A corrente contínua de alta tensão ( HVDC ), do inglês High Voltage Direct Current ( HVDC ) é uma tecnologia de eletrônica de potência utilizada para o transporte de eletricidade em corrente contínua de alta tensão . Seu uso é menor em comparação com o transporte elétrico de corrente alternada (CA) tradicional de nossas redes elétricas . Seu principal interesse é permitir o transporte de eletricidade por longas distâncias; a corrente contínua causa menos perda neste caso. Além disso, é a única possibilidade de transporte de eletricidade em cabos enterrados ou submarinos em distâncias superiores a cerca de 100 km . Com efeito, a potência reativa produzida pela natureza capacitiva do cabo , se for alimentada por corrente alternada, acaba por impedir o transporte da potência ativa , que se pretende. Em corrente contínua, nenhuma energia reativa é produzida no cabo. Outras vantagens da tecnologia HVDC também podem justificar sua escolha em links mais curtos: facilidade de ajuste, influência na estabilidade e possibilidade de ajuste da potência transmitida em particular.
Uma estação de corrente contínua de alta tensão pode permitir que duas redes CA não síncronas sejam conectadas entre elas , por exemplo, não tendo a mesma frequência (conexões no Japão entre ilhas a 50 Hz e outras a 60 Hz ) ou tendo configurações de frequência independentes. Isso permite que a energia seja trocada entre as redes sem conectá-las diretamente e, portanto, evitando a propagação de instabilidades de uma rede para outra. De forma mais geral, a estabilidade das redes é melhorada, o fluxo de energia sendo interrompido se uma instabilidade ou uma falha for detectada em um lado do link, que, portanto, não se propaga. Além deste ponto, as conexões HVDC permitem um ganho claro em termos de estabilidade. Por exemplo, os links HVDC VSC tornam possível estabilizar a rede, entre outras coisas, fornecendo apenas a quantidade de energia reativa de que a rede precisa para ter um perfil de tensão estável.
A tecnologia HVDC apareceu na década de 1930 . Foi desenvolvido pela ASEA na Suécia e na Alemanha . A primeira linha HVDC foi construída na União Soviética em 1951 entre Moscou e Kachira . Outra linha foi construída em 1954 entre a ilha de Gotland e o continente da Suécia, a uma tensão de 100 kV e com uma potência de 20 MW .
Existem duas famílias tecnológicas principais de conexões de corrente contínua:
Os primeiros são usados para transmissão de alta ou muito alta potência, até 7600 MW , com tensões de até ± 800 kV , em longas distâncias, até 2500 km . O segundo, mais ajustável, mais compacto, não necessitando de uma rede “forte”, é particularmente adequado para a transmissão de eletricidade de turbinas eólicas offshore ou a transmissão de eletricidade por cabo de polietileno reticulado (XLPE), portanto sem óleo mineral . No entanto, ele tem uma potência máxima limitada a 1 GW por bipolo em 2012.
Na década de 1880, houve uma guerra de correntes entre os proponentes de uma rede de corrente contínua como Thomas Edison e os de uma rede de corrente alternada como Nikola Tesla e George Westinghouse . A corrente contínua sobreviveu 10 anos; mas rapidamente o desenvolvimento de transformadores de potência , necessários para elevar a tensão e assim limitar as perdas, levou à generalização das redes em corrente alternada.
Assim, nas redes atuais, a energia elétrica é produzida em corrente alternada, transportada, distribuída e consumida muito principalmente em corrente alternada. Porém, em certos casos o uso de corrente contínua é vantajoso: ela possibilita a conexão de redes assíncronas, é utilizada quando a distância é muito grande para ter uma ligação aérea de corrente alternada estável e / ou econômica, para transportar grandes potências, por linhas submarinas, para aumentar a potência sem aumentar a potência de curto-circuito ou para melhorar o desempenho da rede CA graças à controlabilidade das estações HVDC.
Foi somente com o desenvolvimento da eletrônica de potência, em particular com a invenção dos diodos de vapor de mercúrio, que o uso de corrente contínua de alta tensão se tornou possível. Esta invenção foi seguida pela dos tiristores baseados em semicondutores na década de 1970. Os transistores bipolares de porta isolada (IGBTs) só apareceram mais tarde.
As linhas de transmissão CC estão se tornando cada vez mais difundidas, e o ritmo dos projetos tem aumentado nos últimos anos.
