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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.
ii
Análise em Regime estacionário e transitório de ligações multi-terminais HVDC
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.
iv
Análise em Regime estacionário e transitório de ligações multi-terminais HVDC
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.
Análise em Regime estacionário e transitório de ligações multi-terminais HVDC
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
Análise em Regime estacionário e transitório de ligações multi-terminais HVDC
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
Análise em Regime estacionário e transitório de ligações multi-terminais HVDC
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
xii
Análise em Regime estacionário e transitório de ligações multi-terminais HVDC
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
3 Simulações de redes HVDC LCC em PSS/E ....................................................... 43
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
Análise em Regime estacionário e transitório de ligações multi-terminais HVDC
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
4 Resultados das simulações realizadas .................................................................. 65
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
xvi
Análise em Regime estacionário e transitório de ligações multi-terminais HVDC
xvii
Índice de quadros
2 Estado da arte .......................................................................................................... 5
Quadro 2.1 – Comparação das três tecnologias de transmissão. ................................................. 32
3 Simulações de redes HVDC LCC em PSS/E ....................................................... 43
Quadro 3.1 – Variação de potência efectuada nas simulações comparativas entre a rede multi-
terminal radial e a rede bi-terminal. ............................................................................................ 58
4 Resultados das simulações realizadas .................................................................. 65
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
xviii
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.
Análise em Regime estacionário e transitório de ligações multi-terminais HVDC
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].
Análise em Regime estacionário e transitório de ligações multi-terminais HVDC
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].
Análise em Regime estacionário e transitório de ligações multi-terminais HVDC
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
Análise em Regime estacionário e transitório de ligações multi-terminais HVDC
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
Análise em Regime estacionário e transitório de ligações multi-terminais HVDC
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.
Análise em Regime estacionário e transitório de ligações multi-terminais HVDC
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.
Análise em Regime estacionário e transitório de ligações multi-terminais HVDC
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].
Análise em Regime estacionário e transitório de ligações multi-terminais HVDC
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
Análise em Regime estacionário e transitório de ligações multi-terminais HVDC
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.
Análise em Regime estacionário e transitório de ligações multi-terminais HVDC
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].
Análise em Regime estacionário e transitório de ligações multi-terminais HVDC
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].
Análise em Regime estacionário e transitório de ligações multi-terminais HVDC
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.
Análise em Regime estacionário e transitório de ligações multi-terminais HVDC
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
Análise em Regime estacionário e transitório de ligações multi-terminais HVDC
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
Análise em Regime estacionário e transitório de ligações multi-terminais HVDC
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
Análise em Regime estacionário e transitório de ligações multi-terminais HVDC
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].
Análise em Regime estacionário e transitório de ligações multi-terminais HVDC
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:
Análise em Regime estacionário e transitório de ligações multi-terminais HVDC
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.
Análise em Regime estacionário e transitório de ligações multi-terminais HVDC
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].
Análise em Regime estacionário e transitório de ligações multi-terminais HVDC
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
3. Simulações de redes HVDC LCC em PSS/E
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].
Análise em Regime estacionário e transitório de ligações multi-terminais HVDC
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
3. Simulações de redes HVDC LCC em PSS/E
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.
Análise em Regime estacionário e transitório de ligações multi-terminais HVDC
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:
3. Simulações de redes HVDC LCC em PSS/E
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:
Análise em Regime estacionário e transitório de ligações multi-terminais HVDC
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.
3. Simulações de redes HVDC LCC em PSS/E
52
Figura 3.6 – Rede multi-terminal radial utilizada nas simulações.
Figura 3.7 – Rede multi-terminal em malha utilizada nas simulações.
Análise em Regime estacionário e transitório de ligações multi-terminais HVDC
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
3. Simulações de redes HVDC LCC em PSS/E
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.
Análise em Regime estacionário e transitório de ligações multi-terminais HVDC
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
3. Simulações de redes HVDC LCC em PSS/E
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.
Análise em Regime estacionário e transitório de ligações multi-terminais HVDC
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.
3. Simulações de redes HVDC LCC em PSS/E
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
Análise em Regime estacionário e transitório de ligações multi-terminais HVDC
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.
3. Simulações de redes HVDC LCC em PSS/E
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.
Análise em Regime estacionário e transitório de ligações multi-terminais HVDC
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.
3. Simulações de redes HVDC LCC em PSS/E
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].
Análise em Regime estacionário e transitório de ligações multi-terminais HVDC
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.
