -3.44

13 Carga 4 0.9813 -5.27

14 Gerador C 1.0100 -2.06

15 Carga 5 1.0014 -6.31

16 Transformador B 0.9877 -7.53

Quadro 4.2 – Resultado das potências nos geradores.

Número do

barramento

Potência activa

gerada (MW)

Potência reactiva

gerada (MVar)

3 80.00 24.06

4 80.00 24.06

5 278.70 42.18

9 100.00 42.66

14 100.00 42.66

Quadro 4.3 – Resultados dos ângulos dos conversores e tomadas dos transformadores.

Número do

barramento

Ângulo de ignição /

extinção (graus)

Tomadas dos transformadores

dos conversores (pu)

1 18.96 0.9600

2 19.02 0.9538

3 7.72 0.9687

4 7.72 0.9687

O fluxo de potência calculado no trânsito de energia para sistema multi-terminal radial pode ser

visualizado no Quadro 4.4 (baseado no report MTDC do PSS/E).


69

Quadro 4.4 – Fluxo de potência no sistema multi-terminal radial.

Barramento Nome Tensão de

Base (kV)

Potência

(MW)

Corrente

(A)

Tensão

(kV)

DE 1 DC 1 (CC) - - 509.03

PARA 3 Rectificador A 220 -80.0 -157.2 -

PARA 5 DC 5 (CC) 80.0 157.2 -

DE 2 DC 2 (CC) - - 509.03

PARA 4 Rectificador B 220 -80.0 -157.2 -

PARA 5 DC 5 (CC) 80.0 157.2 -

DE 3 DC 3 (CC) 500.00

PARA 1 Inversor A 220 77.1 -154.3

PARA 5 DC 5 (CC) -77.1 154.3

DE 4 DC 4 (CC) - - 499.83

PARA 2 Inversor B 220 80.0 160.1 -

PARA 5 DC 5 (CC) -80.0 -160.1 -

DE 5 DC 5 (CC) - - 504.47

PARA 1 DC 1 (CC) -79.3 -157.2 -

PARA 2 DC 2 (CC) -79.3 -157.2 -

PARA 3 DC 3 (CC) 77.8 154.,3 -

PARA 4 DC 4 (CC) 80.7 160.1 -

Nestes resultados pode-se verificar que as tensões CA estão compreendidas entre 0.9718 pu e

1.0336 pu com ângulos até -7.53º, o que são valores aceitáveis num funcionamento normal da

rede. A potência gerada satisfez todas as cargas da rede sendo que o valor estipulado para a

geração de cada rectificador (80 MW) foi cumprido, tendo a linha CC funcionado a cerca de

500 kV como previsto.

Os conversores operaram com ângulos de disparo compreendidos entre os valores máximos e

mínimos definidos, pelo que se seguiu um controlo em funcionamento normal (Figura 3.9). No

sistema multi-terminal, transitaram 80 MW dos rectificadores até ao ponto central da rede CC

(barramento DC 5). Do último transitaram 80 MW para cada inversor, satisfazendo as cargas de

40 MW existentes nesses barramentos, e injectando os 40 MW restantes para o resto da rede

CA., como se pode visualizar na Figura 4.3. A corrente nas linhas CC, que pode ser calculada

através da equação 3.1, é de 160 A, o que também corresponde aos resultados obtidos.


70

Figura 4.3 – Esquema do trânsito de energia do sistema multi-terminal radial.

4.2.2 Resultado do trânsito de energia do sistema multi-terminal em malha

Podemos visualizar nos Quadros 4.5, 4.6 e 4.7 os resultados para a simulação análoga à

realizada anteriormente agora para o sistema multi-terminal em malha.

O fluxo de potência calculado no trânsito de energia para sistema multi-terminal em malha pode

ser visualizado no Quadro 4.8 (baseado no report MTDC do PSS/E).


1.0340 pu com ângulos até -7.50º, que são de novo valores aceitáveis num funcionamento

normal da rede. A potência gerada satisfez todas as cargas da rede sendo que o valor estipulado

para a geração de cada rectificador (80 MW) foi cumprido, tendo a linha CC funcionado a cerca

de 500 kV como previsto.


mínimos definidos. No sistema multi-terminal, transitaram 80 MW dos rectificadores para os

inversores, através das ligações DC4 – DC2 e DC3 – DC1.

79,3 MW

77,8 MW 80,7 MW

79,3 MW

80 MW 80 MW


71

Quadro 4.5 - Resultados das tensões e ângulos da rede CA para o sistema em malha.

Número do

barramento

Nome do


1 Inversor A 1.0340 -4.53

2 Inversor B 1.0291 -4.43

3 Rectificador A 1.0200 0.00


5 Gerador A 1.0000 0.00

6 Transição A 0.9719 -3.41

7 Carga 1 1.0010 -5.90

8 Carga 2 0.9815 -5.16

9 Gerador B 1.0100 -1.95

10 Carga 3 1.0018 -6.15


12 Transição B 0.9718 -3.42

13 Carga 4 0.9814 -5.20

14 Gerador C 1.0100 -1.99

15 Carga 5 1.0016 -6.21


Quadro 4.6 - Resultado das potências nos geradores.

Número do

barramento

Potência activa

gerada (MW)

Potência reactiva

gerada (MVar)

3 80.00 22.69

4 80.00 22.70

5 277.27 41.89

9 100.00 42.34

14 100.00 42.47

Quadro 4.7 - Resultados dos ângulos dos conversores e tomadas dos transformadores.

Número do

barramento


extinção (graus)



1 18.49 0.9625

2 18.70 0.9562

3 5.38 0.9812

4 5.39 0.9812


72

Nas outras duas ligações, houve apenas um trânsito residual de 0.2 a 0.5 MW. A potência que

chegou aos inversores foi então suficiente para satisfazer as cargas e injectar novamente no resto

da rede CA cerca de 40 MW em cada inversor. Pode-se visualizar um esquema deste trânsito de

energia no sistema muti-terminal em malha na Figura 4.4.

Quadro 4.8 - Fluxo de potência no sistema multi-terminal em malha.


Base (kV)

Potência

(MW)

Corrente

(A)

Tensão

(kV)

DE 1 DC 3 (CC) - - 504.59


PARA 2 DC 4 (CC) 0.2 0.4 -

PARA 3 DC 1 (CC) 79.8 158.2 -

DE 2 DC 4 (CC) - - 504.58


PARA 1 DC 3 (CC) -0.2 -0.4 -

PARA 4 DC 2 (CC) 80.2 158.9 -

DE 3 DC 1 (CC) 500.00

PARA 1 Inversor A 220 78.5 -157.1

PARA 1 DC 3 (CC) -79.1 -158.2

PARA 4 DC 2 (CC) 0.5 1.1 -

DE 4 DC 2 (CC) - - 499.97

PARA 2 Inversor B 220 80.0 160.1 -

PARA 2 DC 4 (CC) -79.5 -158.9 -

PARA 3 DC 1 (CC) -0.5 -1.1 -

A corrente transitada entre as ligações DC4 – DC2 e DC3 – DC1 foi de cerca 160 A, sendo que

a corrente nas ligações DC1 – DC2 e DC3 – DC4 foi de 1.1 e 0.4 A, respectivamente. Como as

resistências das linhas são iguais, e consequentemente o tamanho destas também é igual,

pode-se concluir que as ligações DC1 – DC2 e DC3 – DC4 operaram apenas residualmente.


73

Figura 4.4 – Esquema do trânsito de energia do sistema multi-terminal em malha.

Comparativamente entre os dois sistemas analisados previamente (radial e em malha), nota-se

que o desvio máximo da potência que transitou na linha CC relativamente ao previsto foi de 2.9

MW para o sistema radial e 1.5 MW para o sistema em malha.

4.2.3 Resultado do trânsito de energia do sistema multi-terminal radial com a

troca de um inversor com um rectificador

Os resultados desta simulação podem ser visualizados nos Quadros 4.9, 4.10 e 4.11, sendo que

as diferenças resultantes da troca do inversor com o rectificador podem ser observadas na troca

nos barramentos dos conversores.


74

Quadro 4.9 - Resultados das tensões e ângulos da rede CA.

Número do

barramento

Nome do


1 Inversor A 0.9721 -8.74

2 Rectificador A 0.9897 -19.48

3 Inversor B 1.0200 0.00


5 Gerador A 1.0000 0.00

6 Transição A 0.9652 -5.00

7 Carga 1 0.9695 -11.48

8 Carga 2 0.9671 -11.58

9 Gerador B 1.0100 -8.41

10 Carga 3 0.9698 -15.21


12 Transição B 0.9670 -4.24

13 Carga 4 0.9676 -8.49

14 Gerador C 1.0100 -5.31

15 Carga 5 0.9647 -10.81


Quadro 4.10 - Resultado das potências nos geradores.

Número do

barramento

Potência activa

gerada (MW)

Potência reactiva

gerada (MVar)

3 0 56.79

4 80.00 24.06

5 406.06 75.93

9 100.00 67.33

14 100.00 66.43

Quadro 4.11 - Resultados dos ângulos dos conversores e tomadas dos transformadores.

Número do

barramento


extinção (graus)



1 18.79 0.9038

2 7.00 0.9475

3 19.45 0.9375

4 7.72 0.9687


75

O fluxo de potência calculado no trânsito de energia para sistema multi-terminal radial pode ser

visualizado no Quadro 4.12 (baseado no report MTDC).

Quadro 4.12 - Fluxo de potência no sistema multi-terminal com a troca de conversores.


Base (kV)

Potência

(MW)

Corrente

(A)

Tensão

(kV)

DE 1 DC 1 (CC) - - 499.83

PARA 3 Inversor B 220 80.0 160.1 -

PARA 5 DC 5 (CC) -80.0 -160.1 -

DE 2 DC 2 (CC) - - 509.03


PARA 5 DC 5 (CC) 80.0 157.2 -

DE 3 DC 3 (CC) 500.00

PARA 1 Inversor A 220 77.1 -154.3

PARA 5 DC 5 (CC) -77.1 154.3

DE 4 DC 4 (CC) - - 509.03

PARA 2 Rectificador A 220 80.0 -157.2 -

PARA 5 DC 5 (CC) -80.0 157.2 -

DE 5 DC 5 (CC) - - 504.47

PARA 1 DC 1 (CC) 80.7 160.1 -

PARA 2 DC 2 (CC) -79.3 -157.2 -

PARA 3 DC 3 (CC) 77.8 154.3 -

PARA 4 DC 4 (CC) -79.3 -157.2 -


1.0200 pu com ângulos até -19.48º, que são de novo valores ligeiramente menores que os

obtidos nas redes anteriores. A potência gerada satisfez todas as cargas da rede sendo que o

valor estipulado para a geração de cada rectificador (80 MW) foi cumprido, tendo a linha CC

funcionado a cerca de 500 kV como previsto. A potência gerada junto ao barramento que agora

passou a ser o Inversor B foi nula, pois este barramento passou a simular uma carga offshore

(por exemplo uma estação petrolífera ou de gás). Manteve-se o gerador nesse barramento com o

objectivo de compensar a potência reactiva.


mínimos definidos, se bem que com valores mais elevados e mais perto dos valores limite dos

ângulos.


76

No sistema multi-terminal, transitaram 80 MW dos rectificadores até ao ponto central da rede

CC (barramento DC 5). A partir do ponto central transitaram 80 MW para cada inversor,

satisfazendo as cargas de 40 MW (Inversor A) e 80MW (Inversor B) existentes nesses

barramentos, e injectando os 40 MW restantes para o resto da rede CA no Inversor A. Este

trânsito de energia pode ser visualizado na Figura 4.5. Note-se que nesta simulação a potência

provém da rede CA (é injectada no Rectificador A) e da proveniente do Rectificador B que, por

sua vez, simula uma geração offshore. Como consequência a geração da rede CA aumentou.

A corrente transitada entre as ligações CC foi de cerca de 160 A, tal como seria previsto.

Figura 4.5 – Esquema do trânsito de energia do sistema multi-terminal radial com troca de conversores.

Esta rede teve um desvio de potência em relação ao previsto de 2.9 MW, valor igual ao obtido

no sistema radial inicial. Este facto deve-se à semelhança dos dados do sistema, que apesar da

troca mantiveram-se iguais.

4.2.4 Comparação do sistema multi-terminal radial com o bi-terminal

Os resultados da simulação comparativa de um sistema muti-terminal radial com um sistema

com ligações CC multi-terminais pode ser observado nos Quadros 4.13, 4.14 e 4.15 sendo que o

primeiro apresenta os resultados dos valores dos ângulos de disparo dos conversores e tomadas

dos transformadores dos conversores para as cinco simulações, em ambos os sistemas. O

Quadro 4.14, por sua vez, apresenta as perdas associadas a cada conversor. Por último o Quadro

4.15, apresenta as perdas totais dos sistemas.


77

Quadro 4.13 – Resultados dos ângulos de disparo e tomadas dos transformadores.

Potência (MW)

100-100

Sistema bi-terminal Sistema multi-terminal radial

(graus) Tomadas (pu) (graus) Tomadas (pu)

Rectificador A 7.73 0.9750 7.74 0.9562

Rectificador B 7.73 0.9750 7.74 0.9562

Inversor A 18.15 0.9250 18.64 0.9350

Inversor B 18.15 0.9250 19.19 0.9225

Potência (MW)

100-80

Rectificador A 7.73 0.9750 7.71 0.9562

Rectificador B 10.03 0.9750 6.82 0.9687

Inversor A 18.55 0.9250 19.11 0.9350

Inversor B 19.36 0.9312 19.05 0.9475

Potência (MW)

100-20

Rectificador A 7.73 0.9750 7.65 0.9562

Rectificador B 13.65 0.9937 14.98 0.9750

Inversor A 18.57 0.9312 18.94 0.9413

Inversor B 18.48 0.9750 18.24 1.0038

Potência (MW)

80-100

Rectificador A 10.03 0.9750 7.76 0.9687

Rectificador B 7.73 0.9750 13.65 0.9625

Inversor A 19.36 0.9312 18.59 0.9600

Inversor B 18.55 0.9250 18.48 0.9350

Potência (MW)

20-100

Rectificador A 13.65 0.9937 14.16 0.9875

Rectificador B 7.73 0.9750 5.23 0.9687

Inversor A 18.48 0.9750 18.86 1.0100

Inversor B 18.57 0.9312 19.03 0.9413


78

Quadro 4.14 – Perdas associadas a cada conversor.

Sistema bi-terminal Sistema Multi-terminal

Potência (MW) 100-100 Perdas (MW) Perdas (MVar) Perdas (MW) Perdas (MVar)

Inversor A 0.08 79.0 4.44 154.04

Inversor B 0.08 79.0 4.44 154.04

Potência (MW) 100-80

Inversor A 0.08 78.25 3.64 134.76

Inversor B 0.05 62.52 3.64 134.76


Inversor A 0.08 78.28 2.31 90.06

Inversor B 0.00 12.83 2.31 90.06


Inversor A 0.05 62.52 3.67 132.40

Inversor B 0.08 78.25 3.67 132.40


Inversor A 0.00 12.83 2.39 89.13

Inversor B 0.08 78.28 2.39 89.13

Quadro 4.15 – Perdas totais do sistema.

Sistema bi-terminal Sistema Multi-terminal

Potência (MW) Perdas Totais (MW / MVar) Perdas Totais (MW / MVar)

100-100 3.54 / 197.78 9.64 / 206.36

100-80 3.54 / 180.72 9.14 / 188.92

100-20 4.53 / 138.64 10.35 / 162.48

80-100 3.54 / 180.72 9.13 / 186.78

20-100 4.53 / 138.64 10.52 / 162.09

É de salientar que os conversores operaram sempre nas condições normais, sendo que os

ângulos de disparo se mantiveram sempre dentro dos limites pretendidos. Estes casos

apresentam resultados simétricos para o sistema bi-terminal nos casos a) 100-20 MW com 20-

100 MW e b) 100-80 MW com 80-100 MW. Pelo contrário, o mesmo não se verifica para o

sistema multi-terminal radial.

