geração e transmissão de energia para sistemas offshore...

GERAÇÃO E TRANSMISSÃO DE ENERGIA PARA SISTEMASOFFSHORE ATRAVÉS DE TECNOLOGIA VSC-HVDC

Bruno Pinheiro Leonardo

Projeto de Graduação apresentado ao Cursode Engenharia Elétrica da Escola Politécnica,Universidade Federal do Rio de Janeiro, comoparte dos requisitos necessários à obtenção dotítulo de Engenheiro Eletricista.

Orientador: Sebastião Ercules Melo deOliveira

Rio de JaneiroSetembro de 2018



PROJETO DE GRADUAÇÃO SUBMETIDO AO CORPO DOCENTE DOCURSO DE ENGENHARIA ELÉTRICA DA ESCOLA POLITÉCNICADA UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO DE JANEIRO COMO PARTEDOS REQUISITOS NECESSÁRIOS PARA A OBTENÇÃO DO GRAU DEENGENHEIRO ELETRICISTA.

Examinado por:

Prof. Sebastião Ercules Melo de Oliveira, D.Sc.

Prof. Sergio Sami Hazan, Ph.D.

Eng. Wallace Gonçalves Honório, B.Eng.

RIO DE JANEIRO, RJ – BRASILSETEMBRO DE 2018

Leonardo, Bruno PinheiroGeração e Transmissão de energia para sistemas

offshore através de tecnologia VSC-HVDC/BrunoPinheiro Leonardo. – Rio de Janeiro: UFRJ/ EscolaPolitécnica, 2018.

XI, 75 p.: il.; 29, 7cm.Orientador: Sebastião Ercules Melo de OliveiraProjeto de Graduação – UFRJ/ Escola Politécnica/

Curso de Engenharia Elétrica, 2018.Referências Bibliográficas: p. 72 – 75.1. VSC-HVDC. 2. Estudos para Aplicação de

transmissão VSC. 3. Sistemas Offshore. I. Ercules Melode Oliveira, Sebastião. II. Universidade Federal do Rio deJaneiro, Escola Politécnica, Curso de Engenharia Elétrica.III. Título.

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Agradecimentos

A Deus, em primeiro lugar, por sempre ter me dado forças em toda essa jornadae ter me contemplado com sua graça e sabedoria. Porque dEle, por Ele e para Elesão todas as coisas.

A minha família. Meus pais, Sebastião e Marlene, por todo incentivo e apoio aosmeus estudos, por serem sempre tão presentes e por acreditarem em mim. Agradeçopor todas as vezes que abriram mão de alguma coisa para investirem nos meusestudos e nos da minha irmã. A minha irmã, Aline, por todo o apoio e por sersempre um exemplo de dedicação e também ao meu cunhado Hugo.

A minha namorada, Iasmin, por toda a compreensão durante esse trabalho,por estar sempre comigo, compartilhando os mais diversos momentos, por ser umagrande amiga, companheira e parceira.

Àqueles que fizeram da faculdade um lugar mais agradável e amigável: Marianna,Weslly, Camila , Andressa e Gabriel que estiveram ao meu lado desde o início eviveram essa aventura comigo. À Carol, por ser uma grande amiga e à Renata, pelaajuda e incentivo com esse trabalho.

Aos meus amigos, Paulo e Helloydes, por sempre estarem comigo e me apoiarem.Mais do que amigos, são parte da minha família.

Aos professores que me inspiraram na faculdade: Sergio Sami, Antônio Lopes,Marcos Vicente e Helói José, por toda a dedicação que têm aos alunos. Em especialà professora Karen Salim pela disponibilidade em me ajudar e pelos bons conselhos.

Ao professor Sebastião Oliveira por me orientar nesse trabalho e por ser umexemplo de dedicação na ministração das aulas e à instituição de ensino.

A todos que contribuíram com a minha formação profissional. Ao LeonardoCestaro, Walter Nogueira e Diana Dayse, do Consórcio Construtor Galeão. Ao timede E&I da Equinor, o qual eu tive o prazer de trabalhar e aprender com profissionaiscom profundos conhecimentos técnicos, sempre dispostos a ajudar e ensinar. AoWallace Honório, por ter me dado a oportunidade e ter acreditado em mim, e àAngélica Sabino por toda a ajuda e disposição em ensinar.

Por fim, a todos que fizeram parte dessa história de alguma maneira e peloincentivo a minha formação.

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Resumo do Projeto de Graduação apresentado à Escola Politécnica/ UFRJ comoparte dos requisitos necessários para a obtenção do grau de Engenheiro Eletricista.



Setembro/2018

Orientador: Sebastião Ercules Melo de Oliveira

Curso: Engenharia Elétrica

Os sistemas offshore, em sua grande maioria, geram energia localmente atravésde turbinas a gás e geradores a diesel. Com a descoberta e exploração de novoscampos de óleo e gás, a demanda energética dos sistemas offshore aumentará. Noentanto, as formas de geração de energia em plataformas de petróleo emitem grandesquantidades de gases poluentes, contribuindo significativamente para o efeito estufa.Com isso, novas formas de geração começaram a ser estudadas e uma delas é aenergização das plataformas através de geração onshore.

A fim de conhecer mais sobre esse tipo de fornecimento de energia (muito encon-trado na literatura como power from shore), e avaliar sua eficácia, esse trabalho irádiscorrer sobre a transmissão de energia VSC-HVDC através de cabos submarinospara sistemas offshore. Com isso, é realizada uma abordagem teórica dos sistemasVSC-HVDC e os estudos necessários para a aplicação dessa tecnologia na transmis-são de energia.

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Abstract of Undergraduate Project presented to POLI/UFRJ as a partial fulfillmentof the requirements for the degree of Engineer.

ENERGY SUPPLY TO OFFSHORE SYSTEM TROUGH VSC-HVDCTECHNOLOGY


September/2018

Advisor: Sebastião Ercules Melo de Oliveira

Course: Electrical Engineering

Offshore systems, in most cases, generate their own power locally, through gasturbines and diesel generators. With the discovery and exploration of new oil andgas fields, the energy demand of offshore systems will increase. However, the waysof generation of energy on oil platforms emit large amounts of gaseous pollutants,contributing significantly to the greenhouse effect. Therefore, new forms of genera-tion began to be studied and one of them is the electrification of platforms by powerfrom shore.

In order to know more about this type of energy supply, and to evaluate itseffectiveness, this work will discuss the transmission of energy through VSC-HVDCto offshore systems through submarine cables. With this, a theoretical approachof the VSC-HVDC systems and the necessary studies for the application of thistechnology in the transmission of energy is conducted.

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Sumário

Lista de Figuras ix

Lista de Tabelas xi

1 Introdução 11.1 Objetivos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21.2 Aplicações de transmissão VSC . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2

1.2.1 Troll A . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31.2.2 Valhall . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51.2.3 Johan Sverdrup . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 61.2.4 Conexão de offshore wind farms . . . . . . . . . . . . . . . . . 7

1.3 Razões de fornecimento de energia para plataformas offshore atravésde VSC-HVDC . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8

1.4 Organização do Trabalho . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11

2 Transmissão em Corrente Contínua 122.1 Contexto Histórico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 122.2 Sistema HVDC Tradicional . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13

2.2.1 Configurações . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 142.2.2 Componentes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17

2.3 Sistema VSC-HVDC . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 192.3.1 Operação do VSC-HVDC . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 232.3.2 Controle do VSC-HVDC . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31

2.4 Vantagens e Desvantagens . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 352.5 Comparação entre LCC e VSC . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36

3 Descrição dos Sistemas Offshore 383.1 Plataformas de extração de Petróleo e Gás Natural . . . . . . . . . . 38

3.1.1 Geração . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 403.1.2 Sistemas de Geração . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 423.1.3 Controle de Processos, Supervisão e Operação . . . . . . . . . 433.1.4 Cargas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 44

vii

3.2 Sistemas Subsea . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 473.2.1 Diferença entre Equipamentos Subsea e Topside . . . . . . . . 493.2.2 Topologia dos Sistemas Elétricos Subsea . . . . . . . . . . . . 503.2.3 Cabos Submarinos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 53

4 Testes para a Implementação do VSC-HVDC 574.1 Estudos de Viablidade . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 58

4.1.1 Justificativa Econômica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 584.1.2 Estudos técnicos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 594.1.3 Comparação entre as tecnologias . . . . . . . . . . . . . . . . 60

4.2 Estudos Específicos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 614.3 Estudos de Implementação . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 634.4 Modelagem de sistema VSC . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64

4.4.1 Requerimentos de Modelagem para Fluxo de Potência . . . . . 654.4.2 Requerimentos de Modelagem para Análise de Curto-Circuito

e Harmônicos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 674.4.3 Requerimentos para a Modelagem para Estudos de Estabilidade 674.4.4 Requerimentos da Modelagem para Estudos de Transitórios . 68

5 Conclusões 705.1 Considerações Finais . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 705.2 Trabalhos Futuros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 71

Referências Bibliográficas 72

viii

Lista de Figuras

1.1 Diagrama unifilar do esquema VSC em Troll [1] . . . . . . . . . . . . 31.2 Estação conversora na plataforma Troll A [1] . . . . . . . . . . . . . . 41.3 VSC-HVDC em Valhall [2] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 61.4 Estação conversora de 65 MVA, localizada em terra, com dimensões

de 18 x 45m [3]. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 91.5 Estação conversora a bordo de 250-300MW, com dimensões de

30x40x20m, incluindo o transformador [3]. . . . . . . . . . . . . . . . 91.6 Janela de oportunidades de geração, local e em terra [3]. . . . . . . . 10

2.1 Configuração monopolar simétrica [2] . . . . . . . . . . . . . . . . . . 142.2 Configuração monopolar assimétrica com retorno metálico [2] . . . . . 152.3 Configuração monopolar assimétrica com retorno pela terra [2] . . . . 152.4 Configuração bipolar com retorno pela terra [2] . . . . . . . . . . . . 152.5 Configuração bipolar com retorno metálico [2] . . . . . . . . . . . . . 162.6 Configuração multiterminal [2] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 162.7 Configuração back to back [2] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 172.8 Diagrama unifilar de um sistema HVDC bipolar [4] . . . . . . . . . . 172.9 Configuração de ponte de 12 pulsos [5] . . . . . . . . . . . . . . . . . 182.10 Configuração Básica de um sistema VSC-HVDC [6] . . . . . . . . . . 212.11 Exemplo de estação de conversão HVDC monopolar [7] . . . . . . . . 222.12 Componentes que são encontrados em uma subestação VSC-HVDC [5] 222.13 Congiguração trifásica de um conversor de dois níveis [5] . . . . . . . 242.14 Exemplo de formação de sinal por PWM. Adaptado de [5]. . . . . . . 252.15 Tensões do VSC com operações de onda quadrada [5] . . . . . . . . . 262.16 Exemplo de forma de onda ideal de saída de um VSC [3] . . . . . . . 272.17 Circuito Equivalente do VSC [5] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 282.18 O princípio do controle de potência ativa [5] . . . . . . . . . . . . . . 282.19 O princípio do controle de potência reativa [5] . . . . . . . . . . . . . 302.20 Exemplo de Diagrama PQ [2] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 312.21 Princípio de Controle de um VSC-HVDC [6] . . . . . . . . . . . . . . 32

ix

2.22 Exemplo de Controle direto do índice de modulação λ e do ângulo defase δ pelos parâmetros A e B [8] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 32

2.23 Controle vetorial dos parâmetros A e B, independentemente um dooutro, através da corrente de controle dos eixos de corrente d e q [8]. . 33

2.24 Controle de tensão CC [5] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34

3.1 (a)Capacidade Instalada em relação à distância dos sistemas em re-lação à costa (b) Capacidade Instalada em relação à profundidade deoperação, adaptado de [9]. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 39

3.2 Turbo gerador aero derivativo de eixo único. Adaptado de [10]. . . . . 423.3 Turbo gerador aero derivativo de dois eixos. Adaptado de [10]. . . . . 423.4 Sistema Típico de Produção Subsea [11] . . . . . . . . . . . . . . . . 483.5 Fornecimento de Energia vinda da Costa [12] . . . . . . . . . . . . . . 493.6 Exemplo de UPS subsea [12] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 503.7 Topologia parcial de carga única [13] . . . . . . . . . . . . . . . . . . 513.8 Arranjo completo para um sistema de distribuição elétrico subsea [13] 523.9 Arquiteturas de sistemas de potência subsea usando HVDC, (a) Ar-

quitetura de potência de Troll A, (b) Arquitetura de sistemas de po-tência subsea baseado em anel, adptado de [14] . . . . . . . . . . . . 54

3.10 Cabo Umbilical elétrico [13] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 543.11 Cabo HVDC submarino [13] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 55

4.1 Diagrama de estudos para implementação de transmissão VSC, adap-tado de [5]. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 57

4.2 Avaliação de custo diante de diferentes cenários de demanda energé-tica [15] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 59

4.3 (a) Controle do lado receptor de Pdr, Qr. (b) Controle do lado re-ceptor de Pdr e Vdr. (c) Controle do lado receptor de Vdr e Qr.Adaptado de [16]. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 65

4.4 (a)Link de transmissão VSC-HVDC. (b)Circuito Equivalente do linkde transmissão VSC-HVDC. Adaptado de [17]. . . . . . . . . . . . . . 66

4.5 Modelos de conversores para estudos de estabilidade. Adaptado de [16]. 68

x

Lista de Tabelas

1.1 Dados do Projeto - Troll [1] e [5] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41.2 Dados do Projeto - Valhall [18] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51.3 Dados do Projeto - Johan Sverdrup [19] . . . . . . . . . . . . . . . . 6

2.1 Comparação entre os sistemas LCC e VSC [20] . . . . . . . . . . . . . 37

3.1 Descrição do consumo de potência por áreas em uma plataforma depetróleo, adaptado de [21]. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 45

3.2 Descrição de cargas com as respectivas potências de uma plataformade petróleo, adaptado de [22]. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 46

4.1 Níveis de modelagem requeridos para diferentes tipos e estágios deestudos, adptado de [5] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64

xi

Capítulo 1

Introdução

As plataformas de petróleo offshore possuem geração própria de energia atravésqueimando combustíveis fósseis em turbinas a gás ou geradores a diesel locais. Estetipo de geração ocupa grande espaço nas plataformas, não é eficiente [2], consomegrande quantidade de combustível e, além disso, emite gases que contribuem parao efeito estufa, como o CO2. Devido à grande oposição no aumento da emissão degases poluentes, a indústria offshore tem pensando em novas formas de geração deenergia.

Uma alternativa é o fornecimento de energia para sistemas offshore através detransmissão submarina com geração em terra. Com isso, os gases poluentes são redu-zidos, o espaço reservado para a geração local é disponibilizado (reduzindo tambémo peso nas plataformas) e a manutenção necessária para esse tipo de geração onshoreé menor do que a geração local.

Numa plataforma de petróleo ou sistema subsea é de suma importância o forne-cimento contínuo de energia, já que a perda da mesma significa perda de produção ede lucros. Em vista disso, o sistema de geração e transmissão precisa ser altamenteconfiável.

Até um tempo atrás a transmissão de energia para sistemas offshore era limitadapor transmissão CA, com distâncias de 50-100km. Com o advento e a introdução doVSC -Voltage Source Converter - nos anos 90, um campo de oportunidades se abriu,uma vez que esta tecnologia permite a transmissão de grande quantidade de potênciaatravés de longas distâncias com uma boa relação custo-benefício. Ademais, essatecnologia não necessita de nenhuma potência de curto-circuito para operar, sendoideal para energizar plataformas offshore [2].

O tempo de vida de uma instalação CC geralmente está entre 30-40 anos, oque é muito alto comparado ao sistema de geração offshore. A manutenção dosistema de transmissão VSC é mínima, podendo ser feita remotamente, o que reduza necessidade constante de trabalhadores nas plataformas.

1

1.1 Objetivos

O objetivo desse trabalho é descrever e analisar o uso de transmissão em correntecontínua através de conversores VSC aplicados no fornecimento de energia para sis-temas offshore. Na literatura, esse tipo de transmissão pode ser encontrada tambémcomo transmissão VSC.

