IX SIMPÓSIO DE ESPECIALISTAS EM PLANEJAMENTO DA OPERAÇÃO E EXPANSÃO ELÉTRICA
SP–151
IX SEPOPE
23 a 27 de maio de 2004 May, 23thto 27rd– 2004
Rio de Janeiro (RJ) – Brasil
IX SYMPOSIUM OF SPECIALISTS IN ELECTRIC OPERATIONAL AND EXPANSION PLANNING
Interligações de Sistemas Elétricos através de Elos HVDC
John Graham*
Geir Biledt
Jan Johansson
ABB Brasil
ABB Brasil
ABB Suécia
Abstrato: São várias as razões para se fazer interligação de sistemas elétricos assíncronos. O presente estudo discute estas razões e como elas influenciam na escolha da tecnologia para a interligação. Os motivos para interligações de sistemas elétricos incluem as diferenças da demanda (diária ou sazonal), desequilíbrio entre geração e carga, otimização das reservas de capacidade de geração, créditos de CO2 e as diferenças de preço de
energia. Apresentamos aqui exemplos de projetos, desde a década de 1970 até o presente, que demonstram estas razões. A escolha de corrente continua (HVDC) para manter os sistemas assíncronos é aqui discutida, bem como a escolha do tipo de tecnologia. Vale notar que são as interligações de sistemas elétricos que estão sob discussão e não a conexão de geração remota. Dentre as considerações estão a dimensão da interligação e a escolha da tecnologia HVDC. A escolha da tecnologia abrange a transmissão HVDC clássica, conversores comutados a capacitores (CCC), conversores de fonte de tensão, em combinação com opções de linhas aéreas, cabos e back-to-back com linhas ac. Os méritos técnicos das várias soluções são comparados e discutidos com relação a cada tipo de aplicação.
Palavras-chave: interligações, transmissão de energia, HVDC, CCC, conversores comutados a capacitores, VSC, PWM, Assíncrono, HVDC Light, corrente continua
*john.graham@br.abb.com
1. Introdução
São várias as razões para se fazer interligações de sistemas elétricos, inclusive as diferenças da demanda (diária ou sazonal), desequilíbrio entre geração e carga, otimização das reservas de capacidade de geração,
créditos de CO2 e as diferenças de preço de energia. Antigamente, as pequenas concessionárias, geralmente integradas verticalmente, eram conectadas com seus vizinhos por meio de extensão dos sistemas ac, para um melhor aproveitamento de seus recursos. Estas interconexões eram de extensão geográfica limitada e seguiam oportunidades locais. Entretanto, ao final da década de 1950 e nos anos 1960, as tecnologias de transmissão já haviam sido desenvolvidas de forma a permitir interligações entre maiores distâncias e com maior potência. Estas tecnologias, na maioria tensões HVAC mais altas, acopladas a compensação série e HVDC, foram, em grande parte, desenvolvidas para a conexão de geradoras hidrelétricas remotas, mas serviam também para a interconexão de sistemas elétricos, incluindo o uso de cabos submarinos. Naquela época, os avanços concentravam-se mais na América do Norte e Europa, mas logo alcançaram outras áreas do globo. É interessante notar que as fronteiras síncronas destes sistemas elétricos, se tal definição for válida, não seguiram necessariamente as fronteiras políticas. Na América do Norte, estes sistemas síncronos tendem a ser no sentido Norte - Sul, freqüentemente motivados pelas geradoras hidrelétricas existentes. Já na Europa, onde se desenvolveu uma área síncrona mais emaranhada, as interligações foram feitas ou através de cabos submarinos HDVC para travessias marítimas ou de conversores back-to-back para a rede da Europa Oriental. Durante a década de 1990, tanto a América do Norte como a Europa, e também outras partes do mundo, iniciaram um processo para desmembrar as concessionárias integradas verticalmente em companhias separadas de geração, transmissão e distribuição, bem como introduzir novos agentes, tais como corretores, profissionais de marketing de energia, etc. Este processo teve como objetivo aumentar a concorrência, reduzindo assim o preço ao consumidor, o que, porém, tem colocado maior carga nos sistemas de
transmissão. O comércio de eletricidade começou a atingir maiores distâncias e percorrer rotas não consideradas à época do planejamento das redes. Isto acarretou congestionamento no fluxo de energia e fluxos de paralelas através de caminhos indesejáveis, muitas vezes não envolvendo as partes comerciais. Embora congestionamento na transmissão e fluxos indesejáveis de energia não sejam um problema novo, eles certamente tornam-se mais aparentes com o livre acesso e o comércio. Além disso, podemos dizer que na América do Norte e Europa, a implantação de novas interconexões não acompanhou o ritmo de tais desenvolvimentos. Enquanto isto, em outras partes do mundo, em regiões com um maior desenvolvimento de carga, as interligações estavam se desenvolvendo tanto em ambientes liberais, quanto em ambientes planejados centralmente. Destacamos aqui a Argentina, Austrália, Brasil, China e Índia, que serão mencionados posteriormente.