Em relação às perdas no sistema, nota-se que no caso do sistema multi-terminal são um pouco

maiores, principalmente a diferença de perdas de potência reactiva no caso a) 100–20 MW e

20-100 MW. O mesmo se verifica nas perdas nos inversores. Porém existe a vantagem de poder

existir uma ligação multi-terminal onde haja por exemplo, vários geradores eólicos ligados a um


79

ou mais rectificadores que iriam depois ligar a um número menor de inversores. Compensa-se

deste modo a utilização deste sistema face ao bi-terminal, mesmo em custos de implementação

pois cada sistema bi-terminal necessita de dois conversores.

4.2.5 Análise de redundância de uma rede multi-terminal em malha

Podem ser observados nos Quadros 4.16 e 4.17 os resultados dos fluxos de potência no sistema

multi-terminal em malha obtidos na simulação em que se retirou uma ligação CC e na

simulação em que retirou uma ligação de um inversor com o resto da rede CA.

Quadro 4.16 - Fluxo de potência no sistema multi-terminal com o bloqueio de uma ligação CC.


Base (kV)

Potência

(MW)

Corrente

(A)

Tensão

(kV)

DE 1 DC 3 (CC) - - 517.88


PARA 2 DC 4 (CC) 80.0 154.5 -

DE 2 DC 4 (CC) - - 513.40


PARA 1 DC 3 (CC) -79.3 -154.5 -

PARA 4 DC 2 (CC) 159.3 310.3 -

DE 3 DC 1 (CC) 500.00

PARA 1 Inversor A 220 75.9 151.7

PARA 4 DC 2 (CC) -75.9 -151.7 -

DE 4 DC 2 (CC) - - 504.40

PARA 2 Inversor B 220 80.0 158.6 -

PARA 2 DC 4 (CC) -156.5 -310.3 -

PARA 3 DC 1 (CC) 76.5 151.7 -

Verificou-se que o barramento de controlo de tensão manteve-se nos 500 kV pré-definidos,

enquanto os outros mantiveram-se em valores relativamente aproximados. Houve um reajuste

de corrente, e consequentemente do fluxo de potência para compensar a falta da ligação CC

como se pode verificar na Figura 4.6.


80

Figura 4.6 - Esquema do resultado do trânsito de energia do sistema multi-terminal com bloqueio de uma

linha CC.

Quadro 4.17 - Fluxo de potência no sistema multi-terminal com o bloqueio de uma ligação entre um

inversor e o resto da rede CA.


Base (kV)

Potência

(MW)

Corrente

(A)

Tensão

(kV)

DE 1 DC 3 (CC) - - 505.73


PARA 2 DC 4 (CC) 9.9 19.6 -

PARA 3 DC 1 (CC) 70.1 138.6 -

DE 2 DC 4 (CC) - - 505.16


PARA 1 DC 3 (CC) -9.9 -19.6 -

PARA 4 DC 2 (CC) 89.9 177.9 -

DE 3 DC 1 (CC) 501.71

PARA 1 Inversor A 220 40.0 79.7

PARA 1 DC 3 (CC) -69.5 -138.6

PARA 4 DC 2 (CC) 29.5 58.9 -

DE 4 DC 2 (CC) - - 500.00

PARA 2 Inversor B 220 118.4 236.8 -

PARA 2 DC 4 (CC) -89.0 -177.9 -

PARA 3 DC 1 (CC) -29.4 -58.9 -

Mais uma vez nota-se um ajuste das correntes e potências no sistema, mantendo-se a tensão do

sistema nos 500 kV pré-definidos como se pode verificar na Figura 4.7.


81

Figura 4.7 - Esquema do resultado do trânsito de energia do sistema multi-terminal com bloqueio da linha

entre o Inversor A e a rede CA.

Estes resultados permitem a confirmação de uma vantagem significativa dos sistemas multi-

terminais que permitem, no caso de interrupção de ligação, que a potência tenha um caminho

alternativo para escoar, não sendo necessário interromper a geração offshore no caso de falhas

nas linhas da rede CC e CA. Consequentemente, será apenas necessário garantir uma boa

comunicação entre os conversores, de modo a poderem reconfigurar os valores de controlo de

potência, ajustando assim o sistema multi-terminal de modo a compensar a falha ocorrida. No

caso do mesmo ocorrer num sistema bi-terminal, implicaria que um gerador ficasse fora de

serviço automaticamente, pois apenas existe uma ligação CC para terra.


82

4.3 Resultados das simulações em regime dinâmico

4.3.1 Resposta do sistema multi-terminal radial HVDC em regime dinâmico a um

curto-circuito num inversor com bloqueio do mesmo

A simulação efectuada em regime dinâmico pretendeu observar a resposta do sistema

multi-terminal em malha a um curto-circuito, que foi efectuado no barramento de um inversor

(Inversor B).

Para tal seguiram-se os seguintes passos na simulação:

0:1 segundos – Funcionamento em condições normais de funcionamento, resultantes do

cálculo do trânsito de energia;

1 segundo – Introdução de um curto-cicuito no barramento 2 (Inversor B);

1:1,1 segundos – Duração do curto-circuito;

1,1 segundos – Remoção da falha;

1,1:5 segundos – Tempo de restabelecimento da tensão de modo a ser possível

desbloquear o Inversor B;

5 segundos – Desbloqueio do Inversor B;

5:10 segundos – Restabelecimento do sistema.

Podem ser visualizados na Figura 4.8 as tensões CC nos conversores, nas Figuras 4.9 a 4.12 as

potências activas no sistema HVDC multi-terminal, as potências reactivas consumidas nos

conversores do sistema, a corrente e os ângulos de disparo dos conversores. As Figuras 4.13 a

4.16 ilustram por sua vez o trânsito de energia entre a rede CA e os inversores (potência activa e

reactiva), bem como as tensões no lado CA dos conversores.


83

Figura 4.8 – Tensão CC nos terminais dos conversores.

Figura 4.9 – Potência activa CC no sistema multi-terminal.


84

Figura 4.10 – Potência reactiva CC no sistema multi-terminal.

Figura 4.11 – Corrente CC no sistema multi-terminal.


85

Figura 4.12 – Ângulos de disparo (ignição e extinção) dos conversores.

Figura 4.13 – Tensão CA nos inversores.


86

Figura 4.14 – Tensão CA nos rectificadores.

Figura 4.15 – Potência activa das ligações entre os inversores e a rede CA.


87

Figura 4.16 – Potência reactiva das ligações entre os inversores e a rede CA.

Através da análise destes resultados referentes ao sistema multi-terminal HVDC, podemos

primeiramente constatar que a experiência correu como o previsto. De uma maneira global,

pode-se verificar que o sistema respondeu bem ao curto-circuito inserido e ao bloqueio do

inversor a ele associado. Pode-se assim observar entre o primeiro e o quinto segundo de

simulação um ajuste da rede de modo a compensar a ausência desse inversor e um rápido

restabelecimento da rede para os seus valores iniciais, quando a partir dos cinco segundos até ao

final da simulação o mesmo é desbloqueado do sistema multi-terminal.

Adicionalmente, verificou-se que analisando as tensões na rede CC (Figura 4.8) durante esta

simulação que estas têm inicialmente valores perto do pretendido (500 kV), sofrendo uma queda

de tensão no momento do curto-circuito. De seguida ocorre um restabelecimento da tensão que

volta para valores próximos do esperado. Quando o inversor volta a reentrar no sistema, nota-se

um ligeiro pico de tensão, voltando imediatamente a estabilizar no valor pretendido.

Da análise da potência activa do sistema (Figura 4.9), nota-se que até ao primeiro segundo a

rede está em funcionamento normal com os rectificadores a fornecerem 80 MW de potência

cada um, e os inversores a receberem cerca de 80 MW. É de salientar que os gráficos dos

rectificadores, devido à sua semelhança na geração de potência durante a simulação, são

semelhantes e por isso encontram-se sobrepostos. Seguidamente, nota-se uma pequena perda na

potência devido ao curto-circuito no segundo 1. Os geradores mantêm então a sua geração


88

normal de 80 MW mas desde o seu bloqueio até aos 5 segundos, a potência do Inversor B

diminui para 0 MW, enquanto ocorre uma compensação efectuada no Inversor A, que passa

para cerca de 160 MW. Pode-se então verificar que a rede compensou o facto de um dos seus

inversores estar bloqueado, escoando então toda a potência activa pelo Inversor A. Entre os

cinco e os dez segundos, após o desbloqueio do Inversor B, ocorre o restabelecimento do

sistema, voltando este ao seu funcionamento inicial, com ambos os Inversores a receberem 80

MW. No instante do desbloqueio, e à semelhança do curto-circuito, nota-se um pequeno pico no

geração.

Pode-se efectuar uma análise semelhante à potência reactiva consumida pelos conversores do

sistema multi-terminal HVDC. (Figura 4.10). No momento do curto-circuito ocorre um aumento

da potência reactiva consumida no Inversor A, devido ao bloqueio do Inversor B. Inicialmente

os inversores apresentam uma potência reactiva de 35 MVar cada um, sendo que depois do

curto-circuito e respectivo bloqueio, a potência no Inversor B fica nula e no Inversor A aumenta

para cerca de 60 MVar. Observa-se um pequeno pico no consumo de potência reactiva dos

rectificadores, no momento do curto-circuito, tendendo posteriormente para um

restabelecimento dos valores iniciais desde o curto-circuito até ao final da simulação. Note-se

que mais uma vez, os gráficos dos rectificadores estão sobrepostos devido a terem um

funcionamento igual ao longo de toda a simulação.

Em relação à corrente CC no sistema multi-terminal (Figura 4.11) pode-se afirmar que segue os

resultados da potência activa, para manter a rede nos 500 kV desejados. A corrente junto aos

rectificadores é então de 160 A ao longo da simulação (mais uma vez os gráficos referentes aos

rectificadores estão sobrepostos), sendo que apenas apresenta uma ligeira flutuação no momento

do curto-circuito (1 segundo) e no momento do desbloqueio da rede (5 segundos).

Os ângulos dos conversores (Figura 4.12) apresentaram um comportamento dentro da

normalidade. Em condições normais de funcionamento apresentam ângulos de ignição de cerca

de 8º e ângulos de extinção de cerca de 19º. No momento do bloqueio o ângulo de extinção do

Inversor B sobe para os 90º e o ângulo de extinção no Inversor A desce cerca de 10º para

controlar o aumento de potência (corrente) na linha, mantendo a tensão desejada. Ao dar-se o

desbloqueio do Inversor B, os ângulos de extinção rapidamente voltam ao seu valor inicial. Os

ângulos de disparo dos conversores têm um pico na altura do curto-circuito, mantendo-se depois

em cerca de 16º até ao momento do desbloqueio, altura a partir da qual voltam ao seu valor

inicial. Em regime dinâmico os conversores podem operar acima do limite máximo imposto

pelo regime estacionário (Figura 3.15), daí os ângulos dos conversores, entre os um e cinco

segundos, mantêm-se em 16º (no regime estacionário os ângulos de ignição estão limitados

entre 5 e 10º como se pode confirmar no Anexo A).


89

Analisando agora as tensões no lado CA dos conversores (Figura 4.13 e 4.14) podemos

constatar que em relação aos rectificadores esta é semelhante (gráficos sobrepostos) e em

funcionamento normal apresenta valores de cerca de 1.02 pu. Esta sofre uma redução até 0,85

pu com a ocorrência do curto-circuito e apresenta posteriormente um restabelecimento normal,

subindo inicialmente para um valor acima do desejado, e restabelecendo-se depois para o valor

inicial. Quando ocorre o desbloqueio da rede aos cinco segundos, a tensão CA nos rectificadores

sofre também um pequeno pico de tensão devido à reentrada do Inversor B, mas rapidamente

volta ao valor inicial.

Em relação à tensão CA nos inversores, estas iniciam-se a cerca de 1.03 pu e quando ocorre o

curto-circuito no barramento do Inversor B a sua tensão passa por zero, enquanto a tensão do

Inversor A reduz-se para cerca de 0.35 pu. A redução no Inversor A é mais acentuada que nos

rectificadores pois este está mais próximo do curto-circuito do que os rectificadores. De

seguida, ocorre um restabelecimento e a tensão no Inversor A fica ligeiramente abaixo do valor

inicial e a tensão no Inversor B ligeiramente acima. Esta alteração nas tensões deve-se ao facto

do sistema multi-terminal estar a escoar toda a sua potência para o Inversor A, pelo que a

potência que alimenta a carga do Inversor B passou a ser recebida da rede CA em vez do

sistema multi-terminal. Conclui-se desde modo que apesar de desligado da rede CC, o

barramento 2 associado ao Inversor B manteve-se em funcionamento.

A potência activa e reactiva entre os inversores e rede CA (Figura 4.15 e 4.16), transita do

barramento 1 (Inversor A) para o barramento 15 (Carga) e do barramento 2 (Inversor B) para o

barramento 10 (Carga). As potências activas (Figura 4.15) iniciam-se em ambas as ligações a

cerca de 40 MW uma vez que apesar dos inversores receberem 80 MW, as cargas existentes nos

barramentos dos inversores são de 40 MW (sendo que os restantes são injectados na rede CA).

Aquando o curto-circuito e o respectivo bloqueio do Inversor B, no primeiro segundo, a

potência activa entre o Inversor A e rede CA aumenta para cerca de 120 MW o que corresponde

a todo o escoamento de potência transmitida pelo sistema multi-terminal HVDC ser feito por

este Inversor. Por outro lado, o Inversor B que fica bloqueado da rede CC vai passar a ir buscar

40 MW para alimentar a carga existente neste barramento à rede CA passando o seu valor para

cerca de -40MW. Estes valores mantêm-se até ao desbloqueio do Inversor B aos cinco

segundos, a partir do qual a potência activa em cada uma das ligações volta ao seu valor inicial.

As potências reactivas (Figura 4.16) nestas ligações iniciam-se com valores próximos dos

20 MVar em ambas as ligações, resultantes da existência das baterias de condensadores junto

aos inversores. Ao ocorrer o curto-circuito a potência reactiva consumida no Inversor B fica a

zero devido ao bloqueio do mesmo e a consumida pelo Inversor A aumenta de tal forma que é

necessário inverter o fluxo de potência reactiva vindo da rede CA que fica com cerca


90

de -30 MVar. A partir de 1.1 segundo, com a remoção do curto-circuito e o bloqueio do

Inversor B, aumenta o consumo de potência reactiva no Inversor A estabiliza em cerca de -12

MVar. Por outro lado, devido ao bloqueio, ocorre um descarregamento do Inversor B e das suas

baterias de condensadores, o que faz com cerca de 58 MVar de potência reactiva sejam

injectados na rede CA. Devido ao curto-circuito a potência reactiva sofre umas ligeiras

flutuações até estabilizar nesse valor. Seguidamente, após a reentrada do Inversor B no sistema

multi-terminal aos cinco segundos, ocorre um restabelecimento da potência reactiva nestas

ligações para os seus valores iniciais, como seria expectável.

4.3.2 Comparação com análise efectuada por Chen

Numa experiência efectuada por Chen et al. [49] foram realizadas simulações a uma rede

multi-terminal radial com uma configuração como a que está ilustrada na Figura 4.17.