Com as novas descobertas de campos de óleo e gás, novas tecnologias são desen-volvidas para a exploração e produção de petróleo e com isso a demanda energéticados sistemas offshore tem aumentado. A geração local em unidades offshore nãoé muito eficiente (aproximadamente 30%) e emite uma grande quantidade de gasesque contribuem para o efeito estufa, o CO2 e o NOx. Com a preocupação com omeio ambiente, uma forma de diminuição do uso de turbinas a gás nas plataformas,ou até mesmo eliminação, é através da conexão da mesma à rede elétrica, localizadaem terra. Uma outra forma de substituição de turbinas a gás em plataformas éatravés da conexão com sistemas de geração de energia offshore [23].

Contudo, fornecer energia para um sistema offshore não é uma tarefa fácil. Emcasos nos quais a distância em relação à terra é pequena pode-se usar transmissãoCA, mas essa opção não é viável para grandes distâncias e altas transferências depotência. Um sistema de transmissão CC clássico exige que a capacidade de curto-circuito seja alta (o que não acontece em plataformas de petróleo por ser consideradauma rede fraca) e necessita de equipamentos para atingir a tensão de comutação.Assim sendo, a transmissão CC baseada em conversores VSC (VSC-HVDC), mostra-se uma opção viável e repleta de benefícios, como o fornecimento de energia a cargaspassivas sem a necessidade de condensadores síncronos ou geração local, alta capa-cidade de controle e equipamentos fisicamente compactos [3].

Dessa maneira, esse trabalho visa elucidar a forma de fornecimento de energiapara sistemas offshore, como plataformas de petróleo e sistemas submarinos, atra-vés da tecnologia VSC-HVDC. Para isso, serão descritas as características físicas eoperacionais de um sistema VSC-HVDC, as caraterísticas de um sistema offshore eos estudos que devem ser realizados para a implementação de um sistema de trans-missão VSC.

A contribuição do presente trabalho é fornecer uma base de estudo e conheci-mento da transmissão de energia através de VSC-HVDC, da terra para o mar.

1.2 Aplicações de transmissão VSC

O sistema VSC-HVDC possui diversas vantagens, que serão vistas no decorrerdo trabalho e, dependendo das características do projeto, pode ser a melhor opçãode tecnologia a ser implementada. Atualmente existem muitos projetos em que essa

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tecnologia foi aplicada, como East West Interconnector que conecta as redes daIrlanda e País de Gales com uma potência de 500MW e cabos de 75km com tensão±200kV. Muitos exemplos com a descrição dos projetos podem ser encontrados em[2] e [24] e também nos websites das empresas que fornecem a tecnologia VSC-HVDC, como a ABB e a Siemens.

Nessa seção, o foco será a descrição de projetos que usam transmissão submarinacom tecnologia VSC com aplicações para sistemas offshore.

1.2.1 Troll A

O primeiro sistema de transmissão de energia gerada onshore para uma plata-forma de petróleo offshore foi o projeto de Troll A, entregue para a Equinor, antigaStatoil, e comissionado pela ABB em 2005 [2]. Essa plataforma localiza-se no campode Troll, no Mar do Norte, a aproximadamente 70km da costa, perto de Bergen, No-ruega. O campo possui cera de 40% das reservas de gás da plataformas continentalnorueguesa.

O projeto consiste na entrega de 88MW de potência vinda da terra, para aalimentação de motores de alta tensão com a finalidade de acionar compressores,que mantêm a pressão do gás dentro dos reservatórios e a pressão de entrega do gás.Em 2015, mais um sistema de transmissão com conexão com a terra foi incorporadoà plataforma. Esta segunda fase consistiu na entrega de 100MW de potência paraa alimentação de compressores através de um motor de alta tensão e sistema detransmissão HVDC, incluindo conversores e cabos CC submarinos.

Figura 1.1: Diagrama unifilar do esquema VSC em Troll [1]

A estação inversora, que fica na plataforma, é diretamente conectada aos moto-res através de cabos e disjuntores CA, sem a necessidade de transformadores. Osmotores são governados pelo sistema de controle do VSC.

Os dois ramos de transmissão são independentes e podem ser acionados separa-damente, com diferentes cargas. Com isso, há uma grande flexibilidade operacional

3

e boa confiabilidade através de sistemas redundantes. Detalhes técnicos desse pro-jeto podem ser vistos na tabela 1.1 e uma foto da estação conversora na plataformapode ser vista na figura 1.2.

Tabela 1.1: Dados do Projeto - Troll [1] e [5]Descrição DadosAno de Comissionamento 1 & 2: 2005

3 & 4: 2015Potência 1 & 2: 88MW

3 & 4: 100MWNúmero de Circuitos 1 & 2: 2

3 & 4: 2Tensão CA 132kV (Kollsnes)

1 & 2: 56kV (Troll)3 & 4: 66kV (Troll)

Tensão CC ±60kVComprimento dos Cabos CC 1 & 2: 70kmSubmarinos 3 & 4: 70kmTopologia dos Conversores Conversor de 2 níveisTipo de Modulação PWM em 1950HzControles Controle de Acionamento, torque e velocidadeRazão da escolha do uso Meio ambiente, distância dos cabos submarinos,de VSC-HVDC conversores compactos na plataforma

Figura 1.2: Estação conversora na plataforma Troll A [1]

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1.2.2 Valhall

O projeto de transmissão de energia gerada na terra com transmissão VSC-HVDC para o campo de exploração de óleo e gás, Valhall, através de cabos HVDCde 292km, foi comissionado em 2011. Turbinas a gás foram substituídas pela trans-missão VSC-HVDC que fornecia 78MW de potência gerada em terra. Essa foi aprimeira aplicação de VSC-HVDC para a transmissão de energia para todo o sis-tema de potência de uma plataforma CA operando em 60Hz.

De acordo com as estimativas da BP (British Petroleum), os benefícios geradospelo uso do VSC-HVDC comparados à geração local de energia por turbinas a gássão [2]:

• custos de operação e manutenção significativamente menores

• eliminação de 300.000 toneladas de CO2 e 250 toneladas de NOx emissões porano

• evitar impostos sobre emissões

• melhoria no ambiente de trabalho

Além disso, segundo a BP, o risco de fogo ou explosão é mínimo, assim como obarulho e a vibração gerada pelo conversor. A manutenção nos sistemas VSC é bempouca e pode ser feita remotamente, de forma segura e sem a necessidade de pessoalà bordo, custando cerca de 7 milhões de dólares ao ano [18]. Os dados técnicospodem ser encontrados na tabela1.2.

Tabela 1.2: Dados do Projeto - Valhall [18]Descrição DadosAno de Comissionamento 2011Potência 78MWNúmero de Circuitos 1Tensão CA 300kV (Lista)

11kV (Valhall)Tensão CC 150kVComprimento dos Cabos CC 292kmSubmarinosRazão da escolha do uso Redução de custos e melhoria na eficiência.de VSC-HVDC Diminuição de emissão de gases.

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Figura 1.3: VSC-HVDC em Valhall [2]

1.2.3 Johan Sverdrup

Um dos projetos mais recentes de aplicação da transmissão VSC é o do campode Johan Sverdrup, localizado na Noruega e operado pela empresa Equinor. Atecnologia HVDC Light é fornecida pela ABB e tem como especificação a transmissãode 100MW de potência com tensão CC ±80kV. Um conversor é localizado na costanorueguesa, e o outro conversor está localizado na plataforma a 200km da costa.

O campo de Johan Sverdrup é o maior campo de desenvolvimento da plataformacontinental norueguesa e é esperado que suas instalações se tornem as maiores pro-dutoras de petróleo do Mar do Norte. Na primeira fase de desenvolvimento, quatroplataformas serão construídas com produção esperada para 2019 [19]. Os detalhestécnicos do projeto podem ser encontrados na tabela 1.3 .

Tabela 1.3: Dados do Projeto - Johan Sverdrup [19]Descrição DadosAno de Comissionamento 2018Potência 100MWNúmero de Circuitos 2Tensão CA 300kV (Haugsneset)

33kV (Johan Sverdrup)Tensão CC ± 80kVComprimento dos Cabos CC 2x200kmSubmarinosRazão da escolha do uso Meio ambiente, distância dos cabos submarinos.de VSC-HVDC Compacidade do conversor na plataforma.

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1.2.4 Conexão de offshore wind farms

A geração eólica offshore vem ganhando força e cada vez mais espaço como umafonte de grande escala de energia renovável. Em alguns países, a geração eólicaem terra já está bem desenvolvida e assim são necessários novos espaços para aimplementação de novas fazendas eólicas. Assim sendo, as fazendas eólicas offshorevêm atraindo olhares por diversos fatores, um deles é que a média da velocidade dovento no mar pode ser de 20% a mais do que em terra, resultando em rendimentoenergético de mais do 70% [2]. Além de tudo, no mar não existem obstáculos parao vento, como montanhas ou árvores, o que torna o sistema mais confiável.

As fazendas eólicas offshore podem ser conectadas à rede através de transmissãoCA ou CC, dependendo da distância e das características do projeto. O impacto quea geração eólica irá causar na estabilidade da rede principal deve ser considerado emuito bem estudado. Essa conexão com rede principal é melhor atendida com o usode sistemas HVDC devido às suas características, como a capacidade de desacopla-mento do parque eólico quando houver distúrbios elétricos na rede CA (protegendoas turbinas e os equipamentos), o controle da tensão CA e de potência reativa.

O uso da tecnologia VSC-HVDC na conexão de parques eólicos offshore com arede onshore possui muitos benefícios e é usada em diversos projetos. O conversorVSC-HVDC provê controle eficiente de tensão durante start-up da rede offshore,além disso, o sistema possui pequenas perdas e as estações conversoras não ocupammuito espaço e peso nas plataformas. Outra vantagem a ser destacada é: com o usodo VSC-HVDC o parque eólico pode operar em frequência variável e é isolado dedistúrbios dielétricos da rede CA em terra.

BorWin1

BorWin1 é o nome do projeto que conecta o parque eólico BARD, uma dasmaiores plantas de geração eólica localizado no Mar do Norte, à rede elétrica daAlemanha [24]. O parque eólico fica localizado a 130km de distância da costa marí-tima e possui uma capacidade instalada de 400MW, com uma tensão de 36kV que étransformada para 154kV e entregue à estação conversora, BorWin Alpha. O outroextremo do esquema fica localizado em Diele, em terra na Alemanha, no qual atensão será convertida para 380kV e injetada na rede. São usados 125km de cabossubmarinos e 75km de cabos subterrâneos. Esse projeto reduz cerca de 1,5 milhõesde toneladas de emissão de CO2 por ano.

Existem outros projetos de conexão de parques eólicos offshore através de VSC-HVDC, como o BorWin2, DolWin1 e SylWin1, que é o maior projeto do mundo emsistema offshore com uma potência de 864MW ligando a planta eólica Dan Tyskà rede elétrica da Alemanha através de 160km de cabo submarino e tensão CC

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de ±320kV e todos os equipamentos da estação conversora são instalados em umaplataforma offshore [24].

1.3 Razões de fornecimento de energia para plata-

formas offshore através de VSC-HVDC

A troca da geração de energia local por remota traz alguns benefícios: pode seruma opção econômica muito melhor para companhias de óleo e gás e uma opçãomenos agressiva para o meio ambiente, pela redução de gases poluentes, entre outros.

A geração local em plataformas é dada através de turbinas a gás ou geradoresa diesel, estes por sua vez possuem uma eficiência muito baixa, entre 20-25% [3].Isso resulta na emissão de grande quantidade de gases poluentes. Dependendo dalocalidade, são cobradas taxas relacionadas à emissão de gases do efeito estufa,como na Noruega. Uma companhia de óleo e gás anunciou que se houvesse umaredução entre 80-90% de emissão de CO2 na plataforma continental norueguesa, umcusto de US$ 13 milhões poderia ser economizado [3]. No Brasil, o IBAMA aplicacompensações em relação à quantidade de gás emitida [25].

A energização de plataformas através de geração em terra não irá acabar coma emissão dos gases poluentes. No entanto, haverá uma diminuição consideráveldevido à maior eficiência dos sistemas de geração em terra e, em alguns casos, serãousadas formas de geração que não emitirão gases, como hidrelétricas, eólica e solar.Uma planta de geração a gás em terra tem uma eficiência de 75-80% [3] e mesmocom as perdas na transmissão, que são em torno de 10%, obter-se-á uma boa reduçãona quantidade de emissão de gases.

Uma qualidade do sistema VSC-HVDC é a sua compactabilidade. Como serávisto no capítulo 2, o sistema VSC-HVDC usa filtros pequenos e alguns equipamen-tos, comparados ao HVDC clássico, podem ser dispensados. Nas figuras 1.4 e 1.5podemos ver as estações conversoras, onshore e offshore, respectivamente.

Dessa forma, podemos enunciar os seguintes benefícios da geração remota [3]:

• Alta disponibilidade – 99 %;

• Alto ciclo de vida - 30 anos;

• Alta eficiência;

• Redução de CO2 em torno de 65%;

• Baixa necessidade de manutenção;

• Instalação compacta;

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Figura 1.4: Estação conversora de 65 MVA, localizada em terra, com dimensões de18 x 45m [3].

Figura 1.5: Estação conversora a bordo de 250-300MW, com dimensões de30x40x20m, incluindo o transformador [3].

• Flexibilidade, podendo conectar outras plataformas de petróleo na mesma redeCC.

Antes de se implementar uma transmissão VSC com geração em terra, é ne-cessário fazer um estudo de viabilidade técnica e econômica, visando justificar aimplementação do projeto. Uma série de fatores como preço do óleo, eficiência daturbina a gás, preço do KWh, maturidade do campo e custos dos equipamentos, sãolevados em conta na elaboração do estudo econômico. Para um campo já em desen-volvimento, a justificativa de implementação do sistema VSC-HVDC se dá mais em

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relação à diminuição de emissão de gases poluentes.No entanto, em alguns casos a exploração do campo pode crescer, aumentando,

assim, a demanda energética, o que faz com que a opção de fornecimento de energiacom geração em terra possa ser considerada. A figura 1.6 mostra um gráfico dajanela de oportunidades para a geração local e em terra, relacionando a distânciacom a demanda energética. À medida que a distância em relação à costa aumenta,os sistemas de transmissão VSC-HVDC se tornam mais viáveis e efetivos. Em [26],foi feita uma análise de qual tipo de transmissão, HVAC ou VSC-HVDC, seria maisefetiva para o fornecimento de energia para alguns campos de óleo e gás. Nesseestudo, para os campos mais distantes, a solução VSC-HVDC apresentou maioreficiência e custo-benefício. Em [27] é encontrada uma análise mais detalhada, comestudos dinâmicos e de distúrbios, de qual forma de transmissão é mais adequadapara o sistema offshore relatado no artigo.

Figura 1.6: Janela de oportunidades de geração, local e em terra [3].

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1.4 Organização do Trabalho

Esse trabalho está estruturado em cinco capítulos, descritos a seguir:O capítulo 1 apresenta a introdução ao contexto e objetivo do trabalho. É

realizada uma breve descrição da aplicação da tecnologia VSC-HVDC em projetosatuais relacionados ao fornecimento de energia a sistemas offshore e suas vantagens.

O capítulo 2 aborda uma revisão teórica de transmissão em corrente contínuacom foco na tecnologia VSC. São descritos a topologia, componentes, a operação econtrole, as vantagens do VSC e uma comparação entre o VSC e o LCC.

O capítulo 3 descreve os sistemas offshore, tanto as plataformas quanto os siste-mas submarinos. Dessa forma, tem como foco dar uma visão geral sobre os sistemasa serem energizados, descrevendo as cargas a serem alimentadas, o diagrama detransmissão e distribuição e suas aplicações e análise de cabos CC submarinos.

O capítulo 4 apresenta os estudos que devem ser feitos para a implementação deum sistema de transmissão VSC e aborda as considerações de modelagens que podemser feitas em programas de simulação a fim de se estudar o fluxo de potência, estudode harmônicos e análise de transitórios e de estabilidade, que são estudos necessáriospara a análise de implementação de um sistema de transmissão VSC-HVDC.