Este estudo discute as razões para o uso de HVDC para interligações de sistemas elétricas, porém é importante lembrar que estas interligações operam em um ambiente predominantemente de transmissão ac. Interligações HVDC são utilizadas tanto dentro dos limites das áreas síncronas, como também para integrá-las, competindo, portanto, com EHVAC, que dispõe de vários dispositivos modernos que asseguram seu desempenho satisfatório. Uma das notáveis interligações ac é o elo brasileiro Norte – Sul, que conecta duas grandes áreas e usa um alto nível de compensação série, inclusive capacitores séries, controlados por tiristores [1].
2. Por quê HVDC ?
Tendo apontado acima que a maioria dos sistemas de transmissão de energia está utilizando com incontestável sucesso EHVAC, cabe-nos perguntar em quais as circunstâncias deveríamos então usar HVDC. Nos casos de longas distâncias, sejam terrestres ou submarinas, uma das questões é de ordem econômica, a questão de economizar em linhas ou cabos a fim de cobrir os aumentos dos custos das estações. Entretanto, isto é, muitas vezes, um problema secundário, com relação a outras considerações, tais como impacto no meio ambiente ou a controlabilidade de HVDC. Quando se trata de distâncias mais curtas, inclusive zero, como no caso de conversores back-to-back (BtB), é a controlabilidade que confere a vantagem decisiva para o uso de HVDC. Esta vantagem pode ser usada para a solução de qualquer um dos inúmeros desafios encontrados com a utilização de HVDC:
2.1 Permite interligação de sistemas, utilizando características de ajustes de potência/freqüência não compatíveis com conexão síncrona.
2.2 Impede fluxos indesejáveis em linhas de transmissão ac paralelas.
2.3 Controla intercâmbios, possivelmente com sinais adicionais, para garantir que as margens de estabilidade do sistema sejam mantidas. 2.4 Controla o fluxo de energia e evita a
sobrecarga, prevenindo disparos em cascata, restringindo assim falhas do sistema em condições de contingência multipla.
2.5 Restringe a potência de curto-circuito. 2.6 Faz a conversão de freqüência.
2.7 Fornece suporte de potência reativa para linhas ac longas, nos casos de emprego de CCC (Capacitor Commutated Converters) ou VSC (Voltage Source Converters ou HVDC Light).
2.8 Evita colapso de tensão, através de suporte reativo dinâmico, que aumenta as margens de estabilidade, nos casos de HVDC Light. 2.9 Oferece capacidade de “Black Start” ou
alimentação de carga passiva, nos casos de HVDC Light
As vantagens técnicas acima, quando somadas às vantagens de ordem econômica e ambiental oferecidas por linhas ou cabos de custos mais baixos, redução de faixas de servidão e níveis mais baixos de campos eletromagnéticos, induziram aos sistemas examinados abaixo.
A América do Norte, dividida em várias áreas síncronas, pode ser considerada como interligada principalmente por elos back-to-back, com linhas de transmissão HVDC dentro das áreas síncronas. A principal exceção é o elo entre a Hydro Quebec e a Nova Inglaterra, descrito abaixo.
Fig. 1 Interligações HVDC na América do Norte É interessante notar que a o elevado número de elos HVDC na região nordeste permaneceu em serviço durante o enorme blecaute de agosto 2003, mantendo o fornecimento contínuo para a região [2].