3. Simulações de redes HVDC LCC em PSS/E
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.
Análise em Regime estacionário e transitório de ligações multi-terminais HVDC
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.
4. Resultados das simulações realizadas
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).
Análise em Regime estacionário e transitório de ligações multi-terminais HVDC
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.
4. Resultados das simulações realizadas
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).
Nestes resultados pode-se verificar que as tensões CA estão compreendidas entre 0.9718 pu 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.
Os conversores operaram com ângulos de disparo compreendidos entre os valores máximos e
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
Análise em Regime estacionário e transitório de ligações multi-terminais HVDC
71
Quadro 4.5 - Resultados das tensões e ângulos da rede CA para o sistema em malha.
Número do
barramento
Nome do
Barramento Tensão (pu) Ângulo (grau)
1 Inversor A 1.0340 -4.53
2 Inversor B 1.0291 -4.43
3 Rectificador A 1.0200 0.00
4 Rectificador B 1.0200 0.00
5 Gerador A 1.0000 0.00
6 Transição A 0.9719 -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
11 Transformador A 0.9878 -7.50
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
16 Transformador B 0.9878 -7.51
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
Ângulo de ignição /
extinção (graus)
Tomadas dos transformadores
dos conversores (pu)
1 18.49 0.9625
2 18.70 0.9562
3 5.38 0.9812
4 5.39 0.9812
4. Resultados das simulações realizadas
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.
Barramento Nome Tensão de
Base (kV)
Potência
(MW)
Corrente
(A)
Tensão
(kV)
DE 1 DC 3 (CC) - - 504.59
PARA 3 Rectificador A 220 -80.0 -158.5 -
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 4 Rectificador B 220 -80.0 -158.5 -
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.
Análise em Regime estacionário e transitório de ligações multi-terminais HVDC
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.
4. Resultados das simulações realizadas
74
Quadro 4.9 - Resultados das tensões e ângulos da rede CA.
Número do
barramento
Nome do
Barramento Tensão (pu) Ângulo (grau)
1 Inversor A 0.9721 -8.74
2 Rectificador A 0.9897 -19.48
3 Inversor B 1.0200 0.00
4 Rectificador 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
11 Transformador A 0.9804 -9.15
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
16 Transformador B 0.9824 -8.37
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
Ângulo de ignição /
extinção (graus)
Tomadas dos transformadores
dos conversores (pu)
1 18.79 0.9038
2 7.00 0.9475
3 19.45 0.9375
4 7.72 0.9687
Análise em Regime estacionário e transitório de ligações multi-terminais HVDC
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.
Barramento Nome Tensão de
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 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) - - 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 -
Nestes resultados pode-se verificar que as tensões CA estão compreendidas entre 0.9647 pu e
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.
Os conversores operaram com ângulos de disparo compreendidos entre os valores máximos e
mínimos definidos, se bem que com valores mais elevados e mais perto dos valores limite dos
ângulos.
4. Resultados das simulações realizadas
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.
Análise em Regime estacionário e transitório de ligações multi-terminais HVDC
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
4. Resultados das simulações realizadas
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
Potência (MW) 100-20
Inversor A 0.08 78.28 2.31 90.06
Inversor B 0.00 12.83 2.31 90.06
Potência (MW) 80-100
Inversor A 0.05 62.52 3.67 132.40
Inversor B 0.08 78.25 3.67 132.40
Potência (MW) 20-100
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
Análise em Regime estacionário e transitório de ligações multi-terminais HVDC
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.
Barramento Nome Tensão de
Base (kV)
Potência
(MW)
Corrente
(A)
Tensão
(kV)
DE 1 DC 3 (CC) - - 517.88
PARA 3 Rectificador A 220 -80.0 -154.5 -
PARA 2 DC 4 (CC) 80.0 154.5 -
DE 2 DC 4 (CC) - - 513.40
PARA 4 Rectificador B 220 -80.0 -155.8 -
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.
4. Resultados das simulações realizadas
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.
Barramento Nome Tensão de
Base (kV)
Potência
(MW)
Corrente
(A)
Tensão
(kV)
DE 1 DC 3 (CC) - - 505.73
PARA 3 Rectificador A 220 -80.0 -158.2 -
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 4 Rectificador B 220 -80.0 -158.4 -
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.
Análise em Regime estacionário e transitório de ligações multi-terminais HVDC
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.
4. Resultados das simulações realizadas
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.