Por fim, no capítulo 5 são apresentadas as conlusões desse trabalho.

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Capítulo 2

Transmissão em Corrente Contínua

2.1 Contexto Histórico

A transmissão em corrente contínua tem se mostrado de grande vantagem emalgumas aplicações, que serão discutidas posteriormente, mas nem sempre foi assim.Thomas Edison foi o grande defensor e pai da corrente contínua, foi o responsávelpela construção da primeira central elétrica do mundo transmitindo em correntecontínua em 110V [28]. No entanto, esses sistemas de transmissão eram ineficientesdevido às perdas por efeito Joule e a geração deveria estar localizada perto da carga(o que hoje chamamos de geração distribuída) para evitar queda de tensão nos cabos.Caso a geração estivesse longe da carga, o que geralmente é o caso mais comum,a tensão deveria ser elevada a níveis considerados inadequados para a geração econsumo de potência [28].

Com a praticidade do uso de transformadores e o menor custo de geradorese motores, foi-se direcionada uma visão mais atrativa para o uso da transmissãoem corrente alternada, assim como a geração e a distribuição. Em CA, tem-sea possibilidade de diversos níveis de tensão e, além disso, os geradores CA sãomenos complexos que os geradores CC, o que ocorre também para os motores [28].Dessa forma, o sistema de transmissão CA começou a ser utilizado e linhas detransmissão foram construídas com a geração cada vez mais longe do centro decarga, consequentemente levando a tensões cada vez maiores.

Como todas as soluções também têm seus problemas, o que acontece na trans-missão em corrente alternada é que, somado às perdas por efeito Joule, à medidaque o comprimento da linha aumenta, as reatâncias indutivas e capacitivas presentesna linha em função da corrente também aumentam, gerando significativas perdas etornando necessária a instalação de bancos de capacitores e indutores para o controlede reativos.

Problemas relacionados à potência reativa nas linhas, o que afeta diretamente o

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controle de tensão e de estabilidade angular, fizeram com que os olhares se voltassempara os sistemas de corrente contínua, principalmente com os avanços da eletrônicade potência.

O primeiro link de corrente contínua a ser construído e operado foi o de Gotlandna Suécia [2]. Esse sistema usava válvulas de mercúrio para a comutação de correntee possuía capacidade nominal de 30MW através de 98km de cabo submarino.

Nos anos de 1970, a invenção de tiristores à base de semicondutores fez a uti-lização de sistemas HVDC ser mais frequente. O primeiro uso de tiristores comoválvulas em um sistema HVDC foi o sistema de Eel River no Canadá, comissionadoem 1972 [28]. O sistema era constituído de um elo CC do tipo back-to-back e fazia aconexão entre os sistemas assíncronos de Quebec e New Brunswick. Com o avançoda eletrônica de potência, os sistemas HVDC se tornaram mais atrativos e viáveis,com uma confiabilidade cada vez maior.

No Brasil temos algumas aplicações de sistemas em HVDC. O primeiro elo decorrente contínua foi o da usina de Itaipu, que entrou em operação em 1984 [28]. Esseelo tem aproximadamente 810 km, conectando as subestações de Foz de Iguaçu, noParaná, e Ibiúna, em São Paulo. Esse sistema conta com oito conversores em cadasubestação a fim de realizar a conversão CA/CC. Dois conversores na subestaçãoformam um polo, que compõem os dois bipolos +- 600 kV e a transmissão é feitapor quatro linhas, uma em cada polo.

O sistema de transmissão de alta tensão em corrente contínua, o que chama-remos nesse trabalho por HVDC, é um sistema seguro e eficiente, com tecnologiasdesenvolvidas no propósito de entregar grandes quantidades de energia através degrandes distâncias.

Os sistemas HVDC podem ser conectados por duas principais famílias de cone-xão. A primeira delas é a mais antiga e mais comum, chamada de Conversor porLinha Comutada (LCC), que funciona como uma fonte de corrente controlada portiristores. A segunda é o VSC – Conversores por Fonte de Tensão, que funcionamcomo uma fonte de tensão e utilizam IGBT’s. Esse método será o enfoque principaldo presente trabalho e será abordado no item 2.3.

2.2 Sistema HVDC Tradicional

A maioria dos sistemas HVDC empregados no cenário de sistemas de potênciasão os que utilizam conversores à base de tiristores e são comutados por linha, usu-almente chamados de LCC – Line Commuted Converter. Esse conversor dependeda corrente alternada para o seu chaveamento, pois a comutação no inversor ocorrequando a corrente passa pelo valor zero. Devido a essa dependência, a confiabilidadeda comutação está diretamente ligada à rede CA. Dessa forma, diante de uma falha

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de sistema de uma rede CA muito fraca1, a confiabilidade da comutação contínua écomprometida. O sistema HVDC baseado em LCC é usado para grandes transferên-cias de potência, da ordem de centenas de MW, trazendo eficiência, confiabilidadee custos baixos para a transmissão de potência. Algumas das aplicações desse tipode transmissão são:

• Transmissão por cabos subterrâneos e submarinos;

• Ligação entre sistemas CA assíncronos;

• Transmissão de potência usando linha aéreas para grandes distâncias.

Essa seção tem como finalidade mostrar o sistema HVDC tradicional, suas con-figurações e operação.

2.2.1 Configurações

Os conversores HVDC podem ter diversas configurações. As mais comuns sãodescritas a seguir.

Monopolar Simétrica

A vantagem desse tipo de configuração é que não há corrente contínua fluindopela terra. Além disso os transformadores não são expostos ao estresse da correntecontínua e não há alimentação de correntes de falta da rede CA nas faltas de terranos polos CC. A figura 2.1 ilustra essa configuração.

Figura 2.1: Configuração monopolar simétrica [2]

Monopolar Assimétrica

A vantagem dessa configuração é que ela permite a expansão para um sistemabipolar. Existem duas opções para essa configuração: ou com o retorno pela terra(figura 2.2) o que é de baixo custo devido a não utilização de um outro condutor me-tálico, mas é necessário permissão para operar continuamente por causa da correnteque flui pela terra, ou com o retorno metálico (figura 2.3).

1Um sistema CA é considerado muito fraco se a relação entre a potência de curto-circuito noponto de conexão e o esquema HVDC for menor que 2 [5].

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Figura 2.2: Configuração monopolar assimétrica com retorno metálico [2]

Figura 2.3: Configuração monopolar assimétrica com retorno pela terra [2]

Bipolar

Esse tipo de configuração é composta por dois conversores em cada estação,retificadora e inversora, e elas podem estar conectadas tanto pela terra quanto porcondutores metálicos. Uma das vantagens desse tipo de configuração é a de possuiruma redundância de cinquenta por cento da taxa total (figura 2.4).

A configuração bipolar com eletrodos na terra tem a desvantagem de requerera permissão de eletrodos em terra, devido à questões ambientais e às correntes decurto da rede CA terem interferência pelas faltas de aterramento dos polos CC. Alémdisso os transformadores precisam ser projetados para suportar o estresse causadopela corrente contínua.

Figura 2.4: Configuração bipolar com retorno pela terra [2]

Já a configuração bipolar (figura 2.5) com retorno metálico tem um custo maiorem relação à com retorno pela terra, porém é mais segura. Requer que o condutorneutro CC de baixa tensão seja isolado e os transformadores precisam ser projetadospara suportar o estresse causado pela corrente contínua.

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Figura 2.5: Configuração bipolar com retorno metálico [2]

Multiterminal

Esse tipo de configuração pode ser composto por qualquer uma das configu-rações descritas anteriormente ou como combinações dela. Através da figura 2.6podemos ver um exemplo de um sistema multiterminal composto por configuraçõesmonopolares simétricas.

Figura 2.6: Configuração multiterminal [2]

Back to Back

Uma configuração back to back, figura 2.7, consiste na ligação de dois conversoresHVDC localizados perto um do outro, sem a necessidade de um cabo CC pararealizar essa conexão. Esse tipo de configuração normalmente é usada para ligardois sistemas CA assíncronos, que podem ter frequências iguais ou diferentes. Nessecaso, o retificador e o inversor estão localizados na mesma estação.

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Figura 2.7: Configuração back to back [2]

2.2.2 Componentes

Um sistema HVDC bipolar convencional é mostrado na figura 2.8 e os seuscomponentes são detalhados a seguir.

Figura 2.8: Diagrama unifilar de um sistema HVDC bipolar [4]

Conversores

Os conversores são os responsáveis por fazer a conversão de energia que pode serCA/CC, no caso dos retificadores, ou CC/CA, no caso dos inversores. Esses conver-sores são compostos por pontes de tiristores e normalmente formam um arranjo de12 pulsos, no qual duas pontes de 6 pulsos são conectadas em série como é mostradona figura 2.9. A comutação dessas chaves é administrada pelo controle do conversor.O princípio de conversão e as formas de onda estão bem exemplificas em [29].

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Figura 2.9: Configuração de ponte de 12 pulsos [5]

Transformadores

Os transformadores são responsáveis por ajustar a tensão alternada fornecidaaos conversores. Os transformadores para uma ponte de 12 pulsos, possuem umaligação de três enrolamentos em estrela-estrela-delta [5]. Esses equipamentos podemser monofásicos ou trifásicos e geralmente possuem uma reatância de dispersão entre10-18 % para limitar a corrente de curto durante a ocorrência de uma falha na pontede tiristores.

Filtros Harmônicos

O processo de conversão gera harmônicos na corrente no lado CA e harmônicosna tensão no lado CC. Esses harmônicos podem causar superaquecimento dos capa-citores e dos geradores próximos e afetam o sistema de telecomunicações com interfe-rências [28]. Os filtros harmônicos CA são responsáveis por absorver as componentesharmônicas e por reduzir as distorções na forma de onda da tensão comparada como valor requerido. Filtros passa alta são usados como filtros CA. Já no lado CC,junto com os reatores CC, o filtro CC é responsável por reduzir os harmônicos quefluem para o sistema CA, gerados pelos conversores.

Capacitores

Os capacitores shunt são responsáveis por fornecer a potência reativa necessá-ria para manter a tensão na barra do sistema CA. Um LCC – Line CommutatedConverter - em regime permanente consome potência reativa na ordem de 60 % dapotência ativa transferida [5]. Esse valor pode aumentar em regimes transitórios e,dependendo da demanda requerida pelo elo CC ou sistema CA, parte dessa potênciareativa pode ser suprida por compensadores síncronos ou por SVC’s – Static VarCompensators.

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Reatores CC

Os reatores CC são responsáveis por reduzir os harmônicos de tensão na linhaCC, por contribuir com suavização da corrente contínua, com a limitação do pico decorrente durante um curto-circuito na linha CC e por prevenir contra as falhas decomutação na estação conversora inversora. Esses reatores são chamados tambémde reatores de alisamento [28].

Conexões CC

São os cabos CC presentes entres as estações retificadoras e inversoras, excetona configuração back to back. Em algumas configurações, como a monopolar ebipolar, em condições de emergência, o caminho de retorno é feito pela terra, comconexões através de eletrodos. No entanto, um condutor metálico pode ser usadopara fazer esse caminho de retorno, o que tem sido mais frequente por conta dequestões ambientais [5].

Disjuntores CA

Esses disjuntores são usados no lado CA e são responsáveis por isolar defeitos notransformador e desfazer a conexão do sistema CA com o elo CC. Eles são apenasusados para eliminar defeitos no sistema CA, já que os conversores são capazes delidar mais rapidamente com os defeitos CC através de seu controle.

2.3 Sistema VSC-HVDC

O sistema VSC-HVDC é composto por dois conversores de fonte de tensão quesão mais facilmente encontrados na literatura como VSC -Voltage Source Converter -e por esse motivo essa nomenclatura será empregada nesse trabalho. A principalcaracterística desse tipo de conversor é que ele usa chaves semicondutoras contro-láveis1, como por exemplo os IGBT’s, que permitem a condução bidirecional dacorrente com a unidirecionalidade da tensão [30]. A transmissão VSC garante con-fiabilidade, provê o controle independente de potência reativa em relação à potênciaativa nos polos CC, e devido ao uso de chaves autocomutadas, não sofre com pro-blemas relacionados à comutação [5].

Existem diversas aplicações para a transmissão VSC, que é como chamaremosa transmissão HVDC (High Voltage Direct Current) usando esse tipo de conversor,por exemplo:

1válvulas que são capazes de ligar e desligar em resposta a sinais de controle, independentementedo estado do circuito de potência

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• Transmissão entre sistemas CA fracos;

• Fornecimento de energia para áreas remotas;

• Conexões com fazendas eólicas (onshore ou offshore);

• Transmissão de energia de/para sistemas offshore, como plataformas de petró-leo;

• Uso em paralelo com links LCC - HVDC a fim de aumentar a capacidade detransferência;

• Uso em sistemas multiterminais;

• Conexão de sistemas assíncronos.

Topologia e Componentes

Um sistema VSC-HVDC é mostrado na figura 2.10 e algumas similaridades sãoencontradas em relação a um sistema HVDC tradicional, descrito anteriormente.Esse sistema é baseado num link HVDC com dois conversores, capacitores conec-tando os cabos CC, filtros harmônicos passa-alta e reatores. Os conversores sãocompostos por pontes de seis pulsos, usando IGBT’s (Insulated Gate Bipolar Tran-sistor) como válvulas autocomutadas, e diodos ligados em antiparalelo, que devemser dimensionados para suportarem qualquer tipo de falha. A corrente de falta temseu valor limitado apenas pelo sistema CA e pelas impedâncias do conversor. Nocaso de uma falha de sobrecarga na linha CC, o VSC em ambas as extremidadesdeve ser desconectado através da abertura de disjuntores CA [5]. Nesse tipo deconfiguração a tensão CC é mantida constante e apresenta um sistema de controlemais complexo do que um HVDC tradicional.

Os reatores mostrados no esquema da figura 2.10 são responsáveis por dois pro-pósitos: o de estabilizar a corrente CA e o de controlar a potência ativa e reativaque saem do VSC, que será explicado posteriormente. Normalmente, o VSC-HVDCé operado através de modulação PWM. Com isso, o reator do conversor é utilizadocomo um filtro passa-baixa para os harmônicos da correntes geradas pela modula-ção PWM. Além disso, ele serve como um limitador da corrente de curto-circuito.Os filtros passa-alta são responsáveis por prevenir que os harmônicos gerados pelacomutação dos IGBT’s sejam propagados para o sistema CA. Os tipos modernos desemicondutores como os IGBT’s podem ser ligados e desligados diversas vezes emcada ciclo de potência e através dessas técnicas de chaveamento, é possível produziruma forma de onda de saída que eliminará os harmônicos de ordens mais baixas [5].No entanto, essas operações de comutação geram perdas de potência à medida que

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a frequência de chaveamento aumenta, porém facilita o processo de filtragem dosharmônicos.

Figura 2.10: Configuração Básica de um sistema VSC-HVDC [6]

Os capacitores CC geram um caminho de baixa reatância para a corrente dedesligamento e funcionam como armazenadores de energia, ajudando a manter atensão CC nos terminais no conversor VSC constante, principalmente quando houvertransientes de curta duração, além de diminuírem o Ripple de tensão no lado CC. Oseu dimensionamento correto é muito importante para que o sistema opere de formaadequada.

Assim sendo, o VSC pode ser considerado como uma fonte de tensão controlada ea sua alta controlabilidade permite diversas aplicações. Realizando uma comparaçãocom elementos do sistema de potência, o VSC atua como uma máquina síncrona,sem inércia mecânica, que pode controlar a potência ativa e reativa quase instanta-neamente e, como a tensão de saída gerada pode ser dada em qualquer amplitude efase, respeitando-se a tensão na barra, é possível controlar a potência ativa e reativado fluxo de potência independentemente [6].

Existem algumas empresas que comercializam os sistemas HVDC baseados emVSC e as mais conhecidas e prestigiadas são a ABB e a Siemens, que nomeiam essatecnologia como HVDC-Light [2] e como HVDC-Plus [31], respectivamente.