Outras grandes áreas geográficas com o mesmo padrão de desenvolvimento, mas sob regimes regulamentares
bastante diferentes, também são de interesse. Podemos olhar para a China com a sua acelerada exigência de energia e verificar que existe ainda uma tendência a manter áreas síncronas, interligadas por HVDC [3].
Fig.2 Estrutura de Grade Proposta na China Atualmente, interligações HVDC de linhas longas são usadas para a transmissão de energia em regiões com grande capacidade hidrelétrica, com uma proposta de conexões back-to-back para necessidades comerciais futuras. Enquanto a China parece ter optado por cinco estruturas de grade síncronas, a Índia, por sua vez, possui quatro e está no processo de avaliação de como aumentar a capacidade de transmissão entre estas áreas.
Fig. 3 Interligações HVDC na Índia
3. Longa Distância
3.1 Clássica, durável
Uma interligação HVDC de longa distância, particularmente significativa, é a Pacific Intertie, construída na década de 1960 usando válvulas a arco de mercúrio, mas, atualmente, passando por uma série de upgrades e aumentos de capacidade. A mais recente é o projeto Sylmar Replacement, que visa reduzir os custos de operação e manutenção, melhorar a segurança de desempenho e a capacidade de suportabilidade sísmica, desafogar propriedades rurais e substituir equipamentos obsoletos com tecnologia de menor impacto ambiental [4]. A tensão atual é de 3100 MW em linha simples bipolar ± 500 kV. Esta interligação está dentro de uma área síncrona e a escolha foi de HVDC, tanto por razões econômicas como técnicas. A distância, cerca de 1360 km, fica bem acima daquela necessária à economia de linhas, porém, o uso de HVDC oferece vantagens adicionais, por impedir fluxos paralelas e aumentar estabilidade do sistema.
3.2 Multi-terminal
Na América do Norte, é também de especial interesse a transmissão multi-terminal da Hydro Quebec para a Nova Inglaterra. Ela utiliza HVDC devido à economia em transmissão de longa distância, além da travessia da fronteira assíncrona da Província de Quebec, no Canadá, para o Nordeste dos EUA.
Fig. 4 HQ – Interligação HVDC na Nova Inglaterra Com dois terminais no Canadá e um nos EUA, nas proximidades de Boston, pode-se comprovar, na prática, o uso de transmissão multi-terminal, a fim de conferir uso flexível da capacidade de conversão [5].
3.3 Clássico Moderno
Para dar um exemplo de uma grande transmissão, que faz uso dos últimos desenvolvimentos em tecnologia de alta potência, precisamos recorrer à China. O Projeto de Transmissão DC de 3000 MW Three Gorges - Changzhou ± 500 kV, uma transmissão bipolar que possui um conversor por polo, está agora em operação [6]. O elo HVDC está projetado para potencia contínua de 2x1500 MW. Ele possui capacidade de
NCG
NWG
CG
SG
sobrecarga para temperaturas abaixo dos valores máximos especificados, com equipamento de resfriamento redundante em serviço. O elo bipolar tem uma capacidade de sobrecarga contínua de 3480 MW e capacidade de sobrecarga de 5 segundos de 4500 MW. Um conversor de doze pulsos por polo é usado com transformadores conversores de tipo monofásico de dois enrolamentos, proporcionando um esquema de válvula dupla para o projeto otimizado.
Fig (5): Estação Conversora Longquan (Three Gorges). O elo bipolar HVDC possui três módulos para possíveis conexões, bipolar, retorno-terra monopolar, e retorno-metálico monopolar. Com o propósito de minimizar blecautes bipolares, o sistema HVDC pode operar com correntes bipolares balanceadas, utilizando as malhas de terra das estações conversoras como aterramento temporário, enquanto os eletrodos de terra ou suas linhas estiverem inoperantes.
Uma transmissão de 3000 MW semelhante, para Guangdong, no Sul da China, deverá entrar em operação comercial no decorrer do presente ano.