Análise em Regime estacionário e transitório de ligações multi-terminais HVDC
83
Figura 4.8 – Tensão CC nos terminais dos conversores.
Figura 4.9 – Potência activa CC no sistema multi-terminal.
4. Resultados das simulações realizadas
84
Figura 4.10 – Potência reactiva CC no sistema multi-terminal.
Figura 4.11 – Corrente CC no sistema multi-terminal.
Análise em Regime estacionário e transitório de ligações multi-terminais HVDC
85
Figura 4.12 – Ângulos de disparo (ignição e extinção) dos conversores.
Figura 4.13 – Tensão CA nos inversores.
4. Resultados das simulações realizadas
86
Figura 4.14 – Tensão CA nos rectificadores.
Figura 4.15 – Potência activa das ligações entre os inversores e a rede CA.
Análise em Regime estacionário e transitório de ligações multi-terminais HVDC
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
4. Resultados das simulações realizadas
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).
Análise em Regime estacionário e transitório de ligações multi-terminais HVDC
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
4. Resultados das simulações realizadas
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
Análise em Regime estacionário e transitório de ligações multi-terminais HVDC
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.
4. Resultados das simulações realizadas
92
Figura 4.18 – Resultados obtidos na simulação de Chen et all.
Análise em Regime estacionário e transitório de ligações multi-terminais HVDC
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
Análise em Regime estacionário e transitório de ligações multi-terminais HVDC
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.
5. Conclusões e perspectivas de desenvolvimentos futuros
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.
Análise em Regime estacionário e transitório de ligações multi-terminais HVDC
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.
5. Conclusões e perspectivas de desenvolvimentos futuros
98
Análise em Regime estacionário e transitório de ligações multi-terminais HVDC
99
6 Referências bibliográficas
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Análise em Regime estacionário e transitório de ligações multi-terminais HVDC
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Transactions, Março de 1980, p 729 – 737.
[43] Site da Internet: http://www.abb.com/industries/ap/db0003db004333/87f88a41a0be97
afc125774b003e6109.aspx.
[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.
103
Anexos
104
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
106
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:
Quadro A.8 – 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.
From Bus To Bus Line R (pu) Line X (pu) Charging (pu) Rate A (MVA)
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:
Quadro A.15 – 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.
From Bus To Bus Line R (pu) Line X (pu) Charging (pu) Rate A (MVA)
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:
Quadro A.20 – 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:
Quadro A.24 – 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:
Quadro A.26 – 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:
Quadro A.27 – 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:
Quadro A.28 – 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.
From Bus To Bus Line R (pu) Line X (pu) Charging (pu) Rate A (MVA)
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:
Quadro A35 – 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:
Quadro A40 – 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:
Quadro A42 – 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:
Quadro A43 – 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:
Quadro A44 – 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:
Quadro A45 – 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
Os resultados para os conversores no multi-terminal foram:
Quadro A46 – Resultados para os conversores no multi-terminal.
Bus
Number
Bus Name o Tap (tomadas) pu
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
A simulação foi efectuada com sucesso, incluindo-se em anexo os relatórios do PSSE para o
sistema e em particular para o multi-terminal:
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:
Quadro A47 – 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
Os resultados para os conversores no multi-terminal foram:
Quadro A54 – Resultados para os conversores no multi-terminal.
Bus
Number
Bus Name o Tap (tomadas) pu
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
A simulação foi efectuada com sucesso, incluindo-se em anexo os relatórios do PSSE para o
sistema e em particular para o multi-terminal:
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
Quadro A56 – Resultados para os inversores, rectificadores e barramentos dos inversores.
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
Quadro A57 – Resultados para os inversores, rectificadores e barramentos dos inversores.
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
Quadro A58 – Resultados para os inversores, rectificadores e barramentos dos inversores.
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
Quadro A59 – Resultados para os inversores, rectificadores e barramentos dos inversores.
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
Quadro A60 – Resultados para os inversores, rectificadores e barramentos dos inversores.
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:
Quadro A63 – 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
Quadro A64 – Resultados para os inversores, rectificadores e barramentos dos inversores.
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
Quadro A65 – Resultados para os inversores, rectificadores e barramentos dos inversores.
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
Quadro A66 – Resultados para os inversores, rectificadores e barramentos dos inversores.
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
Quadro A67 – Resultados para os inversores, rectificadores e barramentos dos inversores.
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
Quadro A68 – Resultados para os inversores, rectificadores e barramentos dos inversores.