A reapresentação de uma subestação VSC-HVDC pode ser vista através da figura2.11. Além dos equipamentos já citados que fazem parte do sistema VSC-HVDC,nas subestações encontram-se disjuntores CA com a função de desconectar o sistemaCC em caso de alguma falha, uma vez que a estação VSC não tem a capacidadede eliminação de faltas como o sistema LCC. No caso de falha, a corrente de faltalevaria à descarga dos capacitores e a corrente fluiria pelos diodos até que o disjuntorabrisse.

Além disso, há o transformador de interface, cuja função é ajustar a tensão deconversão e fornecer reatância entre o sistema CA e o conversor, a fim de controlara corrente de saída. Um diagrama unifilar com todos os componentes pode ser visto

21

Figura 2.11: Exemplo de estação de conversão HVDC monopolar [7]

na figura 2.12.

Figura 2.12: Componentes que são encontrados em uma subestação VSC-HVDC [5]

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a. Disjuntor da subestação do VSC

b. Filtros de Harmônicos do lado AC

c. Filtro RFI–Filtro de rádio interfe-rência

d. Transformador de interface

e. Filtro de Harmônicos do lado doconversor

f. Filtro de Harmônicos de altafrequência do lado do conver-sor/Reator

g. Conversor VSC

h. Capacitor DC

i. Filtros DC

j. Aterramento

k. Reator CC

l. Reator de bloqueio modo comum

m. Filtro RFI do lado DC

n. Linha CC

2.3.1 Operação do VSC-HVDC

O VSC é o componente básico e principal para a conversão da tensão CA emCC e vice-versa, sendo o equipamento mais importante nomeando o sistema VSC-HVDC. Como já foi mencionado anteriormente, o VSC usa chaves semicondutorasautocomutadas, como os IGBT’s, e não depende da tensão da rede CA para realizara comutação. Além disso, a polaridade da tensão CC permanece sempre a mesma,independente da direção da corrente, diferentemente de um sistema LCC-HVDC.

Essa seção tem como objetivo descrever o mecanismo básico de operação deum VSC a dois níveis em operação por onda quadrada, que é a estrutura maissimples para converter tensão CC em CA. Assim sendo, visando simplificarmoso processo, consideramos que as chaves não possuem perdas e que os capacitorespossuem capacitância infinita.

Operação Básica

A saída da tensão do sistema CA depende da topologia do conversor. Logo,para que a qualidade da tensão de saída seja dada de uma forma melhor, utiliza-se o acionamento por PWM (Pulse Width Modulation), o que fornece uma saídapredominantemente com a componente fundamental, mas também com harmônicosde altas frequências [5].

A figura 2.13 mostra um conversor trifásico de dois níveis. As chaves semicondu-toras são unidirecionais e em paralelo a ela tem-se diodos que são representados porchaves ideais. Esses diodos fazem com que o conversor opere nos quatro quadrantes,possibilitando o caminho da corrente em sentidos diferentes.

O ponto m é considerado o ponto de referência da tensão de saída CA que sópode ser conectado a dois níveis de tensão, a tensão positiva +Ud

2ou −Ud

2, por isso a

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Figura 2.13: Congiguração trifásica de um conversor de dois níveis [5]

razão do nome ser conversor de dois níveis. A tensão CC nos terminais do VSC terásempre a mesma polaridade, contudo a corrente pode fluir em ambas as direçõesdevido ao diodo em antiparalelo. A descrição dos processos de comutação para atransformação da tensão CC/CA e vice-versa pode ser encontrada com detalhamentoem [32] e [5].

Tensão e Correntes do VSC-HVDC

As equações de tensão e corrente do elo de corrente contínua do sistema VSCsão semelhantes às equações do HVDC tradicional, mas ao invés de corrente, osdados são substituídos por tensão. Assim sendo, temos que o valor eficaz da com-ponente fundamental da tensão de entrada do conversor está relacionada à tensãonos terminais CC por:

kλ =UconvUd

(2.1)

Onde:Uconv representa o valor eficaz da componente fundamental da tensão de entrada

do conversor;Ud representa a tensão nos terminais CC;kλ é o fator da taxa de relação de tensão. Pode variar conforme a relação de

transformação do transformador e também é afetado pela modulação de pulso PWM.A corrente no VSC é então dada por [24]:

Id = kλUlX.sen(δ) (2.2)

24

Onde δ é a diferença angular dado por δ = θL − θconv

PWM - Pulse Width Modulation

PWM significa modulação por largura de pulso e é obtida através da comparaçãodo sinal de referência senoidal da frequência desejada com o sinal de forma de ondatriangular. Um exemplo dessa comparação é mostrado a figura 2.14.

Figura 2.14: Exemplo de formação de sinal por PWM. Adaptado de [5].

A frequência do chaveamento do inversor será a frequência do sinal triangular.Em [32] é definido o índice de modulção de amplitude, que é dado por:

ma =UcontroleUtri

(2.3)

Onde: Ucontrole é o valor da amplitude da onda senoidal da tensão de referênciado PWM.

Utri é a amplitude da tensão do sinal triangular do PWM.Segundo [32], a modulação PWM pode atuar em duas faixas de operação: a

região linear, onde ma ≤ 1, e a não linear, onde ma > 1. A tensão de fase-fase édada pela equação 2.4 para a região linear e através da equação 2.5 para a regiãonão-linear.

Uconv =

√3

2√2.ma.Ud (2.4)

Uconv =

√6

π.Ud (2.5)

O modo mais simples de operação de um VSC a dois níveis é dado pela operaçãopor onda quadrada. A figura 2.15 apresenta as formas de onda da tensão do ladodas válvulas antes do reator de alisamento.

25

Figura 2.15: Tensões do VSC com operações de onda quadrada [5]

As três primeiras curvas da figura 2.15, representam as tensões em relação aosterminais da fase e o ponto m. O próximo grupo de três curvas representa as tensõesde linha entre os terminais e a última curva mostra a tensão na fase A. Cada válvulaé acionada durante cada ciclo da tensão CA, sendo ligada e desligada e, dessa forma,originam-se seis pulsos por cada período da frequência fundamental. A figura 2.16mostra, para um conversor VSC monofásico com operação por modulação PWM, asformas de onda antes e depois do reator, que ajudará no controle de potência a serdescrito posteriormente.

O VSC operado por modulação de onda quadrada pode ser representado por umcircuito equivalente mostrado na figura 2.17 [5]. Nesse circuito, a tensão convertida,Uconv, é a mesma que a tensão de fase, Uan, da figura 2.15. A reatância X representao transformador de interface e também a reatância do reator de alisamento. Atensão Ul é usada como a referência para o ângulo de fase da tensão. Assim sendo,através da equação 2.6 [5] obtemos o valor da tensão monofásica nos terminais doconversor.

Uconv−mono =

√2

π.kλ.Ud.e

−jδ (2.6)

26

Figura 2.16: Exemplo de forma de onda ideal de saída de um VSC [3]

Onde:Ucov−mono é a tensão de fase convertida;δ é o ângulo de fase entre a tensão convertida, Uconv, e a tensão CA, Ul;kλ é a taxa de fator da tensão, que varia entre zero e um. Para operação em onda

quadrada vale um e para conversor com modulção PWM varia entre zero e um;Através da equação 2.6 podemos obter o valor da tensão eficaz de linha.

Uconv =

√6

π.kλ.Ud.e

−jδ (2.7)

A partir dos valores de tensão, podemos calcular os valores de corrente:

Iconv =Uconv−mono − Ul−mono

X=

√2π.kλ.Ud.e

−jδ − Ul−monoX

(2.8)

Onde Ul−mono é a tensão monofásica CA.Uma outra forma de expressar a corrente é considerando que P = Vd.Id [5].

Iconv =

√6.kλ.Ud.e

−jδ

X.sen(δ) (2.9)

27

Figura 2.17: Circuito Equivalente do VSC [5]

Um dos grandes benefícios da operação do VSC é o controle de potência ativae reativa. Através do controle do ângulo de fase da tensão convertida, a potênciaativa através do VSC pode ser controlada e, monitorando a amplitude da tensãoconvertida, a potência reativa que percorre o VSC pode também ser controlada.Esses princípios são mais detalhados nas subseções a seguir. As potências ativa ereativa podem ser controladas tanto simultaneamente quanto separadamente, umaem relação à outra.

Figura 2.18: O princípio do controle de potência ativa [5]

28

Controle de Potência Ativa

A figura 2.18 mostra o princípio de controle da potência ativa através do reatorde interface feita pela regulação do ângulo de fase da tensão do VSC. Se a tensãode saída do VSC (Uconv) estiver adiantada em relação à tensão do sistema CA, issosignificará que a o VSC está injetando potência no sistema CA e o VSC está atuandocomo um inversor. No caso da tensão de saída do VSC estiver atrasada em relaçãoà tensão do sistema CA, o VSC estará absorvendo potência ativa do sistema CA eestará atuando como um retificador. A figura 2.18 é a representação de um circuitoalimentando uma carga ativa, no caso de uma carga passiva a potência ativa temapenas um sentido, que é o de alimentação da carga.

Através na análise do modelo e pela fórmula do fluxo de potência que flui entredois terminais temos [24]:

Pconv = Ud.Id =Ul.Ud.sen(θl − θconv)

X(2.10)

Onde:Ul é a tensão eficaz do sistema de potência;Pconv é a potência ativa que é injetada nos terminais do VSC;X é a impedância total do sistema CA;Id é a corrente CC no elo de transmissão;Ud é a tensão CC nos terminais do VSC;θl é o ângulo da tensão Ul;θconv é o ângulo da tensão Uconv.Através da equação 2.10 vemos a validação do princípio do controle de potência

ativa pela defasagem angular.

Controle de Potência Reativa

O controle da potência reativa através do reator de interface, diferentemente dapotência ativa, é feito pela regulação da amplitude da tensão de saída do VSC. Nocaso da amplitude dessa tensão ser maior que a tensão do sistema CA (Uconv > UL)o VSC irá injetar potência reativa na rede e irá operar no modo capacitivo. Deoutra forma, caso a amplitude da tensão de saída do VSC seja menor que a tensãodo sistema CA (Uconv < UL) o VSC irá absorver potência reativa e irá operar nomodo indutivo.

A equação do fluxo de potência reativa é mostrada na equação 2.11 [5]

Qconv =Ul.(Ul − Uconv.cos(θl − θconv))

X(2.11)

Onde:

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Figura 2.19: O princípio do controle de potência reativa [5]

Qconv é a potência reativa que flui no VSC;Iconv é a corrente eficaz que flui no sistema;Uconv é a tensão eficaz de entrada do VSC;Rd é a resistência do elo de transmissão.Através da equação 2.11 podemos verificar o princípio do controle de potência

reativa. Como pode ser visto, a potência reativa é influenciada pela amplitude datensão convertida que, como visto na equação 2.7, pode ser controlada pelo fator kλpela modulação PWM ou a tensão pode ser controlada pelo tap do transformador.

Diagrama PQ

O diagrama PQ de um VSC mostra os possíveis regimes de operação. Ele é divi-dido em quatro quadrantes, sendo o eixo das ordenadas representado pelos valoresde potência ativa convertida e o eixo das abscissas os valores de potência reativa. Olado esquerdo do diagrama corresponde ao modo indutivo e o lado direito ao capaci-tivo. A parte superior indica a operação como inversor e a inferior como retificador.Um exemplo do diagrama pode ser visto na figura 2.20.

Os conversores podem então operar nos quatro quadrantes e as limitações decapacidade são dadas por conta da máxima corrente que pode atravessar as chavessemicondutoras, IGBT’s, pelo nível de tensão CC máxima e pelo limite de correnteatravés dos cabos.

Em condições de operação, a tensão CC será aproximadamente constante, en-quanto a corrente irá variar em magnitude e sentido. Sendo assim, uma mudança

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na direção da potência ativa do VSC significa a mudança de sentido da corrente.Além disso, o VSC pode gerar e absorver potência reativa independentemente damagnitude e direção da potência do link CC.

Figura 2.20: Exemplo de Diagrama PQ [2]

2.3.2 Controle do VSC-HVDC

Existem diversas configurações para os conversores por fonte de tensão (VSC’s),no entanto, todas elas possuem o mesmo princípio de operação e controle. Comofoi visto, na topologia de um conversor VSC existe uma reatância entre o conversore o sistema CA. O chaveamento das válvulas gera uma tensão CA com frequênciafundamental a partir da tensão CC. O controle da magnitude e do ângulo de fasedessa tensão CA, do lado do conversor e antes da indutância, é o princípio de controleessencial para qualquer VSC.

O controle da magnitude da tensão será dado pelo sinal chamado de índice demodulação λ. Como visto na seção anterior no controle de potência reativa, se omódulo da tensão convertida for alto, ou seja, λ = 1, ou bem perto de um e maiorque a tensão CA, o VSC irá fornecer potência reativa. O controle de potência ativaserá dado pelo controle do ângulo de fase δ. O controle dessas variáveis determinamas estratégias de controle do VSC.

Na seção interior foi descrito o processo de operação através da modulação poruma onda quadrada. Apesar de ser um processo simples, esse tipo de controle possui

31

muitas limitações e não é usado. Os métodos mais comuns para o controle de potên-cia do VSC são modulação em alta frequência por modulação PWM, configuraçãomulti-level ou a combinação dos dois [5]. Com o uso de PWM, é possível obter umcontrole rápido da tensão CA do conversor e ao mesmo tempo manter a tensão CCconstante. A figura 2.21 mostra o princípio de controle do sistema VSC-HVDC.

Figura 2.21: Princípio de Controle de um VSC-HVDC [6]

O controle do índice de modulação λ e do ângulo de fase δ pode ser obtido porduas maneiras: controle direto e controle vetorial. No controle direto, as variáveis decontrole são diretamente ajustadas pelos parâmetros que estão sendo controlados,como pode ser visto na figura 2.22. No entanto, variando-se δ com o objetivo decontrolar a potência ativa, uma pequena variação na potência reativa é ocasionada.

Figura 2.22: Exemplo de Controle direto do índice de modulação λ e do ângulo defase δ pelos parâmetros A e B [8]

O controle vetorial é mostrado na figura 2.23 e ele permite o controle indepen-dente da potência ativa e reativa. Sua vantagem é que a corrente de controle pode

32

limitar a sobrecarga nas válvulas, porém apresenta a desvantagem de um loop adi-cional de corrente de controle que pode retardar a velocidade de resposta. Nessaestratégia de controle, as correntes trifásicas são transformadas para os eixos d e qe através de um PLL são sincronizadas com o sistema CA.

Figura 2.23: Controle vetorial dos parâmetros A e B, independentemente um dooutro, através da corrente de controle dos eixos de corrente d e q [8].

As tensões de eixo direto e em quadratura geradas pelo controle vetorial sãotransformadas em componentes trifásicas e moduladas e atuarão no VSC. O controlevetorial é constituído por uma malha de controle interna, que é responsável porcontrolar as correntes de eixo direto e em quadratura, e outra malha externa quefornece as referências para a malha interna.

As malhas externas de controle podem ter várias funções de controle dependendodo objetivo do sistema. No entanto é importante destacar que, independente dafunção a ser controlada, é necessário que um conversor VSC controle a tensão CC,para que haja o balanço de potência ativa no sistema [8]. As grandezas que podemser controladas pela malha externa são:

Controle de Tensão CA

O controle da tensão CA é obtido através da regulação do módulo da tensão dafrequência fundamental da tensão CA gerada no lado do VSC, antes do reator deinterface. A magnitude da tensão CA é obtida pela variação do índice de modulaçãoλ.

33

Controle de Tensão CC

O controle de tensão CC é comum a todos os VSC’s e o seu princípio de controleé o mesmo princípio de controle de potência ativa. Um controlador de tensão CCpode regular a potência ativa a fim de manter o nível de tensão CC estabelecido nocapacitor. Através da figura 2.24 vemos a malha de controle usada para controlar atensão CC, usando um controlador proporcional e um proporcional-integral (PI) namalha interna, para controlar o ângulo de fase diretamente ou através do controlevetorial.