Figura 4.17 – Rede utilizada na experiência de Chen et al.

Embora a topologia, a rede, as potências e tensões pretendidas sejam diferentes, face ao número

quase inexistente de experiências efectuadas com redes multi-terminais, utilizou-se como termo

de comparação uma simulação efectuada por Chen et al. que observa a resposta do sistema

multi-terminal a um curto-circuito no lado AC de um inversor (INV 1), à semelhança do

efectuado na simulação descrita anteriormente. Porém, a esta simulação não está associada um

bloqueio do respectivo conversor onde ocorre o curto-circuito. Utilizou-se apenas a simulação

(efectuada em PSCAD) na qual existe comunicação entre os conversores, uma vez que na

ferramenta PSS/E o controlo é feito e simulado assumindo que esta comunicação é sempre

garantida. A Figura 4.18 ilustra o resultado obtido por Chen et al..

De modo a analisar os resultados obtidos salienta-se que os gráficos (a) VacI1 e VacI2

representam a tensão CA dos inversores INV 1 e INV 2; (b) VdcR1, VdcR2, VdcI1 e VdcI2

(p.u.) representam a tensão CC dos conversores REC 1, REC 2, INV 1, INV 2; (c) Gam1


91

representa o ângulo de extinção do inversor INV 1; (d) II1 e II2 (p.u.) representam a corrente

CC nos inversores INV 1 e INV 2; (e) IR1 e IR2 (p.u.) representam a corrente CC nos

rectificadores; (f) AOR 1 e AOR 2 representam os ângulos de disparo para os rectificadores

REC 1 e REC 2; (g) VdcR1 representa a tensão CC para o REC 1 e IordR1 representa a corrente

para o rectificador REC 1. [49]

Efectuando uma análise comparativa entre as duas simulações, pode-se notar que o andamento

dos gráficos apresenta semelhanças em relação aos efectuados na simulação anterior,

nomeadamente a resposta do sistema ao curto-circuito. Embora não haja o bloqueio do inversor,

nota-se uma quebra nas tensões CC dos conversores (b) e na tensão CA do inversor que sofre o

curto-circuito passando por zero durante o mesmo. De seguida, o restabelecimento acontece de

maneira semelhante. A CA tensão no outro inversor não sofre uma queda como na simulação

anterior, o que se deverá ao facto da distância entre os inversores ser maior, ou seja, o inversor

INV 2 está bastante mais afastado do curto-circuito. Em relação às correntes (d) e (e) nota-se

que existe um pico de corrente dos conversores aquando o curto-circuito. Comparativamente

pode-se evidenciar na simulação anterior um pico de corrente nos rectificadores durante o curto-

circuito. Porém, na corrente CC dos inversores tal já não é visível devido à existência do

bloqueio do Inversor B, que não existe na simulação de Chen et al. Tal facto leva a que a

corrente no inversor bloqueado passe para zero e a corrente no outro inversor passe para o

dobro, não havendo nenhum pico devido ao curto-circuito.


92

Figura 4.18 – Resultados obtidos na simulação de Chen et all.


93

5 Conclusões e perspectivas de

desenvolvimentos futuros

5.1 Conclusões

O objecto do presente trabalho foi o estudo do comportamento de uma rede eléctrica com um

sistema de transmissão CC multi-terminal HVDC. Para esse efeito, foi escolhida uma rede de

base e simuladas diferentes topologias de sistemas multi-terminais com quatro conversores e,

para referência, sistemas com apenas uma ligação CC HVDC.

Em termos gerais os objectivos propostos para esta dissertação foram alcançados, uma vez que

foi obtida informação relevante, através das simulações, sobre o comportamento da rede em

regime estacionário, de modo a se poder caracterizar e comparar as diferentes topologias, bem

como a diferença entre as perdas num sistema multi-terminal ou bi-terminal. Adicionalmente,

foi possível caracterizar o comportamento da rede em regime dinâmico, em resposta a um curto-

circuito num barramento do sistema de transmissão em estudo. A ferramenta selecionada para as

simulações foi o PSS/E®.

A rede em estudo, já devidamente caracterizada, consiste numa extensão de uma rede existente

em Paiva [19], a qual foi modificada para incorporar sistemas multi-terminais de quatro

conversores.

5

5. Conclusões e perspectivas de desenvolvimentos futuros

94

Esta rede tem dezasseis barramentos, com três geradores, nove cargas, dois transformadores e

quatro conversores. A tensão CA dos barramentos utilizada foi de 220 kV, sendo que nos

barramentos associados aos dois transformadores esta foi reduzida para 60 kV.

Das experiências em regime estacionário destaca-se que os resultados das duas topologias de

sistemas multi-terminais testadas (radial e em malha) foram simulados com sucesso, através do

método iterativo de Newton. Os objectivos pretendidos para o dimensionamento e

funcionamento do sistema foram atingidos, tendo o sistema operado a 500 kV com uma

potência total a transitar no sistema de 160 MW, sendo 80 MW originários de cada um dos

rectificadores, simulando então dois parques eólicos offshore. De igual modo, a corrente no

sistema foi de 160 A como previsto. É de salientar a introdução de compensação de potência

reactiva nos inversores, de modo a garantir a tensão AC nos mesmos. Os conversores operaram

dentro do regime de funcionamento normal, tendo os seus ângulos de ignição e extinção valores

dentro dos limites definidos, e tendo sido as tomadas do transformador ajustadas para manter a

tensão desejada.

A experiência de troca de conversores, simulando um sistema multi-terminal, agora integrando

um parque eólico representado por uma geração e uma plataforma petrolífera ou gás

representada por uma carga, permitiu constatar que não há efeitos negativos nem secundários,

tendo o sistema multi-terminal sido alimentado também pela rede CA. Destaca-se apenas a

compensação da potência reactiva no inversor que ficou associado à plataforma, em que, devido

ao facto deste barramento ser considerado um barramento isolado da rede, foi necessário a

introdução de um gerador 0 MW de potência activa, compensando apenas a potência reactiva.

Conclui-se consequentemente que estes sistemas multi-terminais apresentam grande

versatilidade, podendo ser utilizados como um meio de introdução de potência numa rede em

terra, ou num meio de alimentação de cargas longe de terra.

Analisando as perdas relativas ao sistema multi-terminal, pode-se concluir que foram

ligeiramente maiores do que no sistema com ligações bi-terminais, especialmente no caso das

perdas de potência reactiva nos inversores. As perdas globais do sistema, embora também

ligeiramente superiores, não são suficientemente significativas para se preterir o uso do sistema

multi-terminal ao invés do bi-terminal. Também será possível, em casos de maior

complexidade, elaborar redes multi-terminais que aglomerem determinados grupos num número

inferior de conversores. Deste modo é possível reduzir o número dos mesmos, e das respectivas

perdas globais.

A redundância e disponibilidade do sistema foram características com particular relevância ao

longo deste estudo. De facto, considera-se uma grande vantagem deste sistema a capacidade de

ao ocorrer uma falha numa linha, quer seja CC dentro do sistema, quer seja CA na interligação


95

com a rede, a existência da capacidade de escoar quase a totalidade da potência gerada nos

rectificadores para a rede CA, através do caminho que ficar disponível. Esta vantagem permite

aumentar a disponibilidade destes sistemas, sendo uma mais-valia no caso de manutenção de

linhas ou mesmo de inversores.

Analisando os resultados obtidos nas simulações em regime transitório, foi possível observar

que o comportamento do sistema a um curto-circuito num inversor, é coerente com os

resultados obtidos por Chen et al. [49]. Adicionalmente, foi mais uma vez realçada a grande

vantagem dos sistemas multi-terminais em termos de disponibilidade, uma vez que ao se inserir

o curto-circuito, manteve-se um bloqueio do inversor onde se deu o mesmo, e uma vez mais,

observou-se que a potência escoou quase na sua totalidade pelo outro inversor, através das

ligações CC existentes, durante o período de bloqueio do inversor. Conclui-se que o sistema

reagiu de uma maneira normal ao curto-circuito, tendo o restabelecimento sido efectuado e,

após o desbloqueio do inversor, assistindo-se a um regresso às condições iniciais, como seria de

prever.

Resumindo, embora a rede utilizada seja pequena e pouco complexa, os resultados obtidos

permitiram caracterizar o funcionamento de redes multi-terminais LCC com diferentes

topologias em regime estacionário, e também efectuar uma comparação entre estas e sistemas

equivalentes com ligações bi-terminais. Adicionalmente foi possível observar a resposta do

sistema em regime dinâmico a curto-circuito com bloqueio do respectivo inversor associado.

A recente tendência converge para a utilização destes sistemas HVDC (estando já bastantes

projectos em curso na Alemanha) na integração de parques éolicos offshore e estações

petrolíferas ou gás. Embora estes projectos sejam inicialmente constituídos apenas por ligações

bi-terminais, conclui-se que as vantagens dos sistemas multi-terminais, quer de redundância e

disponibilidade, quer de possível redução de perdas globais da rede, bem como as vantagens

económicas de interligações das diferentes redes europeias permitirão levar à que a criação de

redes multi-terminais HVDC de modo a formar uma super-grid seja um assunto cada vez mais

relevante na sociedade e alvo de mais estudos.

Devido ao carácter inovador desta tese, aliado ao pouco conhecimento na utilização do software

com sistemas multi-terminais, foi elaborado um guia de introdução às simulações de sistemas

multi-terminais em PSS/E com uma série de sequência de simulações, e todos os dados que são

necessários preencher de modo a conseguir efectuar com sucesso as mesmas. Este guia tem um

carácter introdutório para futuras experiências em PSS/E acerca de sistemas multi-terminais

HVDC.


96

Por outro lado, como existem poucos estudos realizados sobre redes multi-terminais, os

resultados em regime estacionário carecem de comparações com estudos previamente

realizados, e os resultados em regime transitório apenas puderam ser comparados com um

estudo [49]. Salienta-se então que os resultados obtidos no âmbito desta tese poderão servir

como um ponto de referência para futuros estudos de sistemas multi-terminais.

5.2 Perspectivas de desenvolvimentos futuros

O trabalho de investigação desenvolvido permitiu expandir o estado do conhecimento de

simulações de sistemas multi-terminais HVDC na aplicação PSSE/E e caracterizar uma rede que

utilize este sistema de transmissão no que diz respeito ao funcionamento do mesmo em regime

transitório e em regime dinâmico. Deste modo espera-se ter reforçado a perspectiva de que estes

sistemas possuem capacidade para surgir como uma concorrência aos sistemas HVAC, que até

agora foram tradicionalmente utilizados pela indústria da construção de parques eólicos

offshore.

Contudo, após a conclusão deste trabalho, restam várias questões que suscitam esclarecimentos.

Haverá um interesse crescente em avaliar de um modo mais extensivo a influência dos

geradores eólicos, utilizando modelos próprios para os mesmos e comparando os resultados

obtidos com os apresentados nesta dissertação.

Devem ser estudados também os efeitos de outras configurações de sistemas multi-terminais

referidas no Capítulo 2 que não foram objecto de estudo do presente trabalho, aumentado o

nível de complexidade dos sistemas, quer a nível de configurações, quer a nível de dados (como

por exemplo as diferenças de distâncias das linhas).

Outro aspecto a considerar para futuras investigações consiste no aumento de complexidade da

rede CA, de modo a obter resultados mais aproximados da realidade. Com a utilização de uma

rede maior e mais complexa, os resultados de estudo em relação ao restabelecimento da rede em

curtos-circuitos ainda serão melhores, pois permitirá observar o comportamento da rede para

curto-circuitos perto e longe do sistema multi-terminal.

Salienta-se também que a falta de resultados de estudos realizados, pelo que é sugerido a

elaboração de estudos em termos de rentabilidade económica destes sistemas, quando

comparados com sistemas bi-terminais, relacionando o tipo de cabos, a tecnologia utilizada

(LCC ou VSC) o número de conversores utilizados, entre todos os outros tipos de custo

associados.


97

Outro tópico possível de futuro desenvolvimento, prende-se com o desenvolvimento do próprio

software PSS/E de modo a que seja possível realizar simulações com redes multi-terminais

baseadas em tecnologias VSC e também híbridas, uma vez que como referido no Capítulo 2,

estudos apontam que a realização destes sistemas híbridos juntará as principais vantagens

associadas a ambas as tecnologias.


98


99

6 Referências bibliográficas

[1] Xia Chen, Xia Chen, Haishun Sun, Jinyu Wen, , Wei-Jen Lee, Xufeng Yuan, Naihu Li,

Member, and Liangzhong Yao “Integrating Wind Farm to the Grid Using Hybrid Multiterminal

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[2] Site da Internet: http://en.wikipedia.org/wiki/High-voltage_direct_current#

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[3] Rui Castro, “Uma Introdução às energias renováveis: eólica, fotovoltaica e mini-hídrica”, -

Coleção Ensino da Ciência e da Tecnologia, IST Press, 2011, 470p.

[4] Lazaros P. Lazaridis, “Economic Comparison of HVAC and HVDC Solutions for Large

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do grau de mestre em Engenharia Electrotécnica, Royal Institute of Technology, Stockholm,

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[5] The European Wind Energy Association, “Annual Report, 2010”, 52p.

[6] The European Wind Energy Association, “Oceans of Opportunity Presentation, 2009”,40p.

[7] The European Wind Energy Association, “The European offshore wind industry - key trends

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[8] Site da Internet: http://www.nae.usace.army.mil/projects/ma/ccwf/app3c.pdf,

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6

http://www.nae.usace.army.mil/projects/ma/ccwf/app3c.pdf

6. Referências bibliográficas

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[9] Peter Christiansen, Knud K. Jørgensen, Aksel Gruelund Sørensen “Grid Connection and

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[10] Site da Internet: http://www.hornsrev.dk/Engelsk/default_ie.htm.

[11] H. J. Koch, “Offshore Wind Farms Europe 2010”,30p.

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Ereño, “Transmission alternatives for offshore electrical power”, Renewable and Sustainable

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[25] Site da Internet: http://coppercanada.ca/publications/pub21e/21e-Section6.html.

[26] Site da Internet: http://power.indiabizclub.com.

[27] Site da Internet: http://www.borealisgroup.com/pdf/literature/borealis-borouge/brochure/

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[28] Site da Internet: www.dongenergy.com.

[29] Site da Internet: www.ptd.siemens.de/artikel0505.htm.

[30] Ryan Hammerly, “HVDC Power Transmission”, Graduate Student, Stanford University.

[31] R. Rudervall, J.P. Charpentier, R.Sharma. “High voltage direct current (HVDC)

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[32] Thomas Ackerman, “Wind Power in Power Systems”, Royal Institute of Technology,

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[33] J. Arrillaga, Y.H. Liu, N. R. Watson, “Flexible Power Transmission”, John Wiley & Sons,

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[34] Site da Internet sobre a ligação HVDC em Troll A: http://www.abb.com/

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[35] Site da Internet: http://www.abb.com/industries/ap/db0003db004333/a8e3288

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[36] Site oficial da Bard Offshore: http://www.bard-offshore.de/en/.

[37] Site da Internet: http://tdworld.com/underground_transmission_distribution/north-sea-

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[38] Site da Internet: http://www.rechargenews.com/business_area/finance/article242505.ece.

http://image.made-in-china.com/2f0j00YenEVoRqHcbL/Aluminum-Conductor-HT-XLPE-Cable.jpg

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6. Referências bibliográficas

102

[39] Siemens: Press Release – Energy Sector Power Transmission Divison, Erlangen, Germany,

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[40] R. Teixeira Pinto, P. Bauer, “The Role of Modularity Inside the North Sea Transnational

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[41] Temesgen Haileselassie, “Multiterminal HVDC for Offshore Windfarms”, seminar,

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[42] J. Reeve, “Multiterminal HVDC Power Systems”, Power Apparatus and Systems, IEEE

Transactions, Março de 1980, p 729 – 737.