A tecnologia HVDC LCC oferece grandes vantagens para o transporte de grande potência de uma usina de energia para uma carga distante. Ao contrário das linhas CA, as linhas HVDC não precisam de compensação em longas distâncias, a estabilidade da planta não é ameaçada e as perdas na linha também são bastante reduzidas.
A redução das perdas está ligada, nomeadamente, ao facto de a resistência em corrente contínua das linhas ser inferior à da corrente alternada (ausência de efeito pelicular ), mas sobretudo ao facto de apenas a potência ativa ser transportada em corrente contínua. As perdas Joule devido ao transporte de potência reativa não existem em corrente contínua, a corrente é, portanto, apenas limitada pelas capacidades térmicas dos condutores. Por outro lado, a corrente contínua de alta tensão implica perdas adicionais nas estações conversoras. Além de qualquer consideração técnica, a escolha econômica de usar ou não corrente contínua para um link muito longo está ligada em particular ao equilíbrio entre três parâmetros:
Isso, portanto, resulta em um comprimento de linha além do qual um projeto de linha CC é lucrativo. Esse comprimento é geralmente estimado em cerca de 500 km .
Os exemplos mais marcantes são as conexões entre as barragens, a barragem das Três Gargantas , as barragens do Tibete ou Itaipu e o centro de carga: costa chinesa, sudeste do Brasil. Tensões muito altas são usadas para este propósito: ± 500, 600 ou 800 kV . A facilidade de controle de HVDCs também é uma grande vantagem para o manuseio de tais potências.
Além disso, o HVDC é particularmente adequado para o transporte de energia elétrica por cabo, submarino, entre outros. Além de uma certa distância, cerca de 60 a 80 km para ligações subterrâneas ou submarinas, a importância da corrente capacitiva torna o transporte de eletricidade em corrente alternada pouco atraente. Os cabos CA realmente têm um comportamento capacitivo em relação ao terra. Suas cargas e descargas acabam consumindo toda a corrente disponível. Em outras palavras, a potência transportada pelo cabo torna-se totalmente reativa. Para reduzir esse efeito capacitivo, são instalados em ligações convencionais reatâncias AC de compensação , que são caras. Este fenômeno só aparece para a corrente DC ao ligar ou inverter a polaridade (para VSC , não há nem mesmo inverter a polaridade). Em estado estacionário, a corrente sendo contínua, a capacitância parasita do cabo não carrega ou descarrega. Portanto, não há limite teórico existente, em termos de distância, para o HVDC. Assim, o projeto NorNed entre a Noruega e a Holanda compreende dois cabos de 580 km cada.
O uso de cabo de polietileno reticulado só é possível para VSCs, pois a polaridade reversa os danifica. Esses cabos têm a vantagem de não conter óleo, o que traz uma vantagem ecológica. A tecnologia VSC é, portanto, frequentemente associada a cabos.
Consulte a seção de ponta a ponta
O tema das linhas HVDC surge regularmente nos debates sobre energias renováveis por diversos motivos. Em primeiro lugar, como visto no capítulo anterior, os cabos CC são as únicas soluções para transportar eletricidade debaixo d'água por longas distâncias. Eles são, portanto, usados para conectar parques eólicos distantes da costa. A tecnologia VSC é usada porque requer menos espaço, é inicialmente independente da energia de curto-circuito da rede e pode, portanto, fornecer uma fonte passiva ou evacuar a energia proveniente de uma planta operando de forma intermitente. Os primeiros projetos deste tipo foram construídos no Mar do Norte com a plataforma BorWin Alpha , outros projetos encomendados pela TenneT estão em construção no mesmo setor.