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
BUS# X-- NAME --X BASKV AREA ZONE CKT MW AMPS KV
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
BUS# X-- NAME --X BASKV AREA ZONE CKT MW AMPS KV
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
BUS# X-- NAME --X BASKV AREA ZONE CKT MW AMPS KV
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
BUS# X-- NAME --X BASKV AREA ZONE CKT MW AMPS KV
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
BUS# X-- NAME --X BASKV AREA ZONE CKT MW AMPS KV
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
BUS# X-- NAME --X BASKV AREA ZONE CKT MW AMPS KV
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
BUS# X-- NAME --X BASKV AREA ZONE CKT MW AMPS KV
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.
148
149
Ficheiros dyr para as simulações em regime transitório
B Ficheiros dyr para as simulações em regime transi tór io
B Anexo
150
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 /
156
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
226.19KV MW MVAR 1 1
TO LOAD-PQ 40.0 20.0 44.7
Anexo C
160
TO SHUNT 0.0 -74.0 74.0
TO MULTI-TERMINAL DC # 1 -80.0 34.9 87.3 0.9538RG 19.02RG 2.86 116.30 1 1 INVERTER
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
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 5 GERADOR A 220.00 CKT MW MVAR MVA %I 1.0000PU 0.00 X--- LOSSES ---X X---- AREA -----X X---- ZONE -----X 5
FROM GENERATION 278.7 42.2R 281.9 282 220.00KV MW MVAR 1 1
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
213.80KV MW MVAR 1 1
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
220.15KV MW MVAR 1 1
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
BUS 8 CARGA 220.00 CKT MW MVAR MVA %I 0.9813PU -5.20 X--- LOSSES ---X X---- AREA -----X X---- ZONE -----X 8
215.89KV MW MVAR 1 1
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
FROM GENERATION 100.0 42.7R 108.7 109 222.20KV MW MVAR 1 1
TO 8 CARGA 220.00 1 100.0 42.7 108.7 36 0.67 6.72 1 1
BUS 10 CARGA 220.00 CKT MW MVAR MVA %I 1.0013PU -6.20 X--- LOSSES ---X X---- AREA -----X X---- ZONE -----X 10
220.28KV MW MVAR 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
59.265KV MW MVAR 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
BUS 12 TRANSICAO 220.00 CKT MW MVAR MVA %I 0.9718PU -3.44 X--- LOSSES ---X X---- AREA -----X X---- ZONE -----X 12
213.79KV MW MVAR 1 1
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
BUS 13 CARGA 220.00 CKT MW MVAR MVA %I 0.9813PU -5.27 X--- LOSSES ---X X---- AREA -----X X---- ZONE -----X 13
215.89KV MW MVAR 1 1
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
FROM GENERATION 100.0 42.7R 108.7 109 222.20KV MW MVAR 1 1
TO 13 CARGA 220.00 1 100.0 42.7 108.7 36 0.67 6.72 1 1
BUS 15 CARGA 220.00 CKT MW MVAR MVA %I 1.0014PU -6.31 X--- LOSSES ---X X---- AREA -----X X---- ZONE -----X 15
220.30KV MW MVAR 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
59.264KV MW MVAR 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
--------------------------------------------------------------------------------
Anexo C
166
PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E THU, JUL 15 2010 15:51
MULTI-TERMINAL
DC LINE 1
BUS# X-- NAME --X BASKV AREA ZONE CKT MW AMPS KV
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
BUS# X-- NAME --X BASKV AREA ZONE CKT MW AMPS KV
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
BUS# X-- NAME --X BASKV AREA ZONE CKT MW AMPS KV
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
BUS# X-- NAME --X BASKV AREA ZONE CKT MW AMPS KV
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
BUS# X-- NAME --X BASKV AREA ZONE CKT MW AMPS KV
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:
PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E THU, JUL 15 2010 16:51
RATING
SET A