3.4 ± 600 kV ou mais
É interessante notar que todos os projetos mencionados acima utilizam tensão de linha de ± 500 kV, ao passo que a transmissão HVDC de Itaipu, em operação desde 1984, usa ± 600 kV para transmitir 3150 MW por bipolo. [7]. O desempenho deste projeto tem sido excelente e, portanto, a eficiência do uso de ± 600 kV agora já está comprovada. Dadas as tendências atuais dos projetos de conversores, associadas aos custos de linha de transmissão e o valor econômico das perdas resistivas, parece razoável esperar que ± 600 kV sejam usados novamente para projetos de linhas de transmissão aéreas. Além disso, aumentando-se a tensão para ± 750 kV, torna-se possível transmitir 5000 MW em uma linha monofásica bipolar. As aplicações para o uso de tensão tão alta estão em
estudo na Índia, China e outros países, para transmissões de longa distância, 1000-2000 km.
4. Back-to-Back
4.1 Clássico
Conversores HVDC back-to-back (BtB) estão sendo utilizados, desde a década de 1960, para conectar sistemas assíncronos. O mais antigo conversor de freqüência é Sakuma, no Japão, de 300 MW que foi construído com válvulas de arco de mercúrio e, posteriormente reconstruído com tiristores. Com o largo uso de válvulas tiristores na década de 1970, os conversores BtB passaram a ser amplamente utilizados para conectar sistemas, nos quais uma ligação síncrona não era tecnicamente possível, principalmente na América do Norte. Figura 1 mostra estes conversores, a maioria dos quais tem uma potência inferior a 500 MW. Estes conversores foram construídos para permitir a travessia de fronteiras assíncronas e com o decorrer do tempo, passaram a ser mais desenvolvidos.
4.2 O Conceito CCC / ConTune
Embora os conversores BtB clássicos continuem a ser usados em interligações, questões técnicas mais exigentes têm levado a um número considerável de novos desenvolvimentos. Para conversores comutados a linhas, o uso de capacitores de comutação (CCC) garante desempenho seguro, com nível de potência de curto-circuito muito baixo nos pontos de conexão. A tecnologia CCC, que emprega capacitores séries, localizados entre os transformadores e as válvulas, pode ser empregada para qualquer conversor comutado a linhas e, ela poderia vir a ser muito útil também para cabos longos. Entretanto, até o presente, esta tecnologia só tem sido aplicada em BtBs, mais recentemente em Rapid City, South Dakota, EUA [8]. Conversores BtB tendem a ser usados nas extremidades mais remotas de sistemas síncronos, pois é aí que as distâncias da interligação são mais curtas, porém com baixos níveis de curto-circuito. Também linhas ac longas fazem exigências severas de desempenho do conversor. Como os capacitores de comutação atendem às exigências de potência reativa do conversor, ou até mesmo fornecem potência reativa ao sistema ac, os filtros de harmônicos só podem ter sua capacidade mínima definida pelas exigências do desempenho. Isto reduz exigências de freqüência fundamental, tais como rejeição de carga e sobretensões de carga ou flutuações de tensão. O ConTune emprega filtros de harmônicos ativamente ajustados, permitindo uma capacidade de freqüência fundamental muito baixa e, e em conjunto com CCC, evita chaveamento de filtros ao longo de toda a faixa de operação do conversor.
Fig. (6): Condições de potência reativa para um conversor convencional típico e para um CCC. Com o intuito de demonstrar estas vantagens, tomamos o exemplo da Estação Conversora Garabi de 2200 MW, a Interligação Argentina – Brasil. Embora estes conversores atendam a tarefa de conversão de freqüência, eles operam em condições de potência baixa de curto-circuito e têm linhas de transmissão ac de 500 kV de radial longo, especialmente no lado brasileiro de 60 Hz. A primeira fase do Projeto Garabi entrou em operação em junho 2000 e a segunda em agosto 2002, atingindo uma capacidade de conversão total de 2200 MW. Ambas as fases são semelhantes, empregando os conversores modulares back-to-back com Conversores Comutados a Capacitores (CCC) e filtros ConTune. São em total quatro blocos conversores, cada um deles de 550 MW. Entretanto, o capacidade de freqüência fundamental dos filtros shunt associados a cada bloco é de apenas 85 Mvar. Ambas as fases ligam as redes de 500 kV do Brasil e Argentina através de linhas de transmissão de 500 kV, com quase 500 km de extensão cada, indo da subestação de Rincón de Santa Maria, próxima a Yacyretá, na Argentina, até a subestação de Itá, no Brasil.