Por outro lado, as energias renováveis modificam a tipologia dos fluxos nas redes. Estes agora flutuam com mais frequência, com maiores amplitudes de variação e cobrem distâncias maiores. A rede de transmissão existente foi projetada para transportar energia de usinas de alta potência para centros de consumo. Como as fontes de energia renováveis raramente estão localizadas no mesmo lugar que as usinas de alta potência, a rede deve ser fortalecida onde novas usinas são conectadas. Além disso, como as energias renováveis flutuam, torna-se importante ser capaz de transportar eletricidade a distâncias maiores, portanto, na Alemanha, as turbinas eólicas estão localizadas principalmente no norte do país, enquanto os painéis fotovoltaicos são encontrados principalmente no sul, dependendo do clima Se estiver ensolarado ou com vento, a eletricidade deve ser transportada de uma extremidade do país para a outra. Assim, o governo alemão programou o fortalecimento de sua rede elétrica no eixo norte-sul com a construção de 4 a 5 linhas usando a tecnologia HVDC VSC daqui (a ser completada) para uma potência total entre 10 e 28 GW de acordo com o cenário selecionado. Essas linhas vão aproveitar ao máximo os corredores de infraestrutura já existentes, porém novos corredores com extensão entre 3.500 e 4.700 km devem ser construídos. As linhas AC devem ser transformadas em linha HVDC. No total, o investimento previsto, HVDC e reforço da rede AC, ascende a entre 19 e 27 mil milhões de euros, deste total de 5 a 12 mil milhões diz respeito a instalações de HVDC.
A população está cada vez menos inclinada a aceitar a passagem de linhas de alta tensão em sua vizinhança e as linhas de corrente contínua sendo particularmente adequadas para transmissão por cabo elétrico, a probabilidade de ver grande parte do reforço ser feito em cabo e em corrente contínua é alta. . Além disso, as linhas de corrente contínua permitem controlar o fluxo de energia, o que é particularmente útil em uma rede elétrica que está ganhando complexidade.
Num contexto de utilização significativa de energias renováveis, é desejável um reforço em maior escala, não sendo os recursos energéticos renováveis das diferentes regiões ou países os mesmos num dado momento. Estão, portanto, a ser estudados projectos de super-rede, nomeadamente a nível europeu, de forma a regularizar a produção. Estes projectos têm sido subsidiados pela Comissão Europeia desde Janeiro de 2009, a fim de melhorar as interligações entre os países europeus. Os projetos de ligação através do Mar Mediterrâneo também foram estudados como parte de um programa de grande escala: o projeto Desertec de Cooperação Transmediterrânica para Energias Renováveis .
A primeira ligação elétrica de longa distância construída em 1882 entre Miesbach e Munique usava corrente contínua a uma tensão de 2,5 kV . Um método para o transporte de corrente contínua de alta tensão foi então desenvolvido pelo engenheiro suíço René Thury e depois implementado em 1889 na Itália pela empresa Acquedotto De Ferrari-Galliera . Sua ideia era conectar motores e geradores DC em série para aumentar a tensão. A linha era alimentada por corrente constante, com tensão de 5 kV por máquina, algumas máquinas possuíam duas chaves para reduzir a tensão aplicada a cada uma. Finalmente, este sistema foi capaz de transmitir 630 kW a uma tensão de 14 kV contínua em uma distância de 120 km . Esteve em serviço até 1913.
Outro projeto pioneiro foi a linha Lyon-Moûtiers, capaz de transmitir 8.600 kW de energia hidrelétrica em uma distância de 200 km , incluindo 10 subterrâneos. O sistema usava 8 geradores conectados em série com duas chaves por gerador. No total, havia uma tensão de 150 kV entre os pólos. Funcionou de 1906 a 1936. Outros sistemas Thury operaram na década de 1930 com tensões de até 100 kV , mas as máquinas rotativas exigiam muita manutenção e tinham baixa eficiência. Outros sistemas eletromecânicos foram testados durante a primeira metade do XX ° século sem sucesso comercial. Kimbark relata que esses sistemas tinham uma taxa de disponibilidade em torno de 70%, o que é reconhecidamente aceitável, mas está longe dos padrões de qualidade atuais.
Um método foi desenvolvido para diminuir a tensão da corrente contínua de alta tensão no final da linha usando baterias conectadas em série. Em seguida, eles foram conectados em paralelo para abastecer a rede de distribuição. Mas devido à capacidade limitada das baterias, a dificuldade de passagem em série / paralelo, bem como as perdas de energia causadas por suas cargas e descargas levaram ao fracasso das duas experiências comerciais que foram tentadas.