Figura 2.24: Controle de tensão CC [5]

Controle de Potência

O controle de potência ativa e reativa pode ser feito separadamente, possuindoloops de controle separados. O loop de controle de potência ativa pode ser configu-rado tanto para controlar a potência ativa quanto a tensão do lado CC. Num sistemaVSC-HVDC em regime permanente, o fluxo de potência ativa no lado CA é igual àpotência ativa transmitida pelo lado CC, desconsiderando as perdas. Isso é atingidose um dos conversores controla a potência ativa transmitida e o outro controla atensão CC. O loop de controle de potência reativa pode ser configurado tanto paracontrolar a potência reativa, quanto a tensão no lado CA. Qualquer um dos doismodos pode ser selecionado independentemente em cada um dos conversores.

Controle da Frequência

Existem duas maneiras para realizar o controle de frequência: uma é pelocontrole da frequência do oscilador, que determina a sequência de ativação daschaves das válvulas (esse seria o caso da alimentação de cargas isoladas); e aoutra maneira é pela regulação de potência que o VSC entrega ou absorve da rede(aplicada em casos quando o VSC está conectado a um sistema que é influenciadopor geradores CA e pelo controle de frequência das cargas).

Uma operação estável do sistema de controle do VSC é essencial para a atuaçãosatisfatória do sistema e do equipamento. Em [5] diz que, em transmissões VSC

34

com a finalidade de alimentação de carga sem nenhuma outra fonte de geração,o retificador conectado à rede de geração deve ter o controle da tensão CC e datensão CA no terminal conectado à geração e o inversor deve atuar no controle defrequência e tensão CA nos terminais conectados à carga. No caso de conexõesentre dois ou mais sistemas CA, cada conversor pode controlar a tensão CA e umdos retificadores deve controlar a tensão CC e a tensão CA no terminal em que apotência está entrando no VSC. Nos outros conversores deve haver o controle depotência e o controle da tensão CA nos terminais em que a potência está entrandono sistema CA.

Para sistemas com conexão de fazendas eólicas como geração, a transmissãoVSC pode ser integrada com o projeto das turbinas eólicas para obter o máximodesempenho. No terminal conectado à geração eólica o controle da tensão CA,frequência e potência devem ser coordenados com os geradores eólicos. Para atingirum melhor desempenho, esses controles devem estar coordenados com o controle depasso da turbina, o tipo de gerador e a velocidade do vento. Nos terminais comconexão com o sistema CA, ou carga, onde a potência está chegando, devem haveros controles de tensão CC e CA [5].

2.4 Vantagens e Desvantagens

O sistema VSC-HVDC possui diversas vantagens como foi descrito ao longo docapítulo, como o controle do fluxo de potência entre as redes CA, garantindo assimum sistema confiável e controlável. Dentre as inúmeras vantagens do VSC HVDC,podemos citar [24] e [6]:

• Rápida reposta a perturbações (isso é devido ao controle rápido de potênciaativa e reativa);

• Os transformadores utilizados não são especiais. Podem ser usados transfor-madores de corrente tradicionais, diminuindo o custo.

• Controle independente de potência ativa e reativa;

• Não há falhas de comutação causadas por falhas no sistema CA ou quedas detensão no sistema;

• Os filtros harmônicos são projetados apenas para os harmônicos gerados pelamodulação PWM;

• Pelo controle da tensão da rede, VSC pode reduzir as perdas na rede que estáconectado;

35

• O sistema de controle do retificador e do inversor operam de forma indepen-dente;

• O conversor VSC é capaz de criar a sua própria tensão CA em qualquerfrequência, sem a necessidade de máquinas rotacionais. VSC-HVDC podealimentar cargas de uma rede passiva;

• Conversores VSC são facilitadores da criação de uma rede CC com váriosconversores, já que uma pequena coordenação entre conexões dos VSC’s énecessária.

Como desvantagens do sistema VSC-HVDC podemos citar:

• Para a eliminação das falhas na linha de transmissão CC, faz-se necessário oacionamento dos disjuntores CA para o isolamento do VSC pelos dois ladosdo sistema. Ainda não existem disjuntores CC de grande porte;

• Altas perdas por comutação devido à frequência de chaveamento ser muitoalta.

2.5 Comparação entre LCC e VSC

Essa seção tem por finalidade reunir em apenas um local, a comparação entreesses dois sistemas HVDC: o LCC mais conhecido como o HVDC tradicional; eo VSC. Uma das principais diferenças é o tipo de válvula. O LCC usa tiristores,que fecham pelo sinal do gate e abrem naturalmente quando a corrente atinge ovalor zero, dependendo, assim, da rede CA, e o VSC usa chaves controladas comcapacidade de serem acionadas e desacionadas independentemente da rede, são aschaves autocomutadas.

Uma outra diferença significativa é o consumo de potência reativa, que atingequase 60% da potência ativa em operação normal no LCC, enquanto o VSC podeabsorver ou fornecer potência reativa sem a necessidade da instalação de capacitores.

Se uma falha no sistema CA acontecer no lado do inversor, provavelmente ocor-rerá uma falha de comutação no sistema LCC, o que geraria uma interrupção deenergia temporária. De outro lado, o VSC pode continuar transferindo potênciaativa, limitado pela severidade da falta CA. O controle do VSC é rápido o bastantepara evitar sobrecorrentes devido a mudanças súbitas de tensão no sistema CA.

Mesmo com todos os benefícios, até o momento a tecnologia LCC é superior aoVSC em termos de custo e de perdas de potência para sistemas de grande escala.As principais diferenças entre essas duas tecnologias são ressaltadas na tabela 2.1[20].

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Tabela 2.1: Comparação entre os sistemas LCC e VSC [20]LCC VSC

Tipo de Válvula Comutada pela Linha Autocomutada

Falha deComutação

Pode ocorrer por defeitosCA e afundamentos de

tensãoNão ocorre

Relação deCurto-Circuito

Em geral, deve ser maiorque 2 para operação estável

Não há limite, podendo sermuito baixa

Consumo dePotência Reativa

Consome em torno de 50%a 60% da potência ativa

transmitida

Dispensa compensaçãoreativa “shunt” e aindapode gerar ou absorverreativo do sistema CA

Dependência dafonte CA

Fonte de tensão CA(geração ou síncrono) é

obrigatória

Não é necessária fonte CApodendo alimentar cargas

passivas

Harmônico eFiltros

Necessita filtros de correnteCA para absorver

harmônicos de ordem(12n± 1) e, para linhas

aéreas, filtros CC p/ harm.de ordem (12n)

Geração de harmônicospode ser reduzida

aumentando-se a freqüênciade chaveamento (filtrosfisicamente menores)

Proteção diante defaltas CC

Rápida recuperação épossível

Rápida recuperação édifícil sem disjuntores CC

Custos e Perdas Melhores até o momento

As diferenças estãodiminuindo devido àsmelhorias na tecnologia

VSC

TransformadorTransformadores

conversores especialmenteconcebidos

Não são necessáriostransformadores especiais

quando se utilizamodulação PWM

Tamanho dasestações

conversorasGrandes Consideravelmente menores

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Capítulo 3

Descrição dos Sistemas Offshore

As cargas encontradas no oceano são semelhantes às cargas industriais encon-tradas em terra. O que as diferencia é a limitação de espaço, custo de manutençãoe algumas características construtivas com a finalidade de proteger o equipamentocontra a umidade e salinidade encontradas em um ambiente marítimo. Em [9] éanalisada uma série de artigos com informações sobre os sistemas offshore e, ba-seado nisso, gerou-se dois gráficos com essas informações que podem ser vistos nafigura 3.1, um relaciona a capacidade instalada com a distância das cargas do sis-tema offshore em relação à terra e o outro gráfico relaciona a capacidade instaladacom a profundidade de operação.

Uma das aplicabilidades do VSC-HVDC, como foi visto no capítulo anterior, éo seu uso para alimentação de sistemas isolados e para o fornecimento de energiade/para sistemas offshore. No caso de parques eólicos offshore, comumente encon-trados na literatura como offshore wind farms, o VSC-HVDC pode ser usado paratransmitir a energia gerada offshore para terra.

Esse capítulo tem como objetivo descrever alguns tipos de cargas que podem serencontradas nos sistemas offshore e fazer uma simples abordagem de como funcionao sistema de geração de energia atualmente.

3.1 Plataformas de extração de Petróleo e Gás Na-

tural

A maioria das cargas do sistema offshore estão associadas a plataformas de óleoe gás. Mais de 1300 plataformas estão localizadas offshore, grande parte delas (185)estão situadas no Mar do Norte e no Golfo do México (175) [9]. As plataformas deóleo e gás precisam de equipamentos especiais para o processamento de óleo e seutransporte.

Uma plataforma de petróleo pode ser de vários tipos de estrutura, como fixa,

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Figura 3.1: (a)Capacidade Instalada em relação à distância dos sistemas em relaçãoà costa (b) Capacidade Instalada em relação à profundidade de operação, adaptadode [9].

auto-elevatória, semi-submersíveis, pernas atirantadas, podem ser do tipo navio-sonda ou um FPSO (Floating Production Storage and Offloading), como descritoe explicado em [22]. Normalmente, essas unidades operam da seguinte maneira: o

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fluido é retirado dos reservatórios através das colunas dos poços. Depois de chegarna superfície, topside, esse fluido vai para a planta de processos e lá há a separaçãodo óleo, água e gás. O petróleo é armazenado para depois ser transferido através deum navio aliviador. Uma parte da água produzida é reinjetada nos poços, a fim demanter a pressão do mesmo, enquanto a outra parte é descartada no mar. O gásproduzido pode ser usado para a geração de energia dentro das plataformas ou podeser enviado para a terra através de gasodutos.

Uma planta de uma plataforma é rica em equipamentos para que todo o processodo óleo seja realizado, com uma engenharia muito moderna e complexa. No entanto,o foco dessa seção será o sistema elétrico de uma plataforma, visando detalhar edescrever seus subsistemas.

3.1.1 Geração

Atualmente, a geração de energia na maioria das plataformas é realizada local-mente através de turbinas a gás ou moto geradores a diesel. A eletricidade então éconsumida por motores elétricos, aquecedores elétricos no processo de produção eoutra parte vai para sistemas auxiliares, como iluminação. A demanda energéticade um sistema offshore depende de alguns fatores como:

• Tamanho do campo e características do poço, que irá determinar a quantidadede petróleo e gás produzidos;

• Características do Processamento, como separação, compressão, aquecimentoe resfriamento;

• Injeção de Água ou Gás, para retirar o máximo de óleo e gás do reservatório;

• Sistema de Transporte, como pipelines e flowlines.

A demanda energética varia para diferentes instalações, podendo ser de 10-100kWpara pequenas plataformas e mais do que 100MW para as maiores plataformas [21].Campos como Ekofisk ou Tampen (Statfjord/ Gullfaks/Veslefrikk), localizados naNoruega, possuem demanda energética de aproximadamente 500MW, cada.

Os sistemas de geração de energia elétrica mais utilizados são [33]:

• Turbina a gás aero derivada (3-40MVA);

• Turbina a vapor(2-25MVA);

• Motor de combustão interna (0.3-20MVA);

• Banco de Baterias (até 350KVA)

40

A tensão das unidades podem variar desde 440V até 13,8kV, de acordo com osrequisitos do projeto. De acordo com [10], para uma unidade de geração acima de1MW é comum a utilização de turbinas a gás. Abaixo desse valor ou na falta destecombustível, o diesel é utilizado como alternativa.

As turbinas a gás podem ser classificadas como [10]:

• Turbinas a gás aero derivativas;

• Turbinas a gás industriais leves;

• Turbinas a gás industriais pesadas.

O modelo frequentemente utilizado em plataformas de petróleo é o aero deri-vativo, encontrados numa faixa de potência entre 8-25MW [10]. O princípio defuncionamento desse equipamento consiste no seguinte: o gás é aquecido na caldeirae colocado em alta velocidade, passando para a turbina que aciona o gerador. De-pois disso o gás pode ser expelido ou reaproveitado. Esse sistema possui algumasvantagens, dentre as quais podemos citar:

• Manutenção rápida e fácil, podendo ser feita de forma individual, já que ogerador a gás pode ser removido como um único e simples módulo;

• Razão entre potência e peso alta, o que é de grande benefício em unidadesoffshore;

• Fácil operação.

Contudo, podemos citar também algumas desvantagens como:

• Alto custo de manutenção;

• Elevado custo com combustível;

• Alto custo de substituição.

Em termos construtivos, existem duas configurações possíveis para as turbinasa gás: eixo único e dois eixos. Na configuração de eixo único, todos os elementosrotacionais compartilham de um eixo comum, como é visto na figura 3.2. Na con-figuração de eixo duplo, o compressor é acionado por uma turbina de alta pressão,chamada de turbina do compressor, e o gerador é acionado separadamente por umaturbina de baixa pressão, denominada turbina do gerador, como pode ser visto nafigura 3.3. Esse tipo de configuração é o tipo mais utilizado em turbinas aero deri-vativas e através dela é obtido um melhor desempenho termodinâmico, uma vez quea alta velocidade de rotação melhora a eficiência do compressor e da turbina [13].

41

Figura 3.2: Turbo gerador aero derivativo de eixo único. Adaptado de [10].

Figura 3.3: Turbo gerador aero derivativo de dois eixos. Adaptado de [10].

Para a partida dos geradores aero derivativos, podem ser utilizados motoresCC, geralmente para aplicações de até 20MW. Os motores CC requerem bancos debaterias potentes, no entanto, ainda assim são mais confiáveis e importantes paraas unidades offshore.

Segundo [34], em unidades marítimas de produção que utilizam turbo geradores,devem ser instalados dois meios diferentes e independentes de partida das turbinasdos geradores principais quando todos os geradores estiverem desligados na condiçãodead-ship1. Visando atender esse critério, devem ser instalados dois grupos diesel-geradores (um gerador de emergência e um auxiliar).

3.1.2 Sistemas de Geração

O sistema elétrico de plataformas de petróleo é dividido e classificado de acordocom a criticidade e importância das cargas, de acordo com a sua função para acontinuidade da operação, segurança da instalação e das pessoas. Dessa forma,

1Condição na qual a planta de geração principal, as caldeiras e os sistemas auxiliares não estãoem operação devido à falta de energia.

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os sistemas de geração podem ser divididos em geração principal, de emergência eininterrupto.

Geração Principal

O sistema de geração principal é formado por geradores acionados por turbinasa gás, descritos anteriormente, aproveitado do processo de separação do fluido (nocaso de falta de gás o diesel é usado como combustível). Esses geradores são capazesde atender toda a demanda de potência da planta em condições normais de ope-ração. Para o fornecimento contínuo de energia é muito importante a redundânciano sistema de alimentação, com isso, é muito comum encontrar arranjos de dois aquatro geradores idênticos acionados por turbinas a gás, sendo um deles redundante.

Geração de Emergência

O sistema de geração de emergência é composto por um ou mais geradores aci-onado por motores a diesel. Esse sistema é direcionado a atender aos sistemasessenciais da plataforma no caso de perda da geração principal. Esse sistema deveser completamente independente do sistema de geração principal e pode ter a partidamanual ou automática.

UPS -Uninterruptible Power Supply

Existem equipamentos que necessitam de fontes ininterruptas e devem funcionarem qualquer circunstância, como os sistemas de comunicação, luzes de emergência,painéis de navegação, sistemas de fogo e gás, dentre outros. Com isso, existemsistemas de corrente contínua e baterias, chamados de sistemas de alimentação inin-terrupta de eletricidade (UPS) que, além de baterias, é constituído por módulosretificadores e inversores e chaves de transferência.

3.1.3 Controle de Processos, Supervisão e Operação

Esse sistema está mais ligado ao sistema de automação da plataforma, mas podeser considerado um dos sistemas principais, pois, de certa forma, engloba todos osoutros sistemas, gerenciando-os e monitorando-os. Basicamente, os seus compo-nentes são sensores e atuadores, redes de comunicação (que podem ser por cabosethernet, fibras óticas, etc.), remotas de I/O (Input/Output) que fazem a aquisiçãoe controle de dados e as estações de monitoramento de dados (CCR - central ControlRoom).