[43] Site da Internet: http://www.abb.com/industries/ap/db0003db004333/87f88a41a0be97

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[44] Brochura da empresa TMT&D Corporation “Shin-Shinano 3 terminal voltage source

converted based back-to-back system (VSC-BTB)”.

[45] Erik Koldby, Mats Hyttinen, “Challenges on the Road to an Offshore HVDC Grid”, Nordic

Wind Power Conference, Denmark, Setembro 2009, 8p.

[46] Manual PSS®E 32.0.5 “Program Application Guide”.

[47] Site da Internet: http://www.tecnolegis.com/media/imagens/tiny/questao52-engenharia

eletrica.jpg.

[48] Manual PSS®E 32.0.5 “Model Library”.

[49] Xia Chen, Haishun Sun, Jinyu Wen, Wei-Jen Lee, Xufeng Yuan, Naihu Li, Liangzhong

Yao “LCC Based MTDC for Grid Integration of Large Onshore Wind Farms in Northwest

China”, Power and Energy Society General Meeting, San Diego, July 2011 IEEE, 10p.

http://www.abb.com/industries/ap/db0003db004333/87f88a41a0be97

http://www.tecnolegis.com/media/imagens/tiny/questao52-engenharia%20eletrica.jpg

http://www.tecnolegis.com/media/imagens/tiny/questao52-engenharia%20eletrica.jpg

103

Anexos

105

Guia de introdução à utilização de sistemas multi-terminais HVDC em

regime estacionário na ferramenta PSS/E.

A Guia de introdução à ut i l ização de si stemas mul t i -terminais HVDC em regime

es tac ionár io na ferramenta PSS/E

A Anexo

Anexo A

107

Rede de Teste no PSSE 29.3

Para iniciar o estudo em regime estacionário das “links” multi-terminais HVDC “offshore”

(com tirístores), começou-se por utilizar o programa PSSE 29.3 com uma rede de teste em que

primeiro se efectuará o trânsito de energia da rede de teste, depois substituindo um barramento

por um link dc, e finalmente substituindo 3 barramentos por um link dc multi-terminal.

A rede de teste terá o seguinte aspecto:

Figura A.1 – Rede de teste.

108

Procedeu-se então à introdução dos dados dos barramentos e dos ramos, em conformidade com

os do livro do professor Sucena Paiva (págs. 265:267) com vista a testar o trânsito de energia

através da simulação no PSSE obtendo os mesmos resultados.

A introdução de dados sobre os Barramentos pressupõe a seguinte introdução de dados:

Quadro A.1 - Introdução de dados sobre os barramentos.

Bus

Number

Bus

Name

Base

KV

Area Code G-Shunt

(MW)

B-Shunt

(Mvar)

Voltage

(pu)

Angle

(deg)

1 B1 220 1 3 0 0 1.0 0

2 B2 220 1 2 0 0 1.0 0

3 B3 220 1 2 0 0 1.0 0

4 B4 220 1 1 0 0 1.0 0

5 B5 220 1 1 0 0 1.0 0

6 B6 220 1 1 0 0 1.0 0

7 B7 220 1 1 0 0 1.0 0

8 B8 220 1 1 0 0 1.0 0

9 B9 220 1 1 0 0 1.0 0

10 B10 60 1 1 0 10 1.0 0

11 B11 60 1 1 0 15 1.0 0

12 B12 60 1 1 0 15 1.0 0

Sendo a variável “code” referente ao tipo de barramento, 3 para balanço, 2 para PV e 1 para PQ.

A introdução de dados sobre os ramos pressupõe a seguinte introdução de dados:

Quadro A.2 - Introdução de dados sobre os ramos.

From Bus To Bus Line R (pu) Line X (pu) Charging (pu) Rate A (MVA)

1 4 0.0000 0.0576 0.0 250

2 8 0.0063 0.0625 0.0 250

3 6 0.0058 0.0580 0.0 300

4 5 0.0170 0.0920 0.158 250

4 9 0.0100 0.0850 0.176 250

5 6 0.0390 0.1700 0.358 150

6 7 0.0119 0.1008 0.209 150

7 8 0.0085 0.0720 0.149 250

8 9 0.0120 0.1610 0.306 250

Anexo A

109

A introdução de dados sobre as cargas pressupõe a seguinte introdução de dados:

Quadro A.3 – Introdução de dados sobre as cargas.

Bus Number Pload (MW) Qload (MVar)

4 25.0 10.0

6 30.0 12.0

8 100.0 40.0

10 90.0 40.0

11 125.0 65.0

12 100.0 50.0

A introdução de dados sobre os geradores pressupõe a seguinte introdução de dados:

Plants:

Quadro A.4 – Plants.

Bus Number VSched (pu)

1 1.04

2 1.02

3 1.00

Machines:

Quadro A.5 – Machines.

Bus

Number

Pgen

(MW)

Pmax

(MW)

Pmin

(MW)

Qgen

(MVar)

Qmax

(MVar)

Qmin

(Mvar)

Mbase

(MVA)

1 0.00 9999.0 -9999.0 0.0 300 -200 100

2 160.0 9999.0 -9999.0 0.0 300 -200 100

3 85.00 9999.0 -9999.0 0.0 300 -200 100

A introdução de dados sobre os transformadores pressupõe a seguinte introdução de dados:

Quadro A.6 – Introdução de dados sobre os transformadores.

From Bus To Bus Id Winding 1

side

Line R

(pu)

Line X

(pu)

P base KV

(MVA)

P winding

ratio (pu)

5 10 1 From 0.0 0.08 150 0.95

7 12 1 From 0.0 0.08 150 0.95

9 11 1 From 0.0 0.08 150 0.95

110

Após a simulação feita do trânsito de energia obtiveram-se os seguintes resultados:

Quadro A.7 – Resultados da simulação do trânsito de energia.

Bus

Number

Bus

Name

Base

KV

Area Code G-Shunt

(MW)

B-Shunt

(Mvar)

Voltage

(pu)

Angle

(deg)

1 B1 220 1 3 0 0 1.0400 0.00

2 B2 220 1 2 0 0 1.0200 -6.85

3 B3 220 1 2 0 0 1.0000 -8.78

4 B4 220 1 1 0 0 1.0021 -7.33

5 B5 220 1 1 0 0 0.9773 -11.88

6 B6 220 1 1 0 0 0.9884 -11.59

7 B7 220 1 1 0 0 0.9636 -14.51

8 B8 220 1 1 0 0 0.9774 -12.38

9 B9 220 1 1 0 0 0.9580 -13.09

10 B10 60 1 1 0 10 1.0023 -15.89

11 B11 60 1 1 0 15 1.0213 -18.37

12 B12 60 1 1 0 15 0.9821 -19.11

Machines:


Bus

Number

Pgen

(MW)

Pmax

(MW)

Pmin

(MW)

Qgen

(MVar)

Qmax

(MVar)

Qmin

(Mvar)

Mbase

(MVA)

1 230.75 9999.0 -9999.0 83.22 300 -200 100

2 160.0 9999.0 -9999.0 60.82 300 -200 100

3 85.00 9999.0 -9999.0 13.64 300 -200 100

Os resultados são exactamente os previstos pelo que se pode concluir que a simulação foi feita

com sucesso.

Sistema Bi-terminal DC (“link dc”)

Substituiu-se então o ramo entre o barramento 2 e 8, colocando um “link” dc ficando agora o

esquema com o seguinte aspecto:

Anexo A

111

Figura A.2 - Rede de teste com introdução de um “link dc”

Para a introdução do mesmo foi necessário recorrer a um conjunto de equações que regem o

funcionamento da transmissão em corrente contínua.

Figura A.3 – Sistema Bi-terminal (“link dc”)

112

Assumindo então que se quer uma tensão de 500 KV e uma potência de 160 MW no link dc

podemos relacionar a tensão contínua ideal em vazio:

√

(A.1)

(A.2)

onde é a tensão eficaz entre fases da fonte de alimentação. Podemos então concluir que a

tensão eficaz entre fases da fonte de alimentação é igual quer do lado do inversor, quer do lado

do rectificador, uma vez que a tensão nos barramentos do lado ac ( ) é de 220 KV em ambos

os barramentos.

√

√

(A.3)

Calculo dos parâmetros do rectificador:

Do lado do rectificador, junto ao barramento 2 de 220 kV temos então uma relação de

transformação

(A.4)

Assumindo que o rectificador tem um ângulo de ignição nominal de e que o

transformador é caracterizado por pode-se calcular a reactância de comutação do

rectificador:

(A.5)

(A.6)

Resulta então uma impedância de base:

(A.7)

Também

√

(A.8)

Anexo A

113

Assumindo então que a resistência de comutação do rectificador é nula resulta

(A.9)

Então a reactância de comutação fica:

(A.10)

Calculo dos parâmetros do inversor:

Do lado do inversor, junto ao barramento 8 também de 220 kV temos a mesma relação de

transformação:

(A.11)

Assumindo que o inversor tem um ângulo de extinção nominal de , um ângulo de

comutação e que o transformador é caracterizado por pode-se calcular a

reactância de comutação do inversor:

(A.12)

(A.13)

Resulta então uma impedância de base:

(A.14)

Então a reactância de comutação fica:

(A.15)

114

Junto ao barramento 8 colocou-se também uma bateria de condensadores para evitar uma

descida muito acentuada da tensão no barramento 8, nomeadamente para compensar o excesso

de potência reactiva devido à introdução do link dc.

Dimensionou-se do seguinte modo:

(A.16)

(A.17)

Colocou-se então uma bateria de condensadores de 100 MVar junto ao barramento 8.

Introdução dos dados do link dc no PPSE:

A reintrodução dos dados no PSSE para a utilização do link dc resulta nos seguintes parâmetros:

Barramentos:

Quadro A.9 – Barramentos.

Bus

Number

Bus

Name

Base

KV

Area Code G-Shunt

(MW)

B-Shunt

(Mvar)

Voltage

(pu)

Angle

(deg)

1 B1 220 1 3 0 0 1.0 0

2 B2 220 1 3 0 0 1.0 0

3 B3 220 1 2 0 0 1.0 0

4 B4 220 1 1 0 0 1.0 0

5 B5 220 1 1 0 0 1.0 0

6 B6 220 1 1 0 0 1.0 0

7 B7 220 1 1 0 0 1.0 0

8 B8 220 1 1 0 100 1.0 0

9 B9 220 1 1 0 0 1.0 0

10 B10 60 1 1 0 10 1.0 0

11 B11 60 1 1 0 15 1.0 0

12 B12 60 1 1 0 15 1.0 0

As mudanças nos barramentos devem-se ao facto do barramento 2 ter ficado isolado da rede e

por isso passou a ser considerado um nó de balanço e a introdução da bateria de condensadores

de 100 MVar no barramento 8.

Ramos:

Anexo A

115

Quadro A.10 – Ramos.


1 4 0.0000 0.0576 0.0 250

3 6 0.0058 0.0580 0.0 300

4 5 0.0170 0.0920 0.158 250

4 9 0.0100 0.0850 0.176 250

5 6 0.0390 0.1700 0.358 150

6 7 0.0119 0.1008 0.209 150

7 8 0.0085 0.0720 0.149 250

8 9 0.0120 0.1610 0.306 250

A única mudança nos ramos foi a remoção do ramo entre o barramento 2 e 8.

A introdução de dados sobre as cargas, geradores e transformadores manteve-se igual.

Introduziram-se os novos dados e parâmetros sobre o link dc:

DC lines (lines):

Quadro A.11 – DC lines (lines).

Line Control

mode

Rdc

(Ohm)

Rcmp

(Ohm)

Delti

(pu)

Setval

(MW)

Vschedule

(kV)

Vcmode

(kV)

Metered

(Rect/Inv)

1 Power 2 0 0.1 -160 500 490 Rect

Em que Rdc é a resistência da linha, Delti é a margem de corrente que se assumiu 0.1. Os

campos referentes a CCC Itmax e CCC Accel mantiveram os valores “default”. Estes valores

são referentes ao limite de iterações e factor de aceleração para o procedimento da solução de

Newton duma linha dc bi-terminal com conversores comutados.

DC lines (convertors):

Quadro A.12 – DC lines (converters).

Type Bus

Number

Max firing

angle (deg)

Min firing

angle (deg)

Bridges

in series

Primary

base

Commutating

Resistance (Ohm)

Rectifier 2 15 5 1 220 0

Inverter 8 20 18 1 220 0

116

Quadro A.13 – Rectificador e Inversor.

Type Commutating Reactance (Ohm) Trans ratio (pu) Tap Setting (pu)

Rectifier 127.84 1.704 0.57250

Inverter 105.47 1.704 0.51000

Os campos Measuring, Tap Setting, Max tap setting, Min tap setting e tap step mantiveram os

valores default.

Após a simulação feita do trânsito de energia obtiveram-se os seguintes resultados:

Quadro A.14 – Resultados da simulação do trânsito de energia.

Bus

Number

Bus

Name

Base

KV

Area Code G-Shunt

(MW)

B-Shunt

(Mvar)

Voltage

(pu)

Angle

(deg)

1 B1 220 1 3 0 0 1.0400 0.00

2 B2 220 1 3 0 0 1.0200 0.00

3 B3 220 1 2 0 0 1.0000 -9.22

4 B4 220 1 1 0 0 0.9815 -7.46

5 B5 220 1 1 0 0 0.9539 -12.23

6 B6 220 1 1 0 0 0.9651 -11.96

7 B7 220 1 1 0 0 0.9010 -14.88

8 B8 220 1 1 0 100 0.8936 -12.22

9 B9 220 1 1 0 0 0.9103 -13.39

10 B10 60 1 1 0 10 0.9765 -16.44

11 B11 60 1 1 0 15 0.9637 -19.28

12 B12 60 1 1 0 15 0.9114 -20.20

Machines:


Bus

Number

Pgen

(MW)

Pmax

(MW)

Pmin

(MW)

Qgen

(MVar)

Qmax

(MVar)

Qmin

(Mvar)

Mbase

(MVA)

1 230.07 9999.0 -9999.0 120.63 300 -200 100

2 160.20 9999.0 -9999.0 75.43 300 -200 100

3 85.00 9999.0 -9999.0 53.53 300 -200 100

Os resultados da ligação DC foram os seguintes:

Anexo A

117

Obteve-se um ângulo de ignição no rectificador ( ) de 13.91o e um ângulo de extinção no

inversor ( ) de 19.01o. Também para as tomadas (Tap Setting) obteve-se 0.92875 pu no

rectificador e 0.80375 pu no inversor.

O trânsito de potência entre o barramento 2 para o 8 foi de 160.2 MW como imposto pela

simulação e 75.4 MVar.

Pode-se concluir que a simulação foi efectuada com sucesso.

Sistema HVDC Multi-terminal (radial)

Depois do teste efectuado com o link dc passou-se à introdução no PSSE duma rede de teste

HVDC multi-terminal modelando um sistema com quatro terminais, dois rectificadores em

barramentos de geração e dois inversores, tendo este sistema um pólo único. No PSSE as

ligações têm de ser feitas em paralelo por isso o sistema modelado foi um sistema radial. A

outra hipótese seria modelar um sistema malhado.

O sistema ficou com o seguinte aspecto:

Figura A.4 – Sistema Multi-terminal radial

118

Um inversor tem de ser escolhido um inversor de controlo de tensão e neste caso escolheu-se o

inversor do barramento 1. As equações usadas para modelar o sistema multi-terminal são

idênticas às usadas na secção anterior para modular o “link dc”. O sinal do valor SETVAL irá

determinar se o programa reconhece o conversor como um rectificador ou um inversor (positivo

para rectificador e negativo para inversor).