BUS 1 INVERSOR A 220.00 CKT MW MVAR MVA %I 1.0340PU -4.53 X--- LOSSES ---X X---- AREA -----X X---- ZONE -----X 1
227.49KV 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 -78.5 33.4 85.4 0.9625RG 18.49RG 1.46 113.25 1 1 INVERTER
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
226.41KV MW MVAR 1 1
TO LOAD-PQ 40.0 20.0 44.7
Anexo C
169
TO SHUNT 0.0 -74.1 74.1
TO MULTI-TERMINAL DC # 1 -80.0 34.4 87.1 0.9562RG 18.70RG 1.46 113.25 1 1 INVERTER
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
FROM GENERATION 80.0 22.7R 83.2 83 224.40KV MW MVAR 1 1
TO MULTI-TERMINAL DC # 1 80.0 22.7 83.2 0.9812RG 5.38RG 1.46 113.25 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
FROM GENERATION 80.0 22.7R 83.2 83 224.40KV MW MVAR 1 1
TO MULTI-TERMINAL DC # 1 80.0 22.7 83.2 0.9812RG 5.39RG 1.46 113.25 1 1 RECTIFIER
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
FROM GENERATION 277.3 41.9R 280.4 280 220.00KV MW MVAR 1 1
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
BUS 6 TRANSIÇAO 220.00 CKT MW MVAR MVA %I 0.9719PU -3.41 X--- LOSSES ---X X---- AREA -----X X---- ZONE -----X 6
213.81KV MW MVAR 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
BUS 7 CARGA 220.00 CKT MW MVAR MVA %I 1.0010PU -5.90 X--- LOSSES ---X X---- AREA -----X X---- ZONE -----X 7
220.23KV MW MVAR 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
BUS 8 CARGA 220.00 CKT MW MVAR MVA %I 0.9815PU -5.16 X--- LOSSES ---X X---- AREA -----X X---- ZONE -----X 8
215.93KV MW MVAR 1 1
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
BUS 9 GERADOR B 220.00 CKT MW MVAR MVA %I 1.0100PU -1.95 X--- LOSSES ---X X---- AREA -----X X---- ZONE -----X 9
FROM GENERATION 100.0 42.3R 108.6 109 222.20KV MW MVAR 1 1
TO 8 CARGA 220.00 1 100.0 42.3 108.6 36 0.67 6.71 1 1
BUS 10 CARGA 220.00 CKT MW MVAR MVA %I 1.0018PU -6.15 X--- LOSSES ---X X---- AREA -----X X---- ZONE -----X 10
220.39KV MW MVAR 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
BUS 11 TRANSFO A 60.000 CKT MW MVAR MVA %I 0.9878PU -7.50 X--- LOSSES ---X X---- AREA -----X X---- ZONE -----X 11
59.269KV MW MVAR 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
BUS 12 TRANSICAO 220.00 CKT MW MVAR MVA %I 0.9718PU -3.42 X--- LOSSES ---X X---- AREA -----X X---- ZONE -----X 12
213.80KV MW MVAR 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
BUS 13 CARGA 220.00 CKT MW MVAR MVA %I 0.9814PU -5.20 X--- LOSSES ---X X---- AREA -----X X---- ZONE -----X 13
215.91KV MW MVAR 1 1
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
BUS 14 GERADOR C 220.00 CKT MW MVAR MVA %I 1.0100PU -1.99 X--- LOSSES ---X X---- AREA -----X X---- ZONE -----X 14
FROM GENERATION 100.0 42.5R 108.6 109 222.20KV MW MVAR 1 1
TO 13 CARGA 220.00 1 100.0 42.5 108.6 36 0.67 6.71 1 1
BUS 15 CARGA 220.00 CKT MW MVAR MVA %I 1.0016PU -6.21 X--- LOSSES ---X X---- AREA -----X X---- ZONE -----X 15
220.36KV MW MVAR 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
BUS 16 TRANSFO B 60.000 CKT MW MVAR MVA %I 0.9878PU -7.51 X--- LOSSES ---X X---- AREA -----X X---- ZONE -----X 16
59.267KV MW MVAR 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
--------------------------------------------------------------------------------
PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E THU, JUL 15 2010 16:51
MULTI-TERMINAL
Anexo C
175
DC LINE 1
BUS# X-- NAME --X BASKV AREA ZONE CKT MW AMPS KV
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
BUS# X-- NAME --X BASKV AREA ZONE CKT MW AMPS KV
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
BUS# X-- NAME --X BASKV AREA ZONE CKT MW AMPS KV
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
BUS# X-- NAME --X BASKV AREA ZONE CKT MW AMPS KV
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:
PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E THU, JUL 15 2010 16:25
RATING