Os sensores são dispositivos conectados aos equipamentos a fim de monitorar umavariável, através da conversão de um parâmetro físico, como temperatura, pressão

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ou corrente, em sinal digital. Esses dados são enviados pela rede de automação atéuma estação remota de I/O e então são enviados para o CCR por sinal de rede.

Os atuadores têm a finalidade de atuar sobre o sistema, por exemplo ligando oudesligando um equipamento ou mandando um comando de abertura ou fechamentode uma válvula.

3.1.4 Cargas

O sistema elétrico de uma plataforma é composto por mais equipamentos, comotransformadores, painéis de distribuição e sistemas de iluminação. Contudo, essesequipamentos não serão abordados nesse trabalho por não serem de alta relevânciaao objeto de estudo central. Essa subseção tem como objetivo fazer uma breveanálise das cargas de uma plataforma.

As cargas mais importantes em uma plataforma de petróleo podem ser dividasem:

• Drives para os processos e sistemas auxiliares: Sistemas quase exclusivamentepara bombas e compressores utilizados nos processos industriais do petróleo,gás, água ou produtos químicos;

• Sistemas de Aquecimento de Processos: Sistemas que envolvem as caldeiras,aquecedores de óleo no sistema de processos e além disso, cabos elétricos derastreamento térmico (heat tracing) e elementos de aquecimento são usadospara necessidades locais com baixa classificação e para aplicações especiais;

• Sistemas Eletroquímicos: Sistemas para a dessalinização da água do mar, parafins de injeção e uso nas plataformas

• Sistemas de ventilação, iluminação e aquecimento.

O sistema elétrico de distribuição de uma plataforma de óleo e gás é consideradoum sistema fraco, com problemas relacionados à qualidade da potência devido àdemanda de potência reativa e ao baixo fator de potência, harmônicos na correntee na tensão, notches na tensão e modos comuns de tensão [9]. Todos esses fatoreslevam ao aumento das perdas e comprometem o ciclo de vida e a operação dosequipamentos.

Cargas Típicas

A tabela 3.1 mostra o consumo de potência por área em uma plataforma depetróleo. As cargas são na sua maioria constituídas de bombas e compressores ealguns desses equipamentos são acionados por VSD’s.

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Tabela 3.1: Descrição do consumo de potência por áreas em uma plataforma depetróleo, adaptado de [21].

Área de Consumo PotênciaEquipamentos de processamento de óleo 1-2MWSistemas de exportação de óleo 2-12MWSistemas de regeneração de Glycol/Metanol 0,5-3MWRecompressão a Gás 2-10MWSistemas Auxiliares 1-2MWInjeção de Água 12-25MWPerfuração (Drilling) 2-5MWCasaril 0,5-2MWIluminação, ventilação e aquecimento 0,2-2MWInstalações de cabos de rastreio térmico 0,1-1MWConsumidores de energia de emergência 0,6-6MW

VSD - Variable Speed Drive

Um equipamento VSD -Variable Speed Drive- é também chamado de conversorde frequência. Sua principal função é acionar cargas, por exemplo motores, quenecessitam de controle de partida e de velocidade. O conversor é composto basica-mente por um retificador, elo CC e inversor e a sua operação consiste em gerar tensãoe frequência ajustáveis a partir da fonte de tensão da rede, através de modulaçãoPWM.

A relação entre velocidade de um motor de indução e a frequência é dado por[35]:

Ns =60.f

p(3.1)

Nr =60.f.(1− s)

p(3.2)

Onde:f é a frequência do campo magnético girante [Hz]p é o número de pares de polos (caracterísitca inerente à construção física do

motor)Ns é a velocidade síncrona [rpm]Nr é a velocidade do rotors é o escorregamento relativoDessa forma, atráves das equações 3.1 e 3.2, vemos que a velocidade de um motor

pode ser controlada através da frequência da fonte de alimentação, já que o númerode polos e o escorregamento são relativos à construção do motor. O uso de VSDpode trazer muitos benefícios, como a economia de energia, aumento do controle

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sobre a operação dos motores e maior confiabilidade do sistema sem a necessidadede manutenções frequentes.

No entanto, esse equipamento gera harmônicos. Segundo a norma IEE 519-1992 [36], os níveis máximos de perturbação de harmônicos dos VSD no ponto deacoplamento comum, PCC, deve ser de:

• 5% de THD - Distorção Harmônica Total para tensão e corrente

• 3% de Distorção para harmônicos individuais de tensão e corrente

Para que esses requisitos sejam cumpridos, há a necessidade da instalação defiltros passivos para que os limites de THD e de distorção harmônica individualsejam mantidos.

Bombas

As bombas são equipamentos essenciais no sistema de processos em um sistemaoffshore, com a finalidade de bombeamento do fluído através das linhas de processoem uma plataforma, injeção de água e outros líquidos. Auxilia também na separaçãode gás/líquido, óleo/água e separação multifásica. A tabela 3.2 mostra os valores depotência de alguns equipamentos em uma unidade offshore específica relatada em[22]. Nota-se que a maioria dos equipamentos são bombas e compressores.

Tabela 3.2: Descrição de cargas com as respectivas potências de uma plataforma depetróleo, adaptado de [22].

Função na Plataforma Potência[kW]Bomba de Transferência de Óleo 1700Sistema de Injeção de Água 2700Bomba de Captação de Água do Mar 463Bomba de Água de Resfriamento 294Compressor de Gás Booster 600Turbo Compresssor de Gás 245Painel do Tratador de Óleo 300Centro de Controle do Motor 394Bombas de Água Quente 90Gerador de Gás Inerte 125Bomba Desaeradora 132Iluminação Normal – Iluminação Naval 150Gerador de Hipoclorito de Sódio 330Compressor de Ar 155Sistema de Lastro, Esgotamento 185Bomba de Captação de Água do Mar – Emergência 75Bomba de Água de Resfriamento – Emergência 90Bomba de Dreno 185

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Compressores

No processo de separação do óleo/água/gás, o gás sofre uma despressurizaçãonaturalmente, mas ele deve ser pressurizado novamente para que seja transportadopelos gasodutos, seja para as unidades de processamento, para continuar o condicio-namento ou para reinjeção do gás [37]. Esse último é um processo muito importanteem campos maduros (mais antigos), pois a injeção de gás em reservatórios ajudana recuperação do poço, ou seja, essa técnica aumenta a capacidade do poço. Noscampos mais novos, a injeção de gás auxilia na maximização da produção. O queocorre é que o gás injetado aumenta a pressão suficientemente para forçar o fluidopara a superfície.

3.2 Sistemas Subsea

Com a descoberta de campos de exploração de óleo e gás em águas profundas1,o desenvolvimento da tecnologia subsea vem ganhando importância. Para extrair oóleo e gás, um grande número de equipamentos elétricos precisam ser instalados noleito marinho, aumentando, assim, a carga e a necessidade de geração de energia.Além disso, a tecnologia subsea é uma solução para a exploração de poços margi-nais2, quando a instalação de uma estrutura fixa para a exploração desses poços nãovale o custo-benefício. Uma descrição completa e detalhada de sistemas subsea éencontrada em [11] e [12].

Um sistema de produção subsea é constituído dos seguintes elementos [13]:

• Poço submarino;

• “Árvore de Natal” molhada – Sistema de válvulas e contenção de pressão dopoço;

• Manifold - Sistema de distribuição;

• Flowline - Dutos de fluxo/escoamento ;

• Umbilicais – Cabos de transmissão de potência hidráulica, elétrica e/ou sinais;

• Sistemas de controle;

• Sistema de potência e distribuição.

Essa descrição de componentes de um sistema subsea é um espelho dos compo-nentes de um sistema topside. Assim como numa plataforma de petróleo, em que

1Termo usado para descrever profundidades maiores do que 600 pés.2Poços com pequena possibilidade de prospecção, porém com uma possibilidade significativa.

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Figura 3.4: Sistema Típico de Produção Subsea [11]

o fluido é retirado do reservatório através dos poços e é levado até a plataformapassando pela árvore de natal e depois pelo manifold, o mesmo acontece em umsistema subsea.

Um sistema de controle submarino elétrico e hidráulico normalmente requer umaunidade localizada no topside para fornecer o controle e a energia necessárias aosequipamentos submarinos. Os dois tipos de sistemas de potência são: sistema deenergia elétrica ou um sistema de energia hidráulica. O sistema de energia elétricafornece energia aos equipamentos submarinos, incluindo válvulas e atuadores emárvores submarinas / manifolds, transdutores e sensores, bombas e motores.

As fontes de energia podem vir de uma instalação em terra, como mostradona figura 3.5, parques eólicos offshore, ou diretamente do local através de plata-formas marítimas ou geradores submarinos com capacidade de carga útil suficientepara gerar energia para os equipamentos submarinos. Embora a geração de energiasubmarina exija um alto custo de desenvolvimento, ela tem custos de construção eoperação relativamente baixos [12]. Além disso, o sistema tem a possibilidade deexpansão e não são necessários conectores de alta tensão e inversores.

Um dos grandes desafios encontrados no sistema subsea é o desenvolvimento dosequipamentos para suportar as grandes pressões e elevado gradiente de temperaturaencontrados no leito marinho. Além disso, a confiabilidade desses equipamentosdeve ser muito elevada, já que o custo para fazer manutenções frequentes nos equi-pamentos é altíssimo e, dessa forma, eles precisam atuar de maneira contínua e sem

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Figura 3.5: Fornecimento de Energia vinda da Costa [12]

falhas. A confiabilidade de um equipamento subsea tem que ser designada para aduração de mais de vinte anos [14].

Nas plataformas, como por exemplo FPSO’s, há uma grande quantidade de equi-pamentos associados aos sistemas de processo e de descarga da produção. Alémdisso, contam com equipamentos para geração de energia e de controle e conversãopara a utilização das máquinas localizadas no leito marinho. A perspectiva é a deque cada vez mais equipamentos localizados no topside sejam realocados para o leitomarinho. Em alguns sistemas subsea, o petróleo é apenas retirado dos reservatórios eentão levados à superfície através dos risers. No entanto, em outras plantas existe osistema de processamento e separação do óleo e bombeio. No futuro, a expectativaé a implementação completa de sistemas subsea-tieback, no qual os equipamentosno leito marinho serão conectados diretamente à terra, isso para instalações maispróximas ao continente [13].

3.2.1 Diferença entre Equipamentos Subsea e Topside

Para aumentar a produção e maximizar a confiabilidade dos campos marítimos,o foco na substituição de alguns equipamentos tradicionais, que ficam localizadosna superfície, por versões submarinas aumentou consideravelmente.

Os equipamentos subsea precisam ter uma confiabilidade muito grande, por contada dificuldade de manutenção e o seu alto custo. Consequentemente, suas carac-terísticas construtivas devem ser diferentes de equipamentos topside, que tambémpossuem suas caraterísticas particulares em relação aos equipamentos onshore de-vido à exposição à umidade e salinidade do ambiente marítimo e, dependendo desua localização na plataforma, pode estar em uma área classificada1 e deve possuirdeterminado grau IP2. Em relação a equipamentos subsea, podemos citar algumasdiferenças em relação aos equipamentos topside [13].

Enquanto os VSD’s e os atuadores têm seu resfriamento e acondicionamentopor circulação de ar livre no topside, em sistemas subsea eles serão encontrados em

1Devido à presença de gases inflamáveis existe uma classificação de áreas nas plataformas deacordo com o potencial de atmosfera explosiva.

2Grau de proteção, definido pela IEC 60529, contra a intrusão de poeira, gás, água, por exemplo.

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câmaras fechadas e compactadas com resfriamento por convecção a água marinha.Os cabos submarinos devem ter isolamento sólido para funcionar com alto gradientede temperatura e pressão. Os transformadores devem suportar altas pressões edevem ser com isolação a óleo (um dos grandes desafios para a sua construção eoperação é a dificuldade de isolamento entre as partes elétricas vivas e a água) e oresfriamento deve ser por convecção.

A figura 3.6 mostra um módulo de UPS -Uninterruptible Power Supply- subsea.Desenvolveu-se módulos de bateria de 165 kWh para permitir bombeamento sub-marino. A UPS Submarina também fornece energia ininterrupta para sistemas dedesligamento de produção. A potência pode ser fornecida para sistemas de compres-sores submarinos, válvulas com atuação elétrica e motores em sistemas de produçãosubmarinos. Com o fornecimento de energia redundante local através das UPS, orisco de falha de energia é reduzido.

Figura 3.6: Exemplo de UPS subsea [12]

3.2.2 Topologia dos Sistemas Elétricos Subsea

Os sistemas de águas profundas requerem longas distâncias de transmissão edistribuição para que as cargas subsea sejam alimentadas. Até então, era preferível ainstalação dos conversores e os equipamentos de geração em terra ou em embarcaçõestopside, isso porque a instalação desses equipamentos por humanos é muito perigosadevido às condições submarinas. Com o desenvolvimento dos ROVs – RemotelyOperated Underwater Vehicle- foi possível a instalação de mais equipamentos noleito marinho, possibilitando, assim, que os equipamentos de eletrônica de potênciapudessem ficar mais perto das cargas, reduzindo o custo do fornecimento de energiae aumentando a confiabilidade do sistema [14].

Equipamentos como ESP’s - Electrical Submersible Pumps- e compressores usa-dos no sistema subsea para produção e processamento do óleo e gás exigem grandequantidade de potência, da ordem de 10 a 15MW. Uma proposta de geração de ener-

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gia, com a finalidade de substituição da geração local em plataformas, é a geraçãoonshore e o fornecimento de energia através de cabos de transmissão à longa distân-cia, o que reduziria o custo e a manutenção do sistema de geração em plataformas.

O nível de tensão usado para a transmissão em sistemas subsea é da ordem de36 kV a 100 kV [14]. O nível de tensão é mantido alto para diminuir as perdas depotência e minimizar o consumo de potência reativa.

A escolha do tipo de transmissão a ser usado, CA ou CC, depende da distânciae da potência reativa absorvida da fonte de energia [14]. Cada sistema tem osseus benefícios e limitações, no entanto o enfoque desse trabalho está na tecnologiaHVDC, assim sendo os sistemas CA serão brevemente comentados.

HVAC

As cargas subsea são localizadas distante da terra, sendo assim requeridos longostieback. O nível de tensão da transmissão está entre 36 kV – 100 kV. A distri-buição dos sistemas subsea é mantida entre 3,3 kV e 6,6 kV a fim de alimentar ascargas elétricas individuais. Assim sendo, os sistemas HVAC usam transformado-res de frequência de linha nas extremidades da linha de transmissão e distribuição,resultando em um sistema de grande dimensão e pequena densidade de potência[14].

Figura 3.7: Topologia parcial de carga única [13]

Para um sistema simples, como o de alimentação de apenas um motor, e dis-tâncias curtas, podemos ter uma topologia do sistema como encontrado na figura

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3.7. Nesse caso, um motor CA subsea é alimentado através de um cabo submarinoCA e no topside encontra-se o VSD e um transformador. Esse tipo de sistema érecomendado para distâncias de 10 a 25 km e carga entre 1 a 4MVA, com tensão deoperação de 6kV.

A arquitetura de um sistema de transmissão e distribuição de grande porte ecompleto, com diversos equipamentos, é vista na figura 3.8. Esse sistema é compostode motores, conversores de eletrônica de potência, transformadores, módulos decontrole, UPS - Uninterruptable power supplies-, compressores e bombas, usadospara a elevação artificial do óleo, dentre outros equipamentos.

Figura 3.8: Arranjo completo para um sistema de distribuição elétrico subsea [13]

A grande desvantagem da transmissão e distribuição CA é a perda de potênciareativa. Devido à grande capacitância desse tipo de linha, as correntes de carrega-mento se tornam muito altas, especialmente para os umbilicais. Assim sendo, uma

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grande quantidade de potência reativa é requerida do sistema de geração, levando agrandes perdas de potência.