O modo de funcionamento do controlo do conversor é semelhante ao modelo do link dc com

dois terminais ligeiramente modificado. Este método de controlo é conhecido por “Current

Margin Method” ou “Constant Current Method” onde, normalmente, um conversor por pólo

regula a tensão (ou o seu ângulo) e os outros regulam a corrente. A relação básica dum sistema

com quatro terminais com um inversor que controla a tensão pode ilustrar-se da seguinte

maneira:

Então relativamente à introdução de dados no programa PSSE, as relações entre os

multi-terminais são as mesmas da secção anterior e como os barramentos escolhidos também

estão nos 220KV com a rede dc a operar a 500KV as equações são as mesmas.

A introdução de dados terá o seguinte aspecto:

Buses:

Quadro A.16 – Buses.

Bus

Number

Bus

Name

Base

KV

Area Code G-Shunt

(MW)

B-Shunt

(Mvar)

Voltage

(pu)

Angle

(deg)

1 B1 220 1 1 0 100 1.0 0

2 B2 220 1 1 0 100 1.0 0

3 B3 220 1 3 0 0 1.0 0

4 B4 220 1 3 0 0 1.0 0

5 B5 220 1 3 0 0 1.0 0

Figura A.5 – Operação em condições normais

Anexo A

119

6 B6 220 1 1 0 0 1.0 0

Branches:

Quadro A.17 – Branches.


1 5 0.01190 0.05740 0.0 250

2 5 0.01190 0.05740 0.0 250

5 6 0.01190 0.05740 0.0 250

Loads:

Quadro A.18 – Loads.

Bus Number Pload (MW) Qload (MVar)

1 80.0 80.0

2 80.0 80.0

6 100.0 50.0

Plants:

Quadro A.19 – Plants.

Bus Number VSched (pu)

3 1.02

4 1.02

5 1.00

Machines:


Bus

Number

Pgen

(MW)

Pmax

(MW)

Pmin

(MW)

Qgen

(MVar)

Qmax

(MVar)

Qmin

(Mvar)

Mbase

(MVA)

3 0.0 9999.0 -9999.0 0.0 9999.0 -9999.0 100

4 0.0 9999.0 -9999.0 0.0 9999.0 -9999.0 100

5 0.0 9999.0 -9999.0 0.0 9999.0 -9999.0 100

120

Multiterminal Data:

Lines:

Quadro A.21 – Lines.

Line

Number

Control Mode Vcmode (KV) + pole inverter ac bus - pole inverter ac bus

1 Power 490.0 1 0

Converters:

Quadro A.22 – Converters (1).

Converter

Number

Bus

Number

Min

(deg)

Max

(deg)

Setval

(kV/amps/M

W)

NB Ebase(KV) Rc

(Ohm)

Xc

(Ohm)

1 1 18 20 500.0 (kV) 1 220 0.0 105.47

2 2 18 20 -80.0 (MW) 1 220 0.0 105.47

3 3 5 10 80.0 (MW) 1 220 0.0 127.84

4 4 5 10 80.0 (MW) 1 220 0.0 127.84

Quadro A.23 – Converters (2).

Converter

Number

Trans ratio (pu) Margin (pu) Particip. factor

1 1.7040 0.0 1.0

2 1.7040 0.0 1.0

3 1.7040 0.0 1.0

4 1.7040 0.0 1.0

Os campos Tap, Tap Min, Tap Max e Tap step mantiveram os valores default.

Buses:


DC Bus DC bus name Converter Bus RG (ohms) 2nd DC bus

1 1 3 0.0 0

2 2 4 0.0 0

3 3 1 0.0 0

Anexo A

121

4 4 2 0.0 0

5 5 None 0.0 0

Links:

Quadro A.25 – Links.

DC link From DC

Bus

To DC

Bus

Id Metered

(From/To)

RDC

(ohms)

LDC - Mh

1 1 5 1 From 29.0 0.0

2 2 5 1 From 29.0 0.0

3 3 5 1 From 29.0 0.0

4 4 5 1 From 29.0 0.0

Após a simulação feita do trânsito de energia, que convergiu com poucas iterações devido à

simplicidade da rede e obtiveram-se os seguintes resultados:

Buses:


Bus

Number

Bus

Name

Base

KV

Area Code G-Shunt

(MW)

B-Shunt

(Mvar)

Voltage

(pu)

Angle

(deg)

1 B1 220 1 1 0 100 0.9915 0

2 B2 220 1 1 0 100 0.9902 0.12

3 B3 220 1 3 0 0 1.0200 0

4 B4 220 1 3 0 0 1.0200 0

5 B5 220 1 3 0 0 1.0000 0

6 B6 220 1 1 0 0 0.9560 -3.10

Machines:


Bus

Number

Pgen

(MW)

Pmax

(MW)

Pmin

(MW)

Qgen

(MVar)

Qmax

(MVar)

Qmin

(Mvar)

Mbase

(MVA)

3 80 9999.0 -9999.0 24.06 9999.0 -9999.0 100

4 80 9999.0 -9999.0 24.06 9999.0 -9999.0 100

5 104.55 9999.0 -9999.0 88.97 9999.0 -9999.0 100

122

Pode-se então concluir que foi efectuada com sucesso, ambos os geradores geraram 80 MW

como imposto no controlo de potência.

Procedeu-se então à simulação deste sistema multi-terminal radial inserido numa rede mais

complexa baseada na rede de teste.

Ficou-se então com a seguinte rede:

Figura A.6 – Rede aumentada com sistema Multi-terminal radial

Procede-se então, mais uma vez, à introdução dos dados da rede no programa PSSE

Buses:


Bus

Number

Bus Name Bas

e

KV

Area Code G-Shunt

(MW)

B-Shunt

(Mvar)

Voltage

(pu)

Angle

(deg)

1 INVERSOR A 220 1 1 0 70 1.0 0

2 INVERSOR B 220 1 1 0 70 1.0 0

Anexo A

123

3 RECT A 220 1 3 0 0 1.0 0

4 RECT B 220 1 3 0 0 1.0 0

5 GERADOR A 220 1 3 0 0 1.0 0

6 TRANSIÇAO 220 1 1 0 0 1.0 0

7 CARGA 220 1 1 0 0 1.0 0

8 CARGA 220 1 1 0 0 1.0 0

9 GERADOR B 220 1 2 0 0 1.0 0

10 CARGA 220 1 1 0 0 1.0 0

11 TRANSFO A 60 1 1 0 10 1.0 0

12 TRANSICAO 220 1 1 0 0 1.0 0

13 CARGA 220 1 1 0 0 1.0 0

14 GERADOR C 220 1 2 0 0 1.0 0

15 CARGA 220 1 1 0 0 1.0 0

16 TRANSFO B 60 1 1 0 10 1.0 0

Branches:

Quadro A.29 – Branches.


1 15 0.01700 0.09200 0.15800 250

2 10 0.01000 0.08500 0.17600 250

5 6 0.01200 0.05760 0.00000 250

5 7 0.01200 0.16100 0.30600 250

5 12 0.01200 0.05760 0.00000 250

6 8 0.03900 0.17000 0.35800 250

7 10 0.00850 0.07200 0.14900 150

7 15 0.00850 0.07200 0.14900 150

8 9 0.00580 0.05800 0.00000 300

8 10 0.01190 0.10080 0.20900 250

12 13 0.03900 0.17000 0.35800 250

13 14 0.00580 0.05800 0.00000 300

13 15 0.01190 0.10080 0.20900 250

124

Loads:

Quadro A30 – Loads.

Bus Number Bus Name Pload (MW) Qload (MVar)

1 INVERSOR

A

40.0 20.0

2 INVERSOR

B

40.0 20.0

7 CARGA 50.0 25.0

8 CARGA 100.0 75.0

10 CARGA 60.0 30.0

11 TRANSFO A 90.0 50.0

13 CARGA 100.0 75.0

15 CARGA 60.0 30.0

16 TRANSFO B 90.0 50.0

Plants:

Quadro A31 – Plants.

Bus Number Bus Name VSched (pu)

3 RECT A 1.02

4 RECT B 1.02

5 GERADOR A 1.00

9 GERADOR B 1.01

14 GERADOR C 1.01

Machines:

Quadro A32 – Machines.

Bus

Number

Pgen

(MW)

Pmax

(MW)

Pmin

(MW)

Qgen

(MVar)

Qmax

(MVar)

Qmin

(Mvar)

Mbase

(MVA)

3 0.0 9999.0 -9999.0 0.0 9999.0 -9999.0 100

4 0.0 9999.0 -9999.0 0.0 9999.0 -9999.0 100

5 0.0 9999.0 -9999.0 0.0 9999.0 -9999.0 100

9 100.0 9999.0 -9999.0 0.0 9999.0 -9999.0 100

14 100.0 9999.0 -9999.0 0.0 9999.0 -9999.0 100

Anexo A

125

Transformers (2-windings):

Quadro A33 – Transformers (2 windings).

From Bus To Bus Id Winding 1

side

Line R

(pu)

Line X

(pu)

P base KV

(MVA)

P winding

ratio (pu)

6 11 1 From 0.0 0.08 150 0.95

12 16 1 From 0.0 0.08 150 0.95

Os dados relativos ao multi-terminal são os mesmos da rede anterior.

Após a simulação do regime estacionário do PSSE o power flow deu os seguintes resultados:

Buses:

Quadro A34 – Buses.

Bus

Number

Bus Name Bas

e

KV

Area Code G-Shunt

(MW)

B-Shunt

(Mvar)

Voltage

(pu)

Angle

(deg)

1 INVERSOR A 220 1 1 0 70 1.0336 -4.70

2 INVERSOR B 220 1 1 0 70 1.0282 -4.47

3 RECT A 220 1 3 0 0 1.0200 0.00

4 RECT B 220 1 3 0 0 1.0200 0.00

5 GERADOR A 220 1 3 0 0 1.0000 0.00

6 TRANSIÇAO 220 1 1 0 0 0.9718 -3.42

7 CARGA 220 1 1 0 0 1.0007 -5.96

8 CARGA 220 1 1 0 0 0.9813 -5.20

9 GERADOR B 220 1 2 0 0 1.0100 -1.99

10 CARGA 220 1 1 0 0 1.0013 -6.20

11 TRANSFO A 60 1 1 0 10 0.9878 -7.51

12 TRANSICAO 220 1 1 0 0 0.9718 -3.44

13 CARGA 220 1 1 0 0 0.9813 -5.27

14 GERADOR C 220 1 2 0 0 1.0100 -2.06

15 CARGA 220 1 1 0 0 1.0014 -6.31

16 TRANSFO B 60 1 1 0 10 0.9877 -7.53

126

Machines:


Bus

Number

Pgen

(MW)

Pmax

(MW)

Pmin

(MW)

Qgen

(MVar)

Qmax

(MVar)

Qmin

(Mvar)

Mbase

(MVA)

3 80.00 9999.0 -9999.0 24.06 9999.0 -9999.0 100

4 80.00 9999.0 -9999.0 24.06 9999.0 -9999.0 100

5 278.70 9999.0 -9999.0 42.18 9999.0 -9999.0 100

9 100.00 9999.0 -9999.0 42.66 9999.0 -9999.0 100

14 100.00 9999.0 -9999.0 42.66 9999.0 -9999.0 100

Os resultados para os conversores no multi-terminal foram:

Quadro A36 – Resultados para conversores no multi-terminal.

Bus

Number

Bus Name o Tap (tomadas) pu

1 INVERSOR A 18.96 0.9600

2 INVERSOR B 19.02 0.9538

3 RECT A 7.72 0.9687

4 RECT B 7.72 0.9687

A simulação foi efectuada com sucesso, incluindo-se em anexo os relatórios do PSSE para o

sistema e em particular para o multi-terminal:

Anexo A

127

Sistema HVDC Multi-terminal (malhado “meshed”)

Passamos agora para o estudo da rede malhada. Tal como para a rede radial, numa primeira

análise efectuou-se uma análise a uma rede simples tendo o mesmo aspecto da rede analisada

para a radial, mas agora com um sistema em malha:

Figura A.7 – Rede Multi-terminal “meshed”

Como para o sistema radial, as relações entre os multi-terminais são as mesmas da secção

anterior e como os barramentos escolhidos também estão nos 220KV com a rede dc a operar a

500KV as equações são as mesmas. Também o inversor 1 foi escolhido para “Voltage Controler

Inverter”. Esta rede será igual à testada no sistema radial, apenas diferindo os dados da parte

multi-terminal.

A introdução de dados terá as seguintes diferenças em relação a rede anterior radial:

128

Multiterminal Data:

Lines:

Quadro A37 – Lines.

Line

Number

Control Mode Vcmode (KV) + polé inverter ac bus - polé inverter ac bus

1 Power 490.0 1 0

Converters:

Quadro A38 – Converters (1).

Converter

Number

Bus

Number

Min

(deg)

Max

(deg)

Setval

(kV/amps/M

W)

NB Ebase(KV) Rc

(Ohm)

Xc

(Ohm)

1 1 18 20 500.0 (kV) 1 220 0.0 105.47

2 2 18 20 -80.0 (MW) 1 220 0.0 105.47

3 3 5 10 80.0 (MW) 1 220 0.0 127.84

4 4 5 10 80.0 (MW) 1 220 0.0 127.84

Quadro A39 – Converters (2).

Converter

Number

Trans ratio (pu) Margin (pu) Particip. factor

1 1.7040 0.0 1.0

2 1.7040 0.0 1.0

3 1.7040 0.0 1.0

4 1.7040 0.0 1.0

Os campos Tap, Tap Min, Tap Max e Tap step mantiveram os valores default.

Buses:


DC Bus DC bus name Converter Bus RG (ohms) 2nd DC bus

1 1 3 0.0 0

2 2 4 0.0 0

3 3 1 0.0 0

Anexo A

129

4 4 2 0.0 0

Links:

Quadro A41 – Links.

DC link From DC

Bus

To DC

Bus

Id Metered

(From/To)

RDC

(ohms)

LDC - Mh

1 1 2 1 From 29.0 0.0

2 1 3 1 From 29.0 0.0

3 2 4 1 From 29.0 0.0

4 3 4 1 From 29.0 0.0

Após a simulação feita do trânsito de energia, obtiveram-se os seguintes resultados:

Buses:


Bus

Number

Bus

Name

Base

KV

Area Code G-Shunt

(MW)

B-Shunt

(Mvar)

Voltage

(pu)

Angle

(deg)

1 B1 220 1 1 0 50 0.9855 0.12

2 B2 220 1 1 0 50 0.9853 0.17

3 B3 220 1 3 0 0 1.0200 0

4 B4 220 1 3 0 0 1.0200 0

5 B5 220 1 3 0 0 1.0000 0

6 B6 220 1 1 0 0 0.9560 -3.10

Machines:


Bus

Number

Pgen

(MW)

Pmax

(MW)

Pmin

(MW)

Qgen

(MVar)

Qmax

(MVar)

Qmin

(Mvar)

Mbase

(MVA)

3 80 9999.0 -9999.0 22.69 9999.0 -9999.0 100

4 80 9999.0 -9999.0 539.92 9999.0 -9999.0 100

5 103.24 9999.0 -9999.0 108.24 9999.0 -9999.0 100

Procedeu-se então à simulação deste sistema multi-terminal radial inserido na mesma rede mais

complexa. Ficou-se então com a seguinte rede:

130

Figura A.8 – Rede aumentada com sistema Multi-terminal malhada

Os dados relativos a esta rede, são exactamente os mesmos da outra rede, mas com a parte

multi-terminal em sistema malhado do último teste.