Fig. (7): Válvulas Modulares e Capacitores CCC
A Estação Garabi fica no Brasil, próxima à fronteira com a Argentina [9]. Os dois sistemas elétricos são bastante grandes e, no entanto, estão conectados em pontos relativamente fracos de suas redes. O Sistema Integrado (SADI) da Argentina tem uma capacidade instalada de aproximadamente 23000 MW. Entretanto, a subestação Rincón de Santa Maria fica no extremo nordeste e, embora junte-se à estação geradora Yaciretá, ela pode ter uma capacidade de curto-circuito relativamente baixa. Isto pode variar entre 9000 e 3000 MVA, dependendo do número de geradores conectados em Yaciretá. Esta situação tem sido mantida inalterada entre as duas fases da interligação. O ponto de alimentação para o sistema integrado S/SE do Brasil foi definido na subestação Itá de 500 kV para a compra de energia. O sistema integrado brasileiro tem uma capacidade instalada de 67000 MW, mas a subestação Itá fica na extensão sul, bastante distante de qualquer grande geradora, embora uma usina de 1450 MW esteja agora online, com um gerador de 290 MW operando desde a entrada em operação da fase dois. Na época programada para operação comercial da fase um, a capacidade de curto-circuito em Itá estava calculada em aproximadamente 6000 MVA, caindo para 3500 MVA sob condições de contingência. Porém, com a entrada em operação da fase dois, o nível agora é de 1200 MVA, caindo para 5000 MVA sob as piores condições de contingência.
5. HVDC Light
HVDC Light é uma tecnologia recente, que utiliza VSC (Voltage Source Converters) ao invés de conversores comutados de linha, como exposto acima. A transmissão HVDC convencional emprega conversores corrente-fonte comutados de linha, que exigem uma fonte de tensão síncrona para poder operar. O processo de conversão exige potência reativa de filtros, bancos de shunt ou capacitores CCC, que fazem parte da estação conversora. Qualquer excesso ou escassez de potência reativa terá que ser acomodada pelo sistema ac. HVDC Light evita a ocorrência de tais exigências, além de oferecer outras vantagens, devido a sua possibilidade de controlar independentemente tanto a potência ativa, como a reativa
A teoria de conversores de fonte de tensão é bem conhecida, mas somente com o desenvolvimento de semi-condutores de custo relativamente efetivo, com capacidade de desligar a corrente (current turn off) é que passou a ser possível utilizá-los em sistemas de transmissão. HVDC Light emprega transistores IGBTs (Insulated Gate Bipolar transistors), além de outros importantes desenvolvimentos tecnológicos:
• Válvulas de alta tensão com IGBTs em série.
• Capacitores de alta tensão, compacto, seco.
• Sistema de controle de alta capacidade
Nos esquemas de transmissão HVDC Light descritos abaixo, a comutação das válvulas IGBT segue o padrão PWM (pulse width modulation). Esta capacidade de controle de comutação permite ajustes simultâneos em toda a amplitude e ângulo de fase da tensão AC de saída do conversor com DC constante [10].
Fig (8): PWM e tensão de freqüência fundamental em um Conversor de Fonte de Tensão.
Com estas duas variáveis de controle independentes, potências ativa e reativa podem ser controladas separadamente, reativo sendo independente também em cada estação. Isto permite as Características P-Q mostradas na Fig (9) abaixo.
Fig (9): HVDC Light Características P-Q Dois projetos HVDC Light recentes são os Cross Sound Cable Interconnector, Connecticut - Long Island, EUA e o Murraylink Interconnection, Victoria - Sul da Austrália. Ambos empregam tecnologia de modulação de pulsos com IGBT a ± 150 kV, acoplados a cabos dielétricos sólidos, mas possuem características diferentes, dependendo da localização e de diferentes ambientes. O Cross Sound Cable Interconnector é um cabo submarino de 40 km, ligando a parte continental dos EU a Long Island, com uma potência de 330 MW, que o torna o maior projeto VSC jamais existente. O projeto Murraylink Interconnection, 220 MW, tem
176 km de cabo terrestre, considerado o sistema de transmissão subterrânea mais longo do mundo.