HVDC

Como já foi visto no capítulo sobre transmissão em corrente contínua, a transmis-são em HVDC tem ganho muita atenção devido às suas aplicabilidades em garantiruma operação segura e confiável em conexões de sistema assíncronos, bem comoo controle preciso e instantâneo de potência. Em sistemas subsea, alguns estudosmostram que a distância de breakeven entre a escolha de sistemas CA ou CC é de50 km, o que em terra é de 550 km [14].

Um exemplo de transmissão HVDC em sistemas subsea pode ser visto na figura3.9. A figura 3.9(a) é o mesmo esquema empregado em Troll A, sistema subsealocalizado na Noruega, operado pela Equinor, com uma distância de 70 km da costae com profundidade de 300m [14]. Nesse caso, a tensão CA gerada é convertida emCC e transmitida através de cabos CC, que possuem baixa capacitância, resultandoem pequenas perdas. O conversor na extremidade receptora da linha de transmissãoé mantido em uma plataforma devido a seu grande tamanho.

Uma configuração com o intuito de reduzir a dimensão do sistema é mostradana figura 3.9(b) que é uma estrutura HVDC baseada em anel. Essa estrutura usatransformadores em série com um bypass, aumentando assim a confiabilidade dosistema em relação ao fornecimento de energia às cargas na presença de algumafalha em uma das cargas.

3.2.3 Cabos Submarinos

Os cabos submarinos responsáveis pela transmissão de potência são chamados deumbilicais de potência ou somente de umbilicais. Além de transmitirem a potênciaelétrica, desde a geração até a carga, os umbilicais podem possuir cabos elétricos oufibras óticas para o envio de sinais, possibilitando o controle de equipamentos atra-vés das unidades topside, cabos elétricos para a alimentação de pequenas cargas etambém podem possuir mangueiras hidráulicas para os sistemas de controle. A par-tir disso, pode-se ver a complexidade desse tipo de equipamento e sua variabilidadede funções acopladas.

Os umbilicais devem suportar diversas interações de forças mecânicas, por exem-plo a força gerada pelo seu próprio peso e de correntes marítimas. Além disso, podemestar suscetíveis a atividades como danificação por causa de âncoras ou impactosgerados por embarcações. Por isso, esses cabos devem ser altamente protegidos e,para isso, é usado uma ou duas camadas de armadura metálica por fios durante afabricação.

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Figura 3.9: Arquiteturas de sistemas de potência subsea usando HVDC, (a) Ar-quitetura de potência de Troll A, (b) Arquitetura de sistemas de potência subseabaseado em anel, adptado de [14]

Geralmente, tanto os cabos de potência quanto os umbilicais são feitos sob en-comenda, dada as características de cada ambiente, como as mencionadas acima.Contudo, a sua essência será sempre a mesma, transmitindo potência elétrica e po-dendo ser usado para outras funções como descrito anteriormente. A figura 3.10mostra um exemplo de umblical de corrente alternada.

Figura 3.10: Cabo Umbilical elétrico [13]

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Os parâmetros de modelagem de um cabo umbilical são diferentes de um caboconvencional. A impedância, por exemplo, não será um parâmetro concentrado, massim distribuído. Além disso, a indutância é altamente dependente da frequênciadevido ao grande número de partes metálicas. Os umbilicais são afetados pelostransitórios, por exemplo mudança bruta de carga e a atuação de harmônicos. Assimsendo, o estudo de transitórios deve ser realizado para a implementação desses cabose, para isso, uma correta modelagem deve ser utilizada [14].

No presente trabalho é feita uma abordagem sobre o fornecimento de energiaelétrica a sistemas offshore. Assim sendo, os umbilicais são de suma importânciapara a transmissão da energia gerada onshore. Esses cabos de potência podemtransmitir potência do continente para um sistema subsea, entre as plataformas,entre unidades flutuantes (FPSO’s) e unidades físicas e entre equipamentos subsea.

Cabos CC

O uso de transmissão em corrente contínua para a transmissão de potência paradistâncias longas traz como grande benefício a utilização de cabos com seções meno-res, já que linha de transmissão CC não apresenta problemas de grandes valores decapacitância e indutância equivalentes, como na linha de transmissão CA. A figura3.11 mostra um cabo submarino e seus componentes.

Figura 3.11: Cabo HVDC submarino [13]

O condutor do cabo é formado por fios redondos entrelaçados e compactados

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de cobre ou alumínio. Para seções transversais maiores, os fios possuem formatrapezoidal. A fim de não permitir a entrada de água, o condutor pode ser seladolongitudinalmente.

O isolamento do cabo é constituído por camadas: uma de invólucro metálicode liga de chumbo, visando manter o isolamento e o condutor seco; outra de re-vestimento de polietileno, que é o revestimento interno e tem como finalidade aproteção mecânica e corrosiva para a camada de chumbo; e, por fim, a armadurade tração, que é composta por fios de aço redondos galvanizados ao redor do caboe próximos uns dos outros. Cabos HVDC geralmente são mais leves que os cabosCA para a mesma potência transferida, o que gera menor força de tração quando oscabos são colocados. O uso de aço galvanizado é vantajoso pois ele possui melhorespropriedades de tração do que a maioria dos materiais não magnéticos [2].

Essa armadura de tração é banhada com betume para que haja uma proteçãoeficaz contra a corrosão e ela oferece proteção mecânica contra impactos. Por último,tem-se o revestimento exterior ou cobertura, formado por duas camadas de dois fiosde polipropileno.

Para evitar perdas ferromagnéticas, os cabos submarinos CA necessitam de ma-terial não magnético para a armadura do fio, assim sendo, ou são utilizados fios decobre, de liga de alumínio ou de aço iNOxidável não magnético. Para cabos CC,não há perdas magnéticas, portanto, fios de aço galvanizado podem ser usados paraa blindagem de tração.

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Capítulo 4

Testes para a Implementação doVSC-HVDC

A transmissão VSC tem diversas funcionalidades e aplicações, como já foi discu-tido no capítulo introdutório. No entanto, alguns estudos devem ser feitos antes datomada de decisão do uso de transmissão VSC, que são os estudos de viabilidade.A partir do resultado e da decisão de se investir nesse tipo de tecnologia, deve seranalisado o estudo de rede. Dependendo das características do projeto, os estudospodem variar e em alguns casos o uso do VSC pode ser de grande benefício devidoa suas propriedades.

Esse capítulo tem como objetivo descrever os estudos técnicos do sistema CAnecessários para a avaliação e especificação do uso da transmissão VSC, e algumasdescrições básicas sobre a modelagem do sistema serão abordadas. Os estudos sãodivididos em três etapas, conforme é mostrado na figura 4.1 [5].

Figura 4.1: Diagrama de estudos para implementação de transmissão VSC, adaptadode [5].

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4.1 Estudos de Viablidade

Os estudos de viabilidade são essenciais para se avaliar se a transmissão VSCé uma solução técnica e economicamente viável para uma determinada necessidadede transmissão. Dessa forma, a primeira coisa a ser feita na fase de estudos é aavaliação econômica do projeto e sua justificativa. Para a transmissão de energiapara uma área isolada, por exemplo, a justificativa seria o aumento da capacidadede fornecimento de energia, sem a necessidade de aumento de geração local.

Além disso, alguns estudos técnicos devem ser feitos com o intuito de levanta-mento de dados, como o custo dos equipamentos a serem utilizados, avaliação dasperdas de potência na transmissão e benefícios monetários. Dessa forma, todas asopções de transmissão devem ser consideradas nos estudos visando escolher a op-ção mais vantajosa. Dentre os estudos técnicos realizados na etapa de estudos deviabilidade, pode-se citar dois estudos: o de fluxo de potência e o de estabilidade.

O fluxo de potência fornece dados do sistema em regime permanente como atensão nas barras do sistema, os fluxos de potência ativa e reativa, as perdas depotência e a necessidade de compensação para uma determinada situação [5]. Ofluxo de potência deve ser analisado para diferentes níveis de P e Q, na transmissãoVSC, em diferentes situações de operação da rede CA, por exemplo na ocorrênciade contingências e diferentes padrões de geração, transmissão e carga.

O estudo de estabilidade pode ser necessário a fim de confirmar os dados obtidosno estudo do fluxo de potência e também para analisar a estabilidade do sistemacom uso de transmissão VSC. Para obtenção de bons resultados nesses estudos, umamodelagem mais detalhada do sistema VSC deve ser realizada.

4.1.1 Justificativa Econômica

Existem diversas justificativas econômicas encontradas para a implementação deuma transmissão VSC, dentre as quais podemos citar:

• Um sistema de transmissão CC não aumenta as correntes de curto-circuito, oque reduz e previne custos adicionais necessários para contornar esse problemana rede CA;

• O VSC possui controle de potência ativa e reativa muito rápido. Assim sendo,custos que envolvem equipamentos de controle de tensão, compensação dereativo, dentre outros, podem ser economizados. Ademais, esse controle depotência preciso previne o congestionamento do fluxo de potência e garantesegurança para a rede e redução de perdas;

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• O tempo de implementação de um sistema de transmissão VSC é menor com-parado a outras alternativas, devido à estrutura modular e a possibilidade deuso de cabos CC poliméricos.

Um exemplo de estudo de viabilidade econômica é encontrado em [15]. Esseestudo é feito de uma forma genérica como um modelo para aplicação em tomadade decisões de investimento econômico no uso de transmissão VSC-HVDV parafornecimento de energia para sistemas offshore. Um dos resultados mostra a relaçãoentre o custo (geração local ou remota, em terra) e a demanda energética que podeser vista na figura 4.2

Figura 4.2: Avaliação de custo diante de diferentes cenários de demanda energética[15]

4.1.2 Estudos técnicos

Após a fase de estudo de viabilidade econômica e a aprovação do mesmo, es-tudos voltados para a área técnica devem ser analisados. Como foi mencionadoanteriormente, um dos estudos feitos nessa fase do projeto é o de fluxo de potência.

Através do fluxo de potência, pode-se calcular as perdas de potência do sistemaCA em diferentes situações. Uma das aplicações do VSC é o uso dessa tecnologiaem paralelo com o sistema CA para otimizar a redução das perdas. Buscando obteresse ponto ótimo de operação, pode-se utilizar um FPO (Fluxo de Potência Ótimo).

Outro aspecto importante a ser investigado no fluxo de potência é se, em condi-ções normais de operação, alguma tensão na barra é violada. Nesses casos, o VSCpode contornar o problema através do seu controle de tensão e de potência reativa,respeitando os limites do equipamento e da rede. No entanto, se essa violação detensão for em uma barra distante do VSC, o estudo do fluxo de potência indicará

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o local da barra e a necessidade de compensação. A seleção da compensação depotência reativa ideal pode ser obtida através de um FPO.

A análise de contingências deve ser feita com o intuito de investigar se algumacontingência crítica levaria o sistema à sobrecarga e/ou subtensões. Com isso, serianecessário estabelecer limites de capacidade de transmissão para o sistema CA oulimites operacionais do VSC, ou seja, limitando sua potência ativa e reativa. Se osproblemas não puderem ser evitados através das soluções técnicas do VSC, o estudoda análise de contingências especifica os reforços necessários para lidar com as con-tingências críticas. Dependendo da contingência, estudos de estabilidade podem sernecessários para confirmar os resultados encontrados na análise do fluxo de potência.

Por fim, a análise do fluxo de potência determina se os pontos de conexão do VSCrequerem necessidades especiais relacionados à qualidade de tensão e seu controle.Isso pode ser causado por cargas sensíveis ou rigidez na tensão CA.

4.1.3 Comparação entre as tecnologias

Quando se fala de alimentação de cargas passivas distantes, a transmissão VSC éuma das tecnologias mais favoráveis para o uso na transmissão. No entanto, as outrasopções como a transmissão LCC e a transmissão CA não devem ser descartadas.No caso de alimentação de cargas isoladas, existe a opção do uso de compensadoressíncronos para suportar um sistema LCC-HVDC ou aumentar a geração de potêncialocal [5].

Em [26] e [27] é encontrado um estudo comparativo entre HVAC e HVDC, comoforma de transmissão para alguns sistema offshore. Para a decisão da melhor al-ternativa, foi conduzida uma análise do fluxo de potência em regime permanentecom o objetivo de verificar a existência de algum problema, como sobretensão ousobrecarga, sob vários cenários. Por fim, o resultado é uma comparação entre oscustos dos tipos de transmissão para cada plataforma especificada.

Dessa forma as seguinte comparações devem ser feitas entre os tipos de tecnolo-gias de transmissão:

• O valor estimado e as perdas de potência;

• Os reforços necessários ao sistema CA;

• Os benefícios técnicos de cada alternativa, como a qualidade da tensão, cor-rentes de curto-circuito, capacidade de sobrecarga ;

• A confiabilidade do fornecimento de energia;

• Os custos de operação e de manutenção;

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• O tempo de instalação do projeto.

Após todas as análises, se a transmissão VSC for a melhor opção técnica eeconomicamente viável, o custo total da instalação deve ser definido, possiblitanto oinvestimento. À vista disso, uma descrição do projeto e uma lista de especificaçõesdo esquema do VSC devem ser realizadas, contendo alguns itens como [5]:

• Os pontos onde o sistema VSC será conectado;

• Possíveis reforços necessários na rede CA e necessidade de compensação;

• Limites de transferência de energia CA;

• Lista de contingências e condições iniciais para estudos adicionais;

• Características de controle desejadas para o esquema VSC;

• Capacidade de potência ativa e reativa;

• Capacidade de sobrecarga;

• Identificação de necessidades específicas de controle, como controle de tensão,modulação de potência ativa e controle de frequência.

4.2 Estudos Específicos

Depois de firmada a decisão de investimento, estudos específicos devem ser rea-lizados com o intuito de levantar dados mais detalhados sobre as especificações dedesempenho pois estas informações são importantes para a fase do projeto físico datransmissão VSC.

Como foi visto anteriormente, a análise do fluxo de potência é essencial para osestudos técnicos. Outros estudos muito importantes são os estudos de curto-circuitoe de harmônicos, isso porque os níveis de curto-circuito e de harmônicos no pontode conexão devem ser informados ao fabricante para o projeto do VSC.

Outra análise significativa que deve ser efetuada nesta etapa são os estudos dinâ-micos de estabilidade e de transitórios. Esses estudos têm a finalidade de simular ocomportamento do sistema CA/CC no domínio do tempo com o objetivo de procurarpor instabilidades, sobretensões e sobrecorrentes.

Estudos de Curto-Circuito

Os estudos de curto-circuito são importantes para o dimensionamento do VSCno lado CA. Um exemplo de aplicação é a determinação do valor da reatância a ser

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usada para limitar as correntes de curto-circuito. Desse modo, é necessário saberqual é o maior nível de corrente de curto-circuito. Outrossim, esses estudos sãoimportantes para a coordenação da proteção, sendo necessário o conhecimento donível mais baixo e mais alto de corrente de curto.

O VSC pode contribuir com a corrente de curto-circuito dependendo das carac-terísticas do controle, ponto de operação e estratégias [5]. O aterramento do neutrodo transformador de interface e dos ramos dos filtros harmônicos devem ser proje-tados de tal maneira que não haja interferência nas correntes de curto com a terranas proximidades do esquema VSC.

Estudos de Harmônicos

Os estudos de harmônicos são importantes para o dimensionamento dos filtrosharmônicos da rede de alimentação CA no ponto de conexão. O dimensionamentodeve ser realizado para diferentes condições do sistema, por exemplo, durante con-tingências e para diferentes estados de chaveamento para o controle de tensão atra-vés da inserção de capacitores shunt (o que pode causar condições de ressonância).Esse estudo também é importante para determinar os níveis aceitáveis de distor-ção harmônica de tensão e de corrente, a fim de especificar os limites de injeção deharmônicos e para estudar interação do VSC com o sistema de potência.