Obtiveram-se os seguintes resultados:

Buses:


Bus

Number

Bus Name Base

KV

Area Code G-Shunt

(MW)

B-Shunt

(Mvar)

Voltage

(pu)

Angle

(deg)

1 INVERSOR

A

220 1 1 0 70 1.0340 -4.53

2 INVERSOR

B

220 1 1 0 70 1.0291 -4.43

3 RECT A 220 1 3 0 0 1.0200 0.00

4 RECT B 220 1 3 0 0 1.0200 0.00

5 GERADOR

A

220 1 3 0 0 1.0000 0.00

Anexo A

131

6 TRANSIÇA

O

220 1 1 0 0 0.9719 -3.41

7 CARGA 220 1 1 0 0 1.0010 -5.90

8 CARGA 220 1 1 0 0 0.9815 -5.16

9 GERADOR

B

220 1 2 0 0 1.0100 -1.95

10 CARGA 220 1 1 0 0 1.0018 -6.15

11 TRANSFO

A

60 1 1 0 10 0.9878 -7.50

12 TRANSICA

O

220 1 1 0 0 0.9718 -3.42

13 CARGA 220 1 1 0 0 0.9814 -5.20

14 GERADOR

C

220 1 2 0 0 1.0100 -1.99

15 CARGA 220 1 1 0 0 1.0016 -6.21

16 TRANSFO

B

60 1 1 0 10 0.9878 -7.51

Machines:


Bus

Number

Pgen

(MW)

Pmax

(MW)

Pmin

(MW)

Qgen

(MVar)

Qmax

(MVar)

Qmin

(Mvar)

Mbase

(MVA)

3 80.00 9999.0 -9999.0 22.69 9999.0 -9999.0 100

4 80.00 9999.0 -9999.0 22.70 9999.0 -9999.0 100

5 277.27 9999.0 -9999.0 41.89 9999.0 -9999.0 100

9 100.00 9999.0 -9999.0 42.34 9999.0 -9999.0 100

14 100.00 9999.0 -9999.0 42.47 9999.0 -9999.0 100


Quadro A46 – Resultados para os conversores no multi-terminal.

Bus

Number


1 INVERSOR A 18.49 0.9625

132

2 INVERSOR B 18.70 0.9562

3 RECT A 5.38 0.9812

4 RECT B 5.39 0.9812



Estudo da rede radial com troca de inversores

Realizou-se agora um estudo da rede malhada anterior (Figura 6) mas com as seguintes

modificações:

Troca de inversor com rectificador, ficando um rectificador na junto a rede, e o inversor longe

da rede:

Figura A.9 – Parte Multi-terminal da rede aumentada com troca de conversores

Junto ao Barramento 3 passou a estar um inversor e junto ao Barramento 2 passou a estar um

rectificador. Passou também a estar no Barramento 3 uma carga de consumo e um compensador

síncrono para compensar a reactiva imposta no Barramento 3. Portanto manteve-se o controlo

de potência a 80MW em cada rectificador.

Anexo A

133

A introdução de dados nos Barramentos no PSSE ficou com as seguintes diferenças:

Buses:


Bus

Number

Bus Name Base

KV

Area Code G-Shunt

(MW)

B-Shunt

(Mvar)

Voltage

(pu)

Angle

(deg)

1 INVERSOR A 220 1 1 0 50 1.0 0

2 RECT A 220 1 1 0 50 1.0 0

3 INVERSOR B 220 1 3 0 0 1.0 0

4 RECT B 220 1 3 0 0 1.0 0

5 GERADOR A 220 1 3 0 0 1.0 0

6 TRANSIÇAO 220 1 1 0 0 1.0 0

7 CARGA 220 1 1 0 0 1.0 0

8 CARGA 220 1 1 0 0 1.0 0

9 GERADOR B 220 1 2 0 0 1.0 0

10 CARGA 220 1 1 0 0 1.0 0

11 TRANSFO A 60 1 1 0 10 1.0 0

12 TRANSICAO 220 1 1 0 0 1.0 0

13 CARGA 220 1 1 0 0 1.0 0

14 GERADOR C 220 1 2 0 0 1.0 0

15 CARGA 220 1 1 0 0 1.0 0

16 TRANSFO B 60 1 1 0 10 1.0 0

Loads:

Quadro A48 – Loads.

Bus Number Bus Name Pload (MW) Qload (MVar)

1 INVERSOR A 40.0 20.0

3 INVERSOR B 80.0 20.0

7 CARGA 50.0 25.0

8 CARGA 100.0 75.0

10 CARGA 60.0 30.0

11 TRANSFO A 90.0 50.0

13 CARGA 100.0 75.0

15 CARGA 60.0 30.0

16 TRANSFO B 90.0 50.0

134

Plants:

Quadro A49 – Plants.

Bus Number Bus Name VSched (pu)

3 INVERSOR B 1.02

4 RECT B 1.02

5 GERADOR A 1.00

9 GERADOR B 1.01

14 GERADOR C 1.01

Multiterminal Data:

Lines:

Quadro A50 – Lines.

Line

Number

Control Mode Vcmode (KV) + pole inverter ac bus - pole inverter ac bus

1 Power 490.0 1 0

Converters:

Quadro A51 – Converters.

Converter

Number

Bus

Number

Min

(deg)

Max

(deg)

Setval

(kV/amps/M

W)

NB Ebase(KV) Rc

(Ohm)

Xc

(Ohm)

1 1 18 20 500.0 (kV) 1 220 0.0 105.47

2 2 5 10 80.0 (MW) 1 220 0.0 127.84

3 3 18 20 -80.0 (MW) 1 220 0.0 105.47

4 4 5 10 80.0 (MW) 1 220 0.0 127.84

Todos os outros campos que compõem o esquema da rede radial mantiveram-se iguais.

Após a simulação do regime estacionário do PSSE o power flow deu os seguintes resultados:

Quadro A52 – Power flow do regime estacionário PSSE.

Bus

Number

Bus Name Base

KV

Area Code G-Shunt

(MW)

B-Shunt

(Mvar)

Voltage

(pu)

Angle

(deg)

1 INVERSOR A 220 1 1 0 50 0.9721 -8.74

Anexo A

135

2 RECT A 220 1 1 0 50 0.9897 -19.48

3 INVERSOR B 220 1 3 0 0 1.0200 0.00

4 RECT B 220 1 3 0 0 1.0200 0.00

5 GERADOR A 220 1 3 0 0 1.0000 0.00

6 TRANSIÇAO 220 1 1 0 0 0.9652 -5.00

7 CARGA 220 1 1 0 0 0.9695 -11.48

8 CARGA 220 1 1 0 0 0.9671 -11.58

9 GERADOR B 220 1 2 0 0 1.0100 -8.41

10 CARGA 220 1 1 0 0 0.9698 -15.21

11 TRANSFO A 60 1 1 0 10 0.9804 -9.15

12 TRANSICAO 220 1 1 0 0 0.9670 -4.24

13 CARGA 220 1 1 0 0 0.9676 -8.49

14 GERADOR C 220 1 2 0 0 1.0100 -5.31

15 CARGA 220 1 1 0 0 0.9647 -10.81

16 TRANSFO B 60 1 1 0 10 0.9824 -8.37

Machines:

Quadro A53 – Machine.

Bus

Number

Pgen

(MW)

Pmax

(MW)

Pmin

(MW)

Qgen

(MVar)

Qmax

(MVar)

Qmin

(Mvar)

Mbase

(MVA)

3 0 9999.0 -9999.0 56.79 9999.0 -9999.0 100

4 80.00 9999.0 -9999.0 24.06 9999.0 -9999.0 100

5 406.06 9999.0 -9999.0 75.93 9999.0 -9999.0 100

9 100.00 9999.0 -9999.0 67.33 9999.0 -9999.0 100

14 100.00 9999.0 -9999.0 66.43 9999.0 -9999.0 100


Quadro A54 – Resultados para os conversores no multi-terminal.

Bus

Number


1 INVERSOR A 18.79 0.9038

2 RECT A 7.00 0.9475

3 INVERSOR B 19.45 0.9375

4 RECT B 7.72 0.9687

136



Análise duma rede bi-terminal com variação de potência

Realizou-se agora o estudo de uma rede com dois sistemas bi-terminais, em que se fizeram

testes variando as potências desejadas para as ligações dc.

A rede tem o seguinte aspecto:

Figura A.10 – Rede com sistema Bi-terminal

A introdução de dados no programa PSSE, pressupõe apenas a remoção da parte da rede

multi-terminal e a adição de dois sistemas bi-terminais calculados e realizados da mesma

maneira da segunda experiência.

Efectuaram-se simulações para cinco casos com potências diferentes, variando o valor do

“SETVAL” dos links dc no PSSE:

Obtiveram-se os seguintes resultados para os inversores, rectificadores, e barramentos dos

inversores:

Anexo A

137

(1 – BUS 3 – BUS 15) lado esquerdo

(2 – BUS 4 – BUS 10) lado direito

Quadro A55 – Resultados para os inversores, rectificadores e barramentos dos inversores.

Potência (MW)

100-100

o Tap (tomadas) pu

RECT 1 7.73 0.9750

RECT 2 7.73 0.9750

INV 1 18.15 0.9250

INV 2 18.15 0.9250


Potência (MW)

100-80

o Tap (tomadas) pu

RECT 1 7.73 0.9750

RECT 2 10.03 0.9750

INV 1 18.55 0.9250

INV 2 19.36 0.9312


Potência (MW)

100-20

o Tap (tomadas) pu

RECT 1 7.73 0.9750

RECT 2 13.65 0.9937

INV 1 18.57 0.9312

INV 2 18.48 0.9750


Potência (MW)

80-100

o Tap (tomadas) pu

RECT 1 11.03 0.9750

RECT 2 7.73 0.9750

INV 1 19.36 0.9312

138

INV 2 18.55 0.9250


Potência (MW)

20-100

o Tap (tomadas) pu

RECT 1 13.65 0.9937

RECT 2 7.73 0.9750

INV 1 18.48 0.9750

INV 2 18.57 0.9312


BUS 10 pu / o

BUS 15 pu / o

100-100 1.0001 / 0.38 1.0001 / 0.38

100-80 1.0062 / -1.08 1.0024 / -0.36

100-20 1.0235 / -5.39 1.0093 / -2.59

80-100 1.0024 / -0.36 1.0062 / -1.08

20-100 1.0093 / -2.59 1.0235 / -5.39

Em relação as perdas nos inversores obtiveram-se os seguintes resultados:

Quadro A61 – Perdas nos inversores.

Potência (MW)

100-100

MW MVar

INV 1 0.08 79.0

INV 2 0.08 79.0

Potência (MW)

100-80

MW MVar

INV 1 0.08 78.25

INV 2 0.05 62.52

Potência (MW)

100-20

MW MVar

INV 1 0.08 78.28

INV 2 0.00 12.83

Potência (MW)

80-100

MW MVar

Anexo A

139

INV 1 0.05 62.52

INV 2 0.08 78.25

Potência (MW)

20-100

MW MVar

INV 1 0.00 12.83

INV 2 0.08 78.28

Estão em anexo também, os relatórios que dizem respeito às perdas globais de potência na rede

para os cinco casos.

Em resumo:

Quadro A62 – Resumo.

Potência Perdas Totais (MW) / (MVar)

100-100 3.54 / 197.78

100-80 3.54 / 180.72

100-20 4.53 / 138.64

80-100 3.54 / 180.72

20-100 4.53 / 138.64

Os resultados ao longo desta simulação são simétricos em relação a variação de potência. Tal

facto deve-se à simetria da rede utilizada para as simulações, também ela simétrica.

140

Análise duma rede Multi-terminal radial com variação de potência

Utilizando agora a rede multi-terminal radial da figura 6 fizeram-se os mesmos testes de

variação de potência da simulação anterior. Obtiveram-se os seguintes resultados para os

inversores, rectificadores, e barramentos dos inversores:


Potência (MW)

100-100

o Tap (tomadas) pu

RECT A 7.74 0.9562

RECT B 7.74 0.9562

INVERSOR A 18.64 0.9350

INVERSOR B 19.19 0.9225


Potência (MW)

100-80

o Tap (tomadas) pu

RECT A 7.71 0.9562

RECT B 6.82 0.9687

INVERSOR A 19.11 0.9350

INVERSOR B 19.05 0.9475


Potência (MW)

100-20

o Tap (tomadas) pu

RECT A 7.65 0.9562

RECT B 14.98 0.9750

INVERSOR A 18.94 0.9413

INVERSOR B 18.24 1.0038


Potência (MW)

80-100

o Tap (tomadas) pu

RECT A 7.76 0.9687

RECT B 13.65 0.9625

INVERSOR A 18.59 0.9600

Anexo A

141

INVERSOR B 18.48 0.9350


Potência (MW)

20-100

o Tap (tomadas) pu

RECT A 14.16 0.9875

RECT B 5.23 0.9687

INVERSOR A 18.86 1.0100

INVERSOR B 19.03 0.9413


BUS 1 pu / o

BUS 2 pu / o

100-100 1.0121 / -1.46 1.0031 / -1.17

100-80 1.0152 / -2.11 1.0237 / -3.74

100-20 1.0215 / -4.23 1.0616 / -11.06

80-100 1.0310 / -4.06 1.0102 / -1.94

20-100 1.0093 / -11.58 1.0235 / -4.16

Em relação as perdas nos inversores obtiveram-se os seguintes resultados:

Quadro A69 – Perdas nos inversores.

Potência (MW)

100-100

MW MVar

INV A 4.44 154.04

INV B 4.44 154.04

Potência (MW)

100-80

MW MVar

INV A 3.64 134.76

INV B 3.64 134.76

Potência (MW)

100-20

MW MVar

INV A 2.31 90.06

INV B 2.31 90.06

Potência (MW)

80-100

MW MVar

INV A 3.67 132.40

142

INV B 3.67 132.40

Potência (MW)

20-100

MW MVar

INV A 2.39 89.13

INV B 2.39 89.13

Estão em anexo também, os relatórios que dizem respeito às perdas globais de potência na rede

para os cinco casos.

Em resumo:

Quadro A70 – Resumo.

Potência Perdas Totais (MW) / (MVar)

100-100 9.64 / 206.36

100-80 9.14 / 188.92

100-20 10.35 / 162.48

80-100 9.13 / 186.78

20-100 10.52 / 162.09

Em relação as perdas no sistema, podemos concluir que são aproximadamente iguais, se bem

que no caso do sistema multi-terminal sejam um pouco maiores, principalmente a diferença de

perdas de potência reactiva no caso 100 - 20 e 20 - 100 MW. O mesmo se verifica nas perdas

nos inversores. Porém existe a vantagem de podermos ter uma ligação multi-terminal onde

hajam por exemplo, vários geradores eólicos num ou mais rectificadores que depois iriam

apenas ligar a um número menor de inversores, compensando então a utilização deste sistema

face ao bi-terminal, mesmo em custos de implementação pois cada sistema bi-terminal

necessitaria de dois conversores.

Anexo A

143

Análise da redundância de uma rede Multi-terminal malhada.

Efectuaram-se duas simulações em regime estacionário de modo a verificar vantagens de uma

rede multi-terminal comparativamente com uma rede composta por links bi-terminais (figura

10).

Utilizou-se então a rede multi-terminal malhada já testada anteriormente (figura 8) em que se

teve como objectivo testar a redundância no caso de uma das ligações DC ou mesmo um

barramento ficar offline.