SET A
BUS 1 INVERSOR A 220.00 CKT MW MVAR MVA %I 0.9721PU -8.74 X--- LOSSES ---X X---- AREA -----X X---- ZONE -----X 1
213.86KV MW MVAR 1 1
TO LOAD-PQ 40.0 20.0 44.7
TO SHUNT 0.0 -47.2 47.2
TO MULTI-TERMINAL DC # 1 -77.1 33.1 83.9 0.9038RG 18.79RG 2.86 115.73 1 1 INVERTER
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
217.73KV MW MVAR 1 1
Anexo C
178
TO SHUNT 0.0 -49.0 49.0
TO MULTI-TERMINAL DC # 1 80.0 21.8 82.9 0.9475RG 7.00RG 2.86 115.73 1 1 RECTIFIER
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
FROM GENERATION 0.0 56.8R 56.8 57 224.40KV MW MVAR 1 1
TO LOAD-PQ 80.0 20.0 82.5
TO MULTI-TERMINAL DC # 1 -80.0 36.8 88.1 0.9375RG 19.45RG 2.86 115.73 1 1 INVERTER
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
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 2.86 115.73 1 1 RECTIFIER
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
FROM GENERATION 406.1 75.9R 413.1 413 220.00KV MW MVAR 1 1
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
BUS 6 TRANSIÇAO 220.00 CKT MW MVAR MVA %I 0.9652PU -5.00 X--- LOSSES ---X X---- AREA -----X X---- ZONE -----X 6
212.35KV MW MVAR 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
BUS 7 CARGA 220.00 CKT MW MVAR MVA %I 0.9695PU -11.48 X--- LOSSES ---X X---- AREA -----X X---- ZONE -----X 7
213.29KV MW MVAR 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
BUS 8 CARGA 220.00 CKT MW MVAR MVA %I 0.9671PU -11.58 X--- LOSSES ---X X---- AREA -----X X---- ZONE -----X 8
212.76KV MW MVAR 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
BUS 9 GERADOR B 220.00 CKT MW MVAR MVA %I 1.0100PU -8.41 X--- LOSSES ---X X---- AREA -----X X---- ZONE -----X 9
FROM GENERATION 100.0 67.3R 120.6 121 222.20KV MW MVAR 1 1
TO 8 CARGA 220.00 1 100.0 67.3 120.6 40 0.83 8.26 1 1
BUS 10 CARGA 220.00 CKT MW MVAR MVA %I 0.9698PU -15.21 X--- LOSSES ---X X---- AREA -----X X---- ZONE -----X 10
213.35KV MW MVAR 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
BUS 11 TRANSFO A 60.000 CKT MW MVAR MVA %I 0.9804PU -9.15 X--- LOSSES ---X X---- AREA -----X X---- ZONE -----X 11
58.826KV MW MVAR 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
BUS 12 TRANSICAO 220.00 CKT MW MVAR MVA %I 0.9670PU -4.24 X--- LOSSES ---X X---- AREA -----X X---- ZONE -----X 12
212.74KV MW MVAR 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
BUS 13 CARGA 220.00 CKT MW MVAR MVA %I 0.9676PU -8.49 X--- LOSSES ---X X---- AREA -----X X---- ZONE -----X 13
212.87KV MW MVAR 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
BUS 14 GERADOR C 220.00 CKT MW MVAR MVA %I 1.0100PU -5.31 X--- LOSSES ---X X---- AREA -----X X---- ZONE -----X 14
FROM GENERATION 100.0 66.4R 120.1 120 222.20KV MW MVAR 1 1
TO 13 CARGA 220.00 1 100.0 66.4 120.1 40 0.82 8.19 1 1
BUS 15 CARGA 220.00 CKT MW MVAR MVA %I 0.9647PU -10.81 X--- LOSSES ---X X---- AREA -----X X---- ZONE -----X 15
212.23KV MW MVAR 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
BUS 16 TRANSFO B 60.000 CKT MW MVAR MVA %I 0.9824PU -8.37 X--- LOSSES ---X X---- AREA -----X X---- ZONE -----X 16
58.945KV MW MVAR 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
--------------------------------------------------------------------------------
PTI INTERACTIVE POWER SYSTEM SIMULATOR--PSS/E THU, JUL 15 2010 16:25
MULTI-TERMINAL
DC LINE 1
BUS# X-- NAME --X BASKV AREA ZONE CKT MW AMPS KV
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
BUS# X-- NAME --X BASKV AREA ZONE CKT MW AMPS KV
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
BUS# X-- NAME --X BASKV AREA ZONE CKT MW AMPS KV
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
BUS# X-- NAME --X BASKV AREA ZONE CKT MW AMPS KV
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
BUS# X-- NAME --X BASKV AREA ZONE CKT MW AMPS KV
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