Após o enorme blecaute de agosto 2003, uma resolução federal autorizou, pela primeira vez, o uso do Cross Sound Cable Interconnector. A interligação foi em grande parte responsável pelo sucesso de reabastecimento de energia para centenas de milhares de usuários em toda Long Island [11]. E, boa parte deste sucesso vem da capacidade de controle independente de potência reativa, ao mesmo tempo fornecendo potência ativa para uma rede muito fraca.
Fig (10): Cross Sound, Shoreham station Em ambas as interligações, as vantagens para o meio ambiente e a facilidade de obter permissões desempenharam um importante papel na escolha de HVDC Light, tornando os projetos comercialmente viáveis.
6. Conclusões
Pelo exposto, podemos concluir que HVDC oferece inúmeras vantagens para interligações de sistemas elétricas, quer em áreas síncronas ou travessia de suas fronteiras assíncronas. Estas vantagens podem ser de ordem econômica, ambiental ou técnica. Nos dias de hoje, é particularmente importante a capacidade de controlar fluxo de energia para impedir a propagação de distúrbios graves, restringindo assim a extensão de blecautes. Esta capacidade de manter-se independente das redes interligadas pode ser de suma importância quando os dois sistemas têm procedimentos regulamentares diferentes, principalmente em caso de dois países diferentes e também em termos técnicos, se os regimes de controle de freqüência de carga não forem compatíveis.
Estas propriedades são potencializadas com a utilização de HVDC Light, que oferece controle independente da potência reativa em ambas as estações, além do controle de fluxo de potência ativa. Juntamente com cabos enterrados a custos mais baixos, esta solução torna-se altamente atraente para muitos situações desafiadoras.
U = 1,1 pu
U = 1,0 pu
7. Bibliografia
[1] C. Gama, L. Ängquist, G. Ingeström, M. Noroozian, “Commissioning and Operative Experience of TCSC for Damping Power Oscillations in the Brazilian North-South Interconnection”, CIGRÉ Biennial, Paris, 2000.
[2] US Department of Energy, Blackout Summary - Draft 6b.doc, August 14, 2003 Outage Sequence of Events.
[3] Z. Xiaoqian, D. Gongyang, G. Ricai: “The Three Gorges power grid and its development”, CIGRÉ Bienniel, 1998, Paris.
[4] Michael P. Bahrman, “HVDC Technologies – The Right Fit for the Application”, 2002 ABB Electric Utility Conference, Paper IV – 3.
[5] Y. Allard, D. Soulier, J. Cochrane, B. Railing, “Multiterminal Operations Experience – Hydro- Quebec-Nepool Phase-II HVDC”, CIGRÉ SC14, International Colloquium on HVDC and FACTS, September 1995, Montreal, Canada.
[6] Abhay Kumar, Mats Lagerkvist, Mårten Eklund, Yuan QingYun, “Three Gorges - Changzhou HVDC : Ready to Bring Bulk Power to East”, The 4th
International Conference on Power Transmission & Distribution; October 2003, Changsha, China.
[7] A. Praça, H. Arakaki, S. R. Alves, K. Eriksson, J. Graham G. Biledt, “Itaipu HVDC Transmission System, 10 Years Operational Experience”, V SEPOPE, Recife, Brasil, May 1996.
[8] Mike Bahrman, Ole Vestergaard, Bernt Abrahamsson, “Rapid City Reliability”, PEi Magazine, January, 2004.
[9] John Graham, Don Menzies, Geir Biledt, Antônio Ricardo Carvalho, Wo Wei Ping, Acacio Wey, “Electrical System Considerations for the Argentina-Brazil 1000 MW Interconnection”, CIGRÉ Biennial, Paris, 2000.
[10] Michael P. Bahrman, Jan G. Johansson, Bo A. Nilsson, “Voltage Source Converter Transmission Technologies, The Right Fit for the Application”, IEEE PES General Meeting, Toronto, Canada, July, 2003 [11] Blackout: public power utilities recount what happened, Public Power Weekly Aug. 25 and Sept. 1, 2003.