Na modelação em regime estacionário de sistemas multi-terminais, o programa PSSE admite

que existe comunicação constante e disponível. Para representar casos onde esta não existe, será

necessário ajustar os valores iniciais de potência ou corrente desejado nos conversores bem

como as margens de corrente e factor de participação (SETVAL, MARGNs e DCPFs).

Realizou-se uma primeira simulação de análise de redundância caso um dos links DC esteja

offline. Removeu-se então o link entre os barramentos DC1 e DC3, ilustrado na figura seguinte:

Figura A.11 – Rede multi-terminal malhada com remoção de uma linha DC

144

Após a simulação em regime estacionário, obtiveram-se os seguintes fluxos de potência na rede

DC:

PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS®E University

BUS# X-- NAME --X BASKV AREA ZONE CKT MW AMPS KV

FROM 1 DC3 (DC) 1 1 517.88

TO 3 RECT A 220.00 1 1 -80.0 -154.5

TO 2 DC4 (DC) 1 1 1 80.0 154.5


FROM 2 DC4 (DC) 1 1 513.40

TO 4 RECT B 220.00 1 1 -80.0 -155.8

TO 1 DC3 (DC) 1 1 1 -79.3 -154.5

TO 4 DC2 (DC) 1 1 1 159.3 310.3


FROM 3 DC1 (DC) 1 1 500.00

TO 1 INVERSOR A 220.00 1 1 75.9 151.7

TO 4 DC2 (DC) 1 1 1 -75.9 -151.7


FROM 4 DC2 (DC) 1 1 504.40

TO 2 INVERSOR B 220.00 1 1 80.0 158.6

TO 2 DC4 (DC) 1 1 1 -156.5 -310.3

TO 3 DC1 (DC) 1 1 1 76.5 151.7

Daqui pode-se concluir que os barramentos mantiveram-se perto da tensão de 500 KV pré-

definida e houve um reajuste das correntes resultando o seguinte fluxo de potência:

Anexo A

145

Figura A.12 - Fluxo de Potência distribuído no caso da remoção de uma linha DC

Realizou-se uma segunda simulação que teve como objectivo verificar o comportamento da

linha, agora com um barramento inactivo entre um dos inversores e o resto da rede:

Figura A.13 – Rede multi-terminal malhada com remoção de uma linha entre o inversor A e o resto da

rede

Neste caso já, e tal como visto anteriormente, foi necessário reajustar alguns valores do link

multi-terminal devido ao modelo de simulação que o PSSE utiliza para os sistemas multi-

146

terminais. Ao removermos a linha, o inversor A ficou isolado pelo que se teve de tornar num nó

de balanço e aumentar o valor da carga reactiva (Qload) no inversor para compensar este

isolamento.

Reajustou-se o valor de potência desejada no inversor A (SETVAL) para 40MW, uma vez que

não existindo a linha entre o inversor e o barramento 15, apenas é necessário um fluxo de

40MW para a carga de 40MW existente no inversor A.

O fluxo de potência no sistema multi-terminal foi então o seguinte:

PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS®E University


FROM 1 DC3 (DC) 1 1 505.73

TO 3 RECT A 220.00 1 1 -80.0 -158.2

TO 2 DC4 (DC) 1 1 1 9.9 19.6

TO 3 DC1 (DC) 1 1 1 70.1 138.6


FROM 2 DC4 (DC) 1 1 505.16

TO 4 RECT B 220.00 1 1 -80.0 -158.4

TO 1 DC3 (DC) 1 1 1 -9.9 -19.6

TO 4 DC2 (DC) 1 1 1 89.9 177.9


FROM 3 DC1 (DC) 1 1 501.71

TO 1 INVERSOR A 220.00 1 1 40.0 79.7

TO 1 DC3 (DC) 1 1 1 -69.5 -138.6

TO 4 DC2 (DC) 1 1 1 29.5 58.9

Anexo A

147


FROM 4 DC2 (DC) 1 1 500.00

TO 2 INVERSOR B 220.00 1 1 118.4 236.8

TO 2 DC4 (DC) 1 1 1 -89.0 -177.9

TO 3 DC1 (DC) 1 1 1 -29.4 -58.9

Mais uma vez, pode-se concluir que houve um ajuste de potências e correntes, no entanto a

tensão manteve-se perto dos 500KV predefinido. Resultou o seguinte fluxo de potência:

Figura A.14 – Fluxo de potência distribuído no caso da remoção da linha entre o inversor A e a rede

Pode-se concluir que é possível ajustar a rede de modo a desviar o fluxo de potência para o

outro inversor de modo a manter o fluxo de potência da rede sem ser necessário retirar nenhum

gerador de funcionamento, nem aumentar a produção dos outros.

Comparativamente no caso da rede com dois sistemas bi-terminais (figura 10) uma falha numa

das linhas DC’s, ou na linha que liga o inversor ao resto da rede implicaria automaticamente que

esse gerador saísse de serviço.

Esta redundância é um dos maiores benefícios que advêm da utilização dos sistemas DC multi-

terminais ao invés de utilizar apenas links DC bi-terminais.

149

Ficheiros dyr para as simulações em regime transitório

B Ficheiros dyr para as simulações em regime transi tór io

B Anexo

Anexo B

151

Apresenta-se de seguida o ficheiro dyr utilizado para a simulação transitória do sistema

bi-terminal:

3 'GENROU' 1 4.5000 0.06 0.50000 0.12

4.0000 0 1.8000 1.7500 0.35

0.550000 0.30000 0.17000 0.1 0.4 /

3 'IEEET1' 1 0.0000 400.00 0.40000E-01 99.000

-99.000 1.0000 0.80000 0.30000E-01 1.0000

0.0000 2.4700 0.35000E-01 4.5000 0.47000 /

3 'TGOV1' 1 0.50000E-01 0.50000E-01 2.00 0.10000

1.0000 1.0000 0.0000 /

4 'GENROU' 1 4.5000 0.06 0.50000 0.12

4.0000 0.0000 1.8000 1.7500 0.35

0.55 0.30000 0.17 0.1 0.4 /

4 'IEEET1' 1 0.0000 400.00 0.40000E-01 99.000

-99.000 1.0000 0.80000 0.30000E-01 1.0000

0.0000 2.4700 0.35000E-01 4.5000 0.47000 /

4 'TGOV1' 1 0.50000E-01 0.50000E-01 2.00 0.10000

1.0000 1.0000 0.0000 /

5 'GENROU' 1 6.5000 0.70000E-01 0.15000 0.50000E-01

3.000 0.0000 1.4000 1.3500 0.50000

0.70000 0.25000 0.10000 0.90000E-01 0.38000 /

5 'IEEET1' 1 0.0000 400.00 0.40000E-01 99.000

-99.000 1.0000 0.80000 0.30000E-01 1.0000

0.0000 2.4700 0.35000E-01 4.5000 0.47000 /

152

5 'TGOV1' 1 0.50000E-01 0.50000E-01 2.000 0.10000

3.0000 9.0000 0.0000 /

9 'GENSAL' 1 5.0000 0.40000E-01 0.12000 6.0000

0.0000 1.5000 0.9000 0.60000 0.3000

0.150000 0 0 /

9 'IEEET1' 1 0.0230 200.00 0.84000 99.99

-99.9900 1.0000 0.30000 0.67000E-01 1.0000

0.0000 0 0 0 0 /

9 'HYGOV' 1 0.50000E-01 0.50000 8.0000 0.50000E-01

0.50000 0.20000 1.0000 0.0001 1.500

2.000 0.50000 0.40000/

14 'GENROU' 1 4.5 0.06 0.5 0.12

4.0000 0.0000 1.8 1.7500 0.35000

0.55000 0.35000 0.17000 0.1 0.4 /

14 'SEXS' 1 0.10000 10.000 100.00 0.10000

0.0000 3.0000 /

1 'CDC4T' 5 18 0.05 0.05 0.5 0.55 0.1 250

0.6 1 490 100 5 5 0 450

160 490 200 500 205 0.1/

2 'CDC4T' 5 18 0.05 0.05 0.5 0.55 0.1 250

0.6 1 490 100 5 5 0 450

Anexo B

153

160 490 200 500 205 0.1/

Apresenta-se de seguida o ficheiro dyr utilizado para a simulação transitória do sistema

multi-terminal:

3 'GENROU' 1 4.5000 0.06 0.50000 0.12

4.0000 0 1.8000 1.7500 0.35

0.550000 0.30000 0.17000 0.1 0.4 /

3 'IEEET1' 1 0.0000 400.00 0.40000E-01 99.000

-99.000 1.0000 0.80000 0.30000E-01 1.0000

0.0000 2.4700 0.35000E-01 4.5000 0.47000 /

3 'TGOV1' 1 0.50000E-01 0.50000E-01 2.00 0.10000

1.0000 1.0000 0.0000 /

4 'GENROU' 1 4.5000 0.06 0.50000 0.12

4.0000 0.0000 1.8000 1.7500 0.35

0.55 0.30000 0.17 0.1 0.4 /

4 'IEEET1' 1 0.0000 400.00 0.40000E-01 99.000

-99.000 1.0000 0.80000 0.30000E-01 1.0000

0.0000 2.4700 0.35000E-01 4.5000 0.47000 /

4 'TGOV1' 1 0.50000E-01 0.50000E-01 2.00 0.10000

1.0000 1.0000 0.0000 /

5 'GENROU' 1 6.5000 0.70000E-01 0.15000 0.50000E-01

3.000 0.0000 1.4000 1.3500 0.50000

0.70000 0.25000 0.10000 0.90000E-01 0.38000 /

5 'IEEET1' 1 0.0000 400.00 0.40000E-01 99.000

154

-99.000 1.0000 0.80000 0.30000E-01 1.0000

0.0000 2.4700 0.35000E-01 4.5000 0.47000 /

5 'TGOV1' 1 0.50000E-01 0.50000E-01 2.000 0.10000

3.0000 9.0000 0.0000 /

9 'GENSAL' 1 5.0000 0.40000E-01 0.12000 6.0000

0.0000 1.5000 0.9000 0.60000 0.3000

0.150000 0 0 /

9 'IEEET1' 1 0.0230 200.00 0.84000 99.99

-99.9900 1.0000 0.30000 0.67000E-01 1.0000

0.0000 0 0 0 0 /

9 'HYGOV' 1 0.50000E-01 0.50000 8.0000 0.50000E-01

0.50000 0.20000 1.0000 0.0001 1.500

2.000 0.50000 0.40000/

14 'GENROU' 1 4.5 0.06 0.5 0.12

4.0000 0.0000 1.8 1.7500 0.35000

0.55000 0.35000 0.17000 0.1 0.4 /

14 'SEXS' 1 0.10000 10.000 100.00 0.10000

0.0000 3.0000 /

1 'MTDC1T' 5 0.05 0.05 0.05 490 0 5 0 0

0 0 0 0 0 0

5 0.05 0.05 0.05 0 100 0 5 0

Anexo B

155

490 128 500 160 510 170

18 0.05 0.05 0.05 0 100 0 5 0

490 128 500 160 510 170

18 0.05 0.05 0.05 0 100 0 5 0

490 128 500 160 510 170

0 0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 0.1 /

157

Resultados completos do trânsito de energia para as simulações efectuadas

C Resultados completos do trânsi to de energia para as simulações e fectuadas

C Anexo

Anexo C

158

159

Apresenta-se de seguida os resultados completos para o trânsito de energia segundo os relatórios gerados pelo PSS/E para o sistema multi-terminal radial:

PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E THU, JUL 15 2010 15:51

RATING

SET A

BUS 1 INVERSOR A 220.00 CKT MW MVAR MVA %I 1.0336PU -4.70 X--- LOSSES ---X X---- AREA -----X X---- ZONE -----X 1

227.40KV MW MVAR 1 1

TO LOAD-PQ 40.0 20.0 44.7

TO SHUNT 0.0 -74.8 74.8

TO MULTI-TERMINAL DC # 1 -77.1 33.3 84.0 0.9600RG 18.96RG 2.86 116.30 1 1 INVERTER

TO 15 CARGA 220.00 1 37.1 21.4 42.9 17 0.36 1.95 1 1

BUS 2 INVERSOR B 220.00 CKT MW MVAR MVA %I 1.0282PU -4.47 X--- LOSSES ---X X---- AREA -----X X---- ZONE -----X 2


TO LOAD-PQ 40.0 20.0 44.7

Anexo C

160

TO SHUNT 0.0 -74.0 74.0


TO 10 CARGA 220.00 1 40.0 19.1 44.3 17 0.23 1.93 1 1

BUS 3 RECT A 220.00 CKT MW MVAR MVA %I 1.0200PU 0.00 X--- LOSSES ---X X---- AREA -----X X---- ZONE -----X 3

FROM GENERATION 80.0 24.1R 83.5 84 224.40KV MW MVAR 1 1

TO MULTI-TERMINAL DC # 1 80.0 24.1 83.5 0.9687RG 7.72RG 2.86 116.30 1 1 RECTIFIER

BUS 4 RECT B 220.00 CKT MW MVAR MVA %I 1.0200PU 0.00 X--- LOSSES ---X X---- AREA -----X X---- ZONE -----X 4



BUS 5 GERADOR A 220.00 CKT MW MVAR MVA %I 1.0000PU 0.00 X--- LOSSES ---X X---- AREA -----X X---- ZONE -----X 5


TO 6 TRANSIÇAO 220.00 1 106.9 29.7 110.9 44 1.48 7.09 1 1

Anexo C

161

TO 7 CARGA 220.00 1 64.4 -17.2 66.7 27 0.50 6.69 1 1

TO 12 TRANSICAO 220.00 1 107.4 29.7 111.4 45 1.49 7.15 1 1

BUS 6 TRANSIÇAO 220.00 CKT MW MVAR MVA %I 0.9718PU -3.42 X--- LOSSES ---X X---- AREA -----X X---- ZONE -----X 6


TO 5 GERADOR A 220.00 1 -105.4 -22.6 107.8 44 1.48 7.09 1 1

TO 8 CARGA 220.00 1 15.4 -25.6 29.9 12 0.13 0.56 1 1

TO 11 TRANSFO A 60.000 1 90.0 48.2 102.1 0.9500LK 0.00 7.97 1 1

BUS 7 CARGA 220.00 CKT MW MVAR MVA %I 1.0007PU -5.96 X--- LOSSES ---X X---- AREA -----X X---- ZONE -----X 7


TO LOAD-PQ 50.0 25.0 55.9

TO 5 GERADOR A 220.00 1 -63.9 -6.8 64.3 26 0.50 6.69 1 1

TO 10 CARGA 220.00 1 5.7 -8.9 10.6 7 0.00 0.02 1 1

TO 15 CARGA 220.00 1 8.2 -9.3 12.4 8 0.01 0.05 1 1

Anexo C

162



TO LOAD-PQ 100.0 75.0 125.0

TO 6 TRANSIÇAO 220.00 1 -15.3 -8.0 17.2 7 0.13 0.56 1 1

TO 9 GERADOR B 220.00 1 -99.3 -35.9 105.6 36 0.67 6.72 1 1

TO 10 CARGA 220.00 1 14.6 -31.1 34.3 14 0.08 0.69 1 1

BUS 9 GERADOR B 220.00 CKT MW MVAR MVA %I 1.0100PU -1.99 X--- LOSSES ---X X---- AREA -----X X---- ZONE -----X 9


TO 8 CARGA 220.00 1 100.0 42.7 108.7 36 0.67 6.72 1 1



TO LOAD-PQ 60.0 30.0 67.1

Anexo C

163

TO 2 INVERSOR B 220.00 1 -39.8 -35.2 53.1 21 0.23 1.93 1 1

TO 7 CARGA 220.00 1 -5.7 -6.0 8.3 6 0.00 0.02 1 1

TO 8 CARGA 220.00 1 -14.5 11.2 18.4 7 0.08 0.69 1 1

BUS 11 TRANSFO A 60.000 CKT MW MVAR MVA %I 0.9878PU -7.51 X--- LOSSES ---X X---- AREA -----X X---- ZONE -----X 11


TO LOAD-PQ 90.0 50.0 103.0

TO SHUNT 0.0 -9.8 9.8

TO 6 TRANSIÇAO 220.00 1 -90.0 -40.2 98.6 1.0000UN 0.00 7.97 1 1

BUS 12 TRANSICAO 220.00 CKT MW MVAR MVA %I 0.9718PU -3.44 X--- LOSSES ---X X---- AREA -----X X---- ZONE -----X 12


TO 5 GERADOR A 220.00 1 -105.9 -22.5 108.3 45 1.49 7.15 1 1

TO 13 CARGA 220.00 1 15.9 -25.7 30.2 12 0.14 0.60 1 1

TO 16 TRANSFO B 60.000 1 90.0 48.2 102.1 0.9500LK 0.00 7.97 1 1

Anexo C

164



TO LOAD-PQ 100.0 75.0 125.0

TO 12 TRANSICAO 220.00 1 -15.8 -7.8 17.6 7 0.14 0.60 1 1

TO 14 GERADOR C 220.00 1 -99.3 -35.9 105.6 36 0.67 6.72 1 1

TO 15 CARGA 220.00 1 15.1 -31.2 34.7 14 0.08 0.71 1 1

BUS 14 GERADOR C 220.00 CKT MW MVAR MVA %I 1.0100PU -2.06 X--- LOSSES ---X X---- AREA -----X X---- ZONE -----X 14


TO 13 CARGA 220.00 1 100.0 42.7 108.7 36 0.67 6.72 1 1



TO LOAD-PQ 60.0 30.0 67.1

Anexo C

165

TO 1 INVERSOR A 220.00 1 -36.8 -35.8 51.3 21 0.36 1.95 1 1

TO 7 CARGA 220.00 1 -8.2 -5.6 9.9 7 0.01 0.05 1 1

TO 13 CARGA 220.00 1 -15.0 11.4 18.9 8 0.08 0.71 1 1

BUS 16 TRANSFO B 60.000 CKT MW MVAR MVA %I 0.9877PU -7.53 X--- LOSSES ---X X---- AREA -----X X---- ZONE -----X 16


TO LOAD-PQ 90.0 50.0 103.0

TO SHUNT 0.0 -9.8 9.8

TO 12 TRANSICAO 220.00 1 -90.0 -40.2 98.6 1.0000UN 0.00 7.97 1 1

--------------------------------------------------------------------------------

Anexo C

166


MULTI-TERMINAL

DC LINE 1


FROM 1 1 (DC) 1 1 509.03

TO 3 RECT A 220.00 1 1 -80.0 -157.2

TO 5 5 (DC) 1 1 1 80.0 157.2


FROM 2 2 (DC) 1 1 509.03

TO 4 RECT B 220.00 1 1 -80.0 -157.2

TO 5 5 (DC) 1 1 1 80.0 157.2


Anexo C

167

FROM 3 3 (DC) 1 1 500.00

TO 1 INVERSOR A 220.00 1 1 77.1 154.3

TO 5 5 (DC) 1 1 1 -77.1 -154.3


FROM 4 4 (DC) 1 1 499.83

TO 2 INVERSOR B 220.00 1 1 80.0 160.1

TO 5 5 (DC) 1 1 1 -80.0 -160.1


FROM 5 5 (DC) 1 1 504.47

TO 1 1 (DC) 1 1 1 -79.3 -157.2

TO 2 2 (DC) 1 1 1 -79.3 -157.2

TO 3 3 (DC) 1 1 1 77.8 154.3

TO 4 4 (DC) 1 1 1 80.7 160.1

Anexo C

168

Apresenta-se de seguida os resultados completos para o trânsito de energia segundo os relatórios gerados pelo PSS/E para o sistema multi-terminal em malha:


RATING

SET A



TO LOAD-PQ 40.0 20.0 44.7

TO SHUNT 0.0 -74.8 74.8


TO 15 CARGA 220.00 1 38.5 21.3 44.1 17 0.38 2.04 1 1

BUS 2 INVERSOR B 220.00 CKT MW MVAR MVA %I 1.0291PU -4.43 X--- LOSSES ---X X---- AREA -----X X---- ZONE -----X 2


TO LOAD-PQ 40.0 20.0 44.7

Anexo C

169

TO SHUNT 0.0 -74.1 74.1


TO 10 CARGA 220.00 1 40.0 19.6 44.6 17 0.23 1.96 1 1

BUS 3 RECT A 220.00 CKT MW MVAR MVA %I 1.0200PU 0.00 X--- LOSSES ---X X---- AREA -----X X---- ZONE -----X 3








TO 6 TRANSIÇAO 220.00 1 106.6 29.6 110.7 44 1.47 7.05 1 1

Anexo C

170

TO 7 CARGA 220.00 1 63.8 -17.4 66.1 26 0.49 6.55 1 1

TO 12 TRANSICAO 220.00 1 106.9 29.6 110.9 44 1.48 7.09 1 1



TO 5 GERADOR A 220.00 1 -105.1 -22.6 107.5 44 1.47 7.05 1 1

TO 8 CARGA 220.00 1 15.1 -25.6 29.8 12 0.13 0.55 1 1

TO 11 TRANSFO A 60.000 1 90.0 48.2 102.1 0.9500LK 0.00 7.97 1 1



TO LOAD-PQ 50.0 25.0 55.9

TO 5 GERADOR A 220.00 1 -63.3 -6.7 63.6 25 0.49 6.55 1 1

TO 10 CARGA 220.00 1 6.0 -9.2 11.0 7 0.00 0.03 1 1

TO 15 CARGA 220.00 1 7.3 -9.1 11.7 8 0.00 0.04 1 1

Anexo C

171



TO LOAD-PQ 100.0 75.0 125.0

TO 6 TRANSIÇAO 220.00 1 -15.0 -8.0 17.0 7 0.13 0.55 1 1

TO 9 GERADOR B 220.00 1 -99.3 -35.6 105.5 36 0.67 6.71 1 1

TO 10 CARGA 220.00 1 14.3 -31.4 34.5 14 0.08 0.69 1 1



TO 8 CARGA 220.00 1 100.0 42.3 108.6 36 0.67 6.71 1 1



TO LOAD-PQ 60.0 30.0 67.1

Anexo C

172

TO 2 INVERSOR B 220.00 1 -39.8 -35.8 53.5 21 0.23 1.96 1 1

TO 7 CARGA 220.00 1 -6.0 -5.7 8.3 5 0.00 0.03 1 1

TO 8 CARGA 220.00 1 -14.3 11.5 18.3 7 0.08 0.69 1 1



TO LOAD-PQ 90.0 50.0 103.0

TO SHUNT 0.0 -9.8 9.8

TO 6 TRANSIÇAO 220.00 1 -90.0 -40.2 98.6 1.0000UN 0.00 7.97 1 1



TO 5 GERADOR A 220.00 1 -105.4 -22.6 107.8 44 1.48 7.09 1 1

TO 13 CARGA 220.00 1 15.4 -25.7 29.9 12 0.13 0.57 1 1

TO 16 TRANSFO B 60.000 1 90.0 48.2 102.1 0.9500LK 0.00 7.97 1 1

Anexo C

173



TO LOAD-PQ 100.0 75.0 125.0

TO 12 TRANSICAO 220.00 1 -15.3 -7.9 17.2 7 0.13 0.57 1 1

TO 14 GERADOR C 220.00 1 -99.3 -35.8 105.6 36 0.67 6.71 1 1

TO 15 CARGA 220.00 1 14.6 -31.3 34.6 14 0.08 0.70 1 1



TO 13 CARGA 220.00 1 100.0 42.5 108.6 36 0.67 6.71 1 1



TO LOAD-PQ 60.0 30.0 67.1

Anexo C

174

TO 1 INVERSOR A 220.00 1 -38.2 -35.7 52.2 21 0.38 2.04 1 1

TO 7 CARGA 220.00 1 -7.3 -5.8 9.3 6 0.00 0.04 1 1

TO 13 CARGA 220.00 1 -14.5 11.5 18.5 7 0.08 0.70 1 1



TO LOAD-PQ 90.0 50.0 103.0

TO SHUNT 0.0 -9.8 9.8

TO 12 TRANSICAO 220.00 1 -90.0 -40.2 98.6 1.0000UN 0.00 7.97 1 1

--------------------------------------------------------------------------------


MULTI-TERMINAL

Anexo C

175

DC LINE 1


FROM 1 DC3 (DC) 1 1 504.59

TO 3 RECT A 220.00 1 1 -80.0 -158.5

TO 2 DC4 (DC) 1 1 1 0.2 0.4

TO 3 DC1 (DC) 1 1 1 79.8 158.2


FROM 2 DC4 (DC) 1 1 504.58

TO 4 RECT B 220.00 1 1 -80.0 -158.5

TO 1 DC3 (DC) 1 1 1 -0.2 -0.4

TO 4 DC2 (DC) 1 1 1 80.2 158.9


Anexo C

176

FROM 3 DC1 (DC) 1 1 500.00

TO 1 INVERSOR A 220.00 1 1 78.5 157.1

TO 1 DC3 (DC) 1 1 1 -79.1 -158.2

TO 4 DC2 (DC) 1 1 1 0.5 1.1


FROM 4 DC2 (DC) 1 1 499.97

TO 2 INVERSOR B 220.00 1 1 80.0 160.0

TO 2 DC4 (DC) 1 1 1 -79.5 -158.9

TO 3 DC1 (DC) 1 1 1 -0.5 -1.1

Anexo C

177

Apresenta-se de seguida os resultados completos para o trânsito de energia segundo os relatórios gerados pelo PSS/E para o sistema multi-terminal com troca

de inversor:


RATING

SET A



TO LOAD-PQ 40.0 20.0 44.7

TO SHUNT 0.0 -47.2 47.2


TO 15 CARGA 220.00 1 37.1 -5.8 37.6 15 0.25 1.35 1 1

BUS 2 RECT A 220.00 CKT MW MVAR MVA %I 0.9897PU -19.48 X--- LOSSES ---X X---- AREA -----X X---- ZONE -----X 2


Anexo C

178

TO SHUNT 0.0 -49.0 49.0


TO 10 CARGA 220.00 1 -80.0 27.1 84.5 34 0.78 6.66 1 1

BUS 3 INVERSOR B 220.00 CKT MW MVAR MVA %I 1.0200PU 0.00 X--- LOSSES ---X X---- AREA -----X X---- ZONE -----X 3


TO LOAD-PQ 80.0 20.0 82.5







Anexo C

179

TO 6 TRANSIÇAO 220.00 1 153.3 34.8 157.2 63 2.97 14.24 1 1

TO 7 CARGA 220.00 1 121.5 6.6 121.7 49 1.83 24.56 1 1

TO 12 TRANSICAO 220.00 1 131.2 34.5 135.7 54 2.21 10.60 1 1



TO 5 GERADOR A 220.00 1 -150.4 -20.5 151.7 63 2.97 14.24 1 1

TO 8 CARGA 220.00 1 60.4 -27.9 66.5 28 1.58 6.88 1 1

TO 11 TRANSFO A 60.000 1 90.0 48.5 102.2 0.9500LK 0.00 8.10 1 1



TO LOAD-PQ 50.0 25.0 55.9

TO 5 GERADOR A 220.00 1 -119.7 -11.8 120.3 50 1.83 24.56 1 1

TO 10 CARGA 220.00 1 83.9 -14.5 85.2 59 0.64 5.44 1 1

Anexo C

180

TO 15 CARGA 220.00 1 -14.2 1.3 14.3 10 0.02 0.21 1 1



TO LOAD-PQ 100.0 75.0 125.0

TO 6 TRANSIÇAO 220.00 1 -58.8 1.4 58.8 24 1.58 6.88 1 1

TO 9 GERADOR B 220.00 1 -99.2 -59.1 115.4 40 0.83 8.26 1 1

TO 10 CARGA 220.00 1 57.9 -17.3 60.5 25 0.43 3.68 1 1



TO 8 CARGA 220.00 1 100.0 67.3 120.6 40 0.83 8.26 1 1



Anexo C

181

TO LOAD-PQ 60.0 30.0 67.1

TO 2 RECT A 220.00 1 80.8 -37.4 89.0 37 0.78 6.66 1 1

TO 7 CARGA 220.00 1 -83.3 5.9 83.5 57 0.64 5.44 1 1

TO 8 CARGA 220.00 1 -57.5 1.4 57.5 24 0.43 3.68 1 1



TO LOAD-PQ 90.0 50.0 103.0

TO SHUNT 0.0 -9.6 9.6

TO 6 TRANSIÇAO 220.00 1 -90.0 -40.4 98.6 1.0000UN 0.00 8.10 1 1



TO 5 GERADOR A 220.00 1 -129.0 -23.9 131.2 54 2.21 10.60 1 1

TO 13 CARGA 220.00 1 39.0 -24.5 46.1 19 0.66 2.88 1 1

Anexo C

182

TO 16 TRANSFO B 60.000 1 90.0 48.4 102.2 0.9500LK 0.00 8.06 1 1



TO LOAD-PQ 100.0 75.0 125.0

TO 12 TRANSICAO 220.00 1 -38.3 -6.1 38.8 16 0.66 2.88 1 1

TO 14 GERADOR C 220.00 1 -99.2 -58.2 115.0 40 0.82 8.19 1 1

TO 15 CARGA 220.00 1 37.5 -10.6 39.0 16 0.18 1.52 1 1



TO 13 CARGA 220.00 1 100.0 66.4 120.1 40 0.82 8.19 1 1



Anexo C

183

TO LOAD-PQ 60.0 30.0 67.1

TO 1 INVERSOR A 220.00 1 -36.9 -7.7 37.7 16 0.25 1.35 1 1

TO 7 CARGA 220.00 1 14.2 -15.0 20.7 14 0.02 0.21 1 1

TO 13 CARGA 220.00 1 -37.3 -7.3 38.1 16 0.18 1.52 1 1



TO LOAD-PQ 90.0 50.0 103.0

TO SHUNT 0.0 -9.7 9.7

TO 12 TRANSICAO 220.00 1 -90.0 -40.3 98.6 1.0000UN 0.00 8.06 1 1

Anexo C

184

--------------------------------------------------------------------------------


MULTI-TERMINAL

DC LINE 1


FROM 1 1 (DC) 1 1 499.83

TO 3 INVERSOR B 220.00 1 1 80.0 160.1

TO 5 5 (DC) 1 1 1 -80.0 -160.1


FROM 2 2 (DC) 1 1 509.03

TO 4 RECT B 220.00 1 1 -80.0 -157.2

TO 5 5 (DC) 1 1 1 80.0 157.2

Anexo C

185


FROM 3 3 (DC) 1 1 500.00

TO 1 INVERSOR A 220.00 1 1 77.1 154.3

TO 5 5 (DC) 1 1 1 -77.1 -154.3


FROM 4 4 (DC) 1 1 509.03

TO 2 RECT A 220.00 1 1 -80.0 -157.2

TO 5 5 (DC) 1 1 1 80.0 157.2


FROM 5 5 (DC) 1 1 504.47

TO 1 1 (DC) 1 1 1 80.7 160.1

TO 2 2 (DC) 1 1 1 -79.3 -157.2

Anexo C

186

TO 3 3 (DC) 1 1 1 77.8 154.3

TO 4 4 (DC) 1 1 1 -79.3 -157.2

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