Estudos de Estabilidade

Os estudos de estabilidade são importantes para a identificação dos controlesnecessários ao VSC, como seus limites e parâmetros. Após uma contingência crítica,se houver instabilidade transitória ou insuficiente amortecimento, as configuraçõesdos limites de operação do VSC ou a capacidade de transmissão da rede CA devemser ajustadas com o propósito de acabar com o problema. Uma outra alternativaseria reforçar os equipamentos da rede CA, porém seria uma solução mais cara.

Alguns problemas de estabilidade, como modulação de frequência, podem serevitados através da modulação da potência do sistema VSC. Um dos resultadosdo estudo de estabilidade é a estratégia de controle do VSC, como o controle depotência reativa e de tensão, e o dimensionamento dos equipametos de proteção.

No caso do controle de potência reativa, esse estudo informa a quantidade depotência a ser injetada ou absorvida em diferentes situações. Quando o controlefor projetado, a prioridade entre potência ativa e reativa deve ser cuidadosamenteconsiderada.

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Estudos de Transitórios

O estudo de transientes é importante para a avaliação do impacto de sobretensõestransitórias no sistema VSC. Assim sendo, esse estudo ajuda no estabelecimento dosrequerimentos de controle de tensão e de coordenação da proteção, assim como otempo de eliminação da falha no sistema VSC.

Dados do Sistema CA para o projeto do VSC

Alguns dados da rede CA são necessários para o projeto do VSC e eles devemser fornecidos na fase dos estudos técnicos. Os dados são [5]:

• Faixa de tensão CA e frequência durante condições de operação normal eextrema e conteúdo de sequência negativa da tensão CA;

• Nível máximo de tensão permitido no ponto de conexão durante a energizaçãodo VSC (depende do nível de curto-circuito CA);

• Aterramento do sistema CA e fator de falha de aterramento;

• Níveis de curto-circuito e corrente máxima e mínima de defeito fase-terra,razão X/R do sistema CA;

• Sistema equivalente para condições normais e enfraquecidas do sistema CA;

• Faixa de impedância harmônica e histórico de harmônicos existentes no sistemaCA em ambos os pontos de conexão;

• Tempos de eliminação de falhas do sistema CA e estratégias de religamento,assim como taxa de ocorrência e nível de afundamentos de tensão no ponto deconexão CA;

• Níveis de isolamento do sistema CA;

• Taxa permitida de mudança, ou máxima mudança, de potência ativa do VSC;

• Limites de potência reativa para o esquema VSC, se houver.

4.3 Estudos de Implementação

Os estudos de implementação têm como objetivo avaliar as estratégias de controlee de operação do VSC e identificar os requisitos operacionais e suas restrições [5].Para a realização desses estudos, deve ser usado um modelo bem detalhado doesquema VSC e do sistema CA.

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Esses estudos são analisados através de softwares de simulação de transitórioseletromagnéticos como o PSCAD/EMTDC, que são simuladores off-line ou atravésde simuladores de tempo real como RTDS ou ARENE [5]. O nível de modelagemdo VSC depende de cada tipo e objetivo do teste e estudo a ser analisado. Interaçãoentre diversos sistemas de controle e com outros componentes controláveis no sistemaCA, cálculo de parâmetros de controle mais críticos e de sistemas de proteção, sãoalguns dos exemplos de testes de implementação.

4.4 Modelagem de sistema VSC

A modelagem de um sistema VSC com a finalidade de uso em estudos e simula-ções está diretamente ligada ao tipo de estudo e ao nível de precisão e detalhes quese deseja obter como resultado.

Em estudos de viabilidade, modelos simples de transmissão VSC são usados nosestudos de fluxo de potência. Dependendo do nível do estudo, o link CC pode serconsiderado como uma fonte constante de potência (ativa ou reativa), tensão oucorrente, no ponto de conexão do sistema CA e é modelado através de equaçõesalgébricas [38].

Estudos dinâmicos necessários na fase de especificação técnica e implementaçãorequerem um modelo com controle mais detalhado, com representação de seus limitese do comportamento dinâmico interno das unidades e linhas conversoras. A tabela4.1 mostra os diferentes níveis de modelagem necessários para cada tipo de estudo.

Tabela 4.1: Níveis de modelagem requeridos para diferentes tipos e estágios deestudos, adptado de [5]

Nível deModelagem Tipo de Estudo Estágio de Estudo

P, Q, U ou IConstantes

Fluxo de Potência Básico,Curto-Circuito e Estudo de

HarmônicosViabilidade e Especificação

Controle Simples deP, Q e U Estudos de Contingências Viabilidade e Especificação

Loops de controleexterno comrestrições

Estudos de EstabilidadesEletromecânicos Especificação

Representação dadinâmica interna doVSC e do lado CC

Estudos de TransitóriosEletromagnéticos

Especificação eImplementação

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4.4.1 Requerimentos de Modelagem para Fluxo de Potência

A modelagem do esquema VSC em regime permanente não necessita de umconhecimento muito específico do VSC. Uma modelagem através do uso de barrasPV e PQ geralmente são bastante adequadas para a modelagem do VSC nos estudosde viabilidade [16].

Para representar as estratégias de controle do VSC, este pode ser representadopor um gerador ou máquina nos terminais CA. A estratégia de controle é basica-mente resumida em um conversor que controla a tensão CC e o outro que controla apotência ativa. A tensão CA pode ser controlada livremente em ambos os terminais.A saída de potência ativa da barra PV é positiva no lado do inversor e negativa nolado do retificador e as perdas de potência ativa podem ser representadas pela di-ferença entre as potências, positiva e negativa, de saída. A figura 4.3 mostra umexemplo da modelagem do controle através das barras[16]. A barra D representauma barra CC, a barra C representa uma barra CA e a barra S representa a barraCA no lado do sistema onde está conectado o conversor na linha CC. Os índices Se R representam sending e receving, respectivamente.

Figura 4.3: (a) Controle do lado receptor de Pdr, Qr. (b) Controle do lado receptorde Pdr e Vdr. (c) Controle do lado receptor de Vdr e Qr. Adaptado de [16].

Quando o controle de tensão do VSC não é utilizado e a potência reativa é man-tida constante, o sistema VSC pode ser representado como uma barra PQ positivae negativa nas respectivas extremidades. Na verdade, caso não haja linhas CA emparalelo com a transmissão VSC, apenas uma extremidade do esquema deve ser re-presentada nos estudos da rede CA e as perdas de potência devem ser consideradasao configurar a potência de saída.

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Quando as potências ativa e reativa são apenas fornecidas pelos conversores, oreator, o transformador de interface e os filtros CA devem ser modelados.

O modelo de transmissão VSC em programas de fluxo de potência considera ascondições físicas do VSC através da implementação de condições de contorno nasbarras do sistema CA onde o esquema é conectado, incluindo um controle simplesde tensão e potência. Uma outra opção de aproximação de um sistema VSC é o usode um sistema de transmissão CC básico com um STATCOM ou SVC conectadosàs barras CA das extremidades da linha CC.

Uma modelagem da transmissão VSC através da apresentação de um algoritmopara a integração desse sistema ao fluxo de potência é dada em [39]. Essa mode-lagem é de um nível bem mais detalhado, pois considera o sistema VSC real e nãoo substitui por equipamentos semelhantes. Em [17], é aplicada a modelagem dosistema VSC visto na figura 4.4 no uso de um algoritmo para a análise do fluxo depotência ótimo.

Figura 4.4: (a)Link de transmissão VSC-HVDC. (b)Circuito Equivalente do link detransmissão VSC-HVDC. Adaptado de [17].

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4.4.2 Requerimentos de Modelagem para Análise de Curto-

Circuito e Harmônicos

A modelagem de um sistema VSC para a análise de curto-circuito é muito sim-ples. O esquema VSC é modelado como uma fonte de corrente constante de acordocom a capacidade de corrente e estratégia de controle do sistema VSC. O estudode curto-circuito pode ser realizado por programas de análise de transitórios ele-tromagnéticos que possuem modelos mais acurados e podem fornecer a corrente decurto-circuito no lado CC.

Nos estudos de análise de harmônicos, o esquema VSC pode ser modelado comouma fonte de harmônicos de tensão que é conectada ao sistema CA através deuma impedância. No entanto, os filtros harmônicos precisam de uma modelagemmais específica e os dados do estudo do fluxo de potência podem ser usados comobase para a análise de harmônicos. Em uma análise mais profunda, na qual asinterações dos controles precisam ser avaliadas, um estudo de harmônicos no domíniodo tempo deve ser realizada e a modelagem do sistema VSC e seu controle deve sermais detalhada. Esses estudos podem ser realizados em programas de análise detransitórios eletromagnéticos.

4.4.3 Requerimentos para a Modelagem para Estudos de Es-

tabilidade

O objetivo dos estudos de análise de estabilidade é avaliar a interação entre o VSCe o sistema de transmissão CA. Para um sistema equilibrado, a sequência positiva érepresentada por um conjunto de equações diferenciais [5]. A faixa de frequência deestudos de estabilidade eletromecânica é entre 0-10Hz e o comportamento dinâmicodo sistema VSC é dado pelo seu controle. Como a faixa de frequência do controle ébem maior do que a do estudo, a dinâmica de controle do VSC pode ser representadade uma forma simples. O resultado do fluxo de potência é dado como condiçõesiniciais para a simulação. Em alguns casos os loops de controle do nível do sistemapodem ser modelados como controle de tensão CC, de potência ativa, reativa e detensão CA. Essa modelagem simplificada do sistema VSC pode ser obtida atravésdo uso de um modelo de transmissão LCC com STATCOM ou SCV’s nos terminaisda linha.

Os modelos de estabilidade do VSC para os loops de controle de malha externadevem conter restrições de controle que, em casos de distúrbios, irão sobrescre-ver temporariamente os pontos de operação normais do sistema. A limitação dacorrente de saída do conversor é um exemplo desse controle. Não linearidades e pe-quenas constantes de tempo são normalmente negligenciadas e modelos dinâmicos

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de regime permanente são usados quando a simulação é baseada na relação das va-riáveis elétricas em regime permanente. No entanto, esses modelos não representamas características dinâmicas internas dos conversores, mas dão uma representaçãoaproximada das característica CC. Os delays internos de tempo de um esquemaVSC, nesse caso, são associados ao delay da mudança da corrente CC.

Em [40] é proposto uma modelagem para o sistema VSC-HVDC para os estudosdinâmicos, através da representação do sistema pelo uso de fontes de tensão con-troláveis conectadas às barras das extremidades do link CC. Em [16] são propostosmodelos do conversor VSC, figura 4.5, e de estratégias de controle para estudos deestabilidade eletromecânica.

Figura 4.5: Modelos de conversores para estudos de estabilidade. Adaptado de [16].

4.4.4 Requerimentos da Modelagem para Estudos de Transi-

tórios

O modelo do VSC para o estudo de análise de transitórios normalmente é feitosob medida e visa representar a operação real do sistema VSC no domínio do tempo.Os programas disponíveis apresentam alguns modelos em blocos já prontos, mastambém permitem a alteração de parâmetros e a criação do próprio modelo. Ge-ralmente é necessária uma modelagem trifásica de componentes da rede CA (porexemplo, a saturação do transformador) bastante detalhada. Essa representaçãoinclui os modelos dos resistores, capacitores, indutores e parâmetros distribuídos dalinha de transmissão.

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O nível de detalhes do modelo geralmente descreve os controles e inclui modelosdo sistema de sincronização e disparo. Para os estudos de impacto na rede, umasimples modelagem das válvulas como chaves liga/desliga é adequada. Contudo,para a investigação de alguns fenômenos, como a interação de harmônicos e estudosde transitórios e análise de resposta do controlador, uma modelagem mais específicadas chaves deve ser feita.

Para estudos de interação de harmônicos, o circuito de acionamento das válvulasdeve ser representado em detalhes, assim como os elementos de alta frequência comoos filtros de frequência de comutação.

Para o estudo de transitórios do sistema e análise de resposta do controlador, oselementos de alta frequência podem ser omitidos e um filtro de derivação é usadono lado CA para evitar que os harmônicos simulados do conversor fluam para arede. Com o intuito de aumentar o tempo de simulação, time step, a frequência dechaveamento é reduzida.

O conversor PWM é geralmente representado por um modelo simplificado noqual a tensão CA é um produto escalar da onda modulada (derivada do índice demodulação) e a tensão do capacitor CC do VSC. Da mesma forma, a corrente dolado CC é modelada como uma soma escalar das correntes CA [5].

Por fim, podem ser usados diversos modelos para a representação do VSC emprogramas EMT. Contudo, quanto maior o nível de detalhe, maior será o temponecessário para a simulação, podendo ser algumas vezes desnecessário. Com isso,deve-se escolher o melhor modelo de representação de acordo com os objetivos aserem alcançados e estudados. Em [16] são apresentados alguns modelos de VSCpara o uso em estudos de análise de transitórios.

A análise de transtitórios é muito importante para estudar o impacto do VSCna rede e a avaliação de distúrbios. Muitos deles são encontrados em estudos deimplementação de transmissão VSC [41] [42] [24].

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Capítulo 5

Conclusões

5.1 Considerações Finais

Com as recentes descobertas de novos poços de petróleo cada vez mais distantesda costa marítima, novas tecnologias são necessárias para a exploração e processa-mento do petróleo, aumentado, assim, a demanda energética dos sistemas offshore.

Atualmente, a principal forma de geração nas plataformas é dada através deturbinas a gás ou geradores a diesel, o que é prejudicial ao meio ambiente devido àgrande quantidade de gases poluentes que são emitidos, como CO2 e NOx. Assimsendo, visando a minimização da emissão de gases poluentes, começou-se a estudarnovas formas de suprimento de energia para os sistemas offshore, sendo uma delasatravés do fornecimento de energia através de transmissão VSC-HVDC, com geraçãoem terra.

A transmissão de energia através de VSC-HVDC para plataformas de petróleo éeficiente e confiável, respondendo de forma satisfatória e estável a diversos proble-mas, como queda de tensão na fonte alimentadora, curto-circuito trifásico na cargae parada de operação em algumas plataformas, que são problemas recorrentes [24].

Outra forma de alimentação de plataformas de petróleo pode ser através de fontesrenováveis de energia offshore, como os parques eólicos, de forma integrada com ageração onshore. Em [23] e [42], um grupo de plataformas de petróleo é alimentadoatravés de um esquema VSC-HVDC com integração de um sistema eólico. Comoresultado, o fornecimento de energia nas plataformas se dá de forma ainda maisconfiável e segura, mesmo quando há a perda de geração principal de terra. Outraforma de tecnologia associada ao VSC é o MTDC, que são esquemas de conexãomultiterminais, criando uma rede que engloba as plataformas de petróleo, parqueseólicos offshore e a rede em terra [41].

Isto posto, a proposta desse trabalho foi a apresentação da tecnologia VSC-HVDC, através da descrição de seu funcionamento, equipamentos que constituem o

70

esquema, controle e operação do mesmo. Ademais, foi realizada uma abordagem dossistemas offshore, através de uma breve e superficial descrição das cargas de umaplataforma de petróleo e de sistemas subsea.

Por fim, foram analisadas e descritas as fases de implementação de um sistemade transmissão VSC e os estudos que devem ser realizados durante o processo. Paraisso, o VSC precisa ser modelado para a avaliação desses estudos e alguns requisitosde modelagem com aplicações em estudos já feitos foram apresentados.

Desse modo, esse trabalho atingiu o seu objetivo de fornecer uma base teórica eoperacional sobre a tecnologia VSC, para futuros trabalhos de estudo de implemen-tação de tecnologia VSC-HVDC em sistemas offshore.

5.2 Trabalhos Futuros

A partir dos resultados obtidos neste trabalho e com o propósito de enrique-cimento das informações apresentadas, podemos citar os seguintes tópicos comotrabalhos futuros:

• Realização dos estudos mencionados para a avaliação da viabilidade de um sis-tema de transmissão VSC para fornecimento de energia para sistemas offshore;

• Análise mais precisa e descritiva dos sistemas de controle do VSC;

• Analisar o sistema de transmissão VSC-HVDC para a conexão de parqueseólicos offshore.

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geração e transmissão de energia para sistemas offshore...

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