Os diodos de mercúrio foram inventados em 1901. Eles foram usados pela primeira vez para retificar a tensão em máquinas elétricas industriais. O uso de diodos de vapor de mercúrio em redes elétricas, pensado em 1914, foi desenvolvido entre as décadas de 1920 e 1940. Diodos de tiratron também foram projetados. Os estados pioneiros no campo são aqueles com longas linhas de transmissão: Estados Unidos, URSS e Suécia. Em 1932, a General Electric testou uma linha de corrente contínua de 12 kV com diodos de vapor de mercúrio . É usado para fornecer uma carga a 60 Hz em Mechanicville, enquanto a eletricidade é produzida a 40 Hz . Em 1941, um link de 60 MW , ± 200 kV em uma distância de 115 km , o Elbe-Projekt , foi projetado para abastecer Berlim . Deve usar diodos de vapor de mercúrio. No entanto, a queda do regime em 1945 impediu a conclusão dos planos. Para justificar os fundos alocados ao projeto no meio da guerra, seus projetistas argumentam que um cabo subterrâneo é menos sensível a bombardeios do que uma linha aérea. A União Soviética adquiriu o equipamento no final da guerra e o construiu entre Moscou e Kachira. Esta ligação, bem como a linha construída pela ASEA entre a ilha de Gotland e a Suécia, marca o verdadeiro início da tecnologia HVDC.
O trabalho do Dr. Uno Lamm na Suécia neste campo significa que ele é frequentemente considerado o pai do HVDC. O IEEE também nomeou o prêmio por um importante avanço tecnológico no campo de HVDC com seu nome.
Nelson River 1 em Manitoba , Canadá , é a última estação HVDC a ser comissionada com essa tecnologia em 1972.
Desde então, todas as estações que usam essa tecnologia foram fechadas ou reformadas, com diodos de vapor de mercúrio sendo substituídos por sistemas semicondutores. A última conexão a tê-lo em serviço é a linha HVDC Inter-Island na Nova Zelândia , que conecta as duas ilhas como o nome sugere. Primeiro manteve apenas um pólo com esta tecnologia, depois interrompeu sua exploração em1 st de Agosto de 2012 ao mesmo tempo que os novos conversores tiristores foram colocados em operação.
Os seguintes projetos usaram esta técnica:
Desde 1977, todos os sistemas HVDC são construídos com componentes de estado sólido , na maioria dos casos tiristores . Assim como os diodos de vapor de mercúrio, os tiristores precisam de um circuito externo, a rede CA, para ser comutados, portanto, eles fazem parte da família LCC e têm as mesmas restrições.
O desenvolvimento dessa tecnologia começou no final dos anos 1960. O primeiro link construído foi a estação do rio Eel, no Canadá. Foi comissionado em 1972 e a General Electric é o principal contratante.
Em 2012, válvulas tiristoras foram usadas em mais de 100 projetos, com mais ainda sendo planejados.
Uma tecnologia que surgiu na década de 1980 para impulsionar motores elétricos, a primeira aplicação HVDC data de 1997, com o projeto experimental Hellsjön - Grängesberg na Suécia.
Desenvolvimentos no campo de semicondutores, e em particular IGBTs , tornaram os pequenos links de corrente contínua mais acessíveis. ABB , Siemens e Alstom estiveram presentes no mercado em 2012. Os conversores para fontes de tensão surgiram em 1997.
As primeiras instalações utilizavam modulação por largura de pulso em conversores de 2 estágios, na prática a tensão passa a ser alternadamente + V e -V, a modulação por largura de pulso possibilitando a obtenção de uma fundamental senoidal. No entanto, os filtros devem ser construídos para eliminar os harmônicos , eles ocupam muito espaço, cerca de metade da superfície da estação e permanecem caros.
Desde então, a Siemens lançou em 2010 uma tecnologia conhecida como “ Modular Multi-Level Converter ” (MMC), conversores com módulos multiestágios, que permitem a reprodução fiel de uma onda senoidal sem o uso de filtros. Desde então, a ABB lançou uma tecnologia similar, chamada de “cascata” , acrônimo CTLVSC-HVDC. A Alstom está em processo de lançamento de uma tecnologia “híbrida” entre LCC e VSC chamada “Hybrid” , sigla HML-VSC-HVDC.
Uma tecnologia que coloca capacitores em série entre transformadores e válvulas foi projetada pela ABB para permitir o uso de HVDC em redes fracas. Chamado de “ Conversor Comutado por Capacitor ” (CCC), ele quase perdeu todo o interesse desde o surgimento dos VSCs.
Além de permitir o transporte de energia elétrica, os HVDCs têm a utilidade de estabilizar a rede durante eventos transitórios. Além disso, as linhas de corrente contínua não propagam falhas: se ocorrer um curto-circuito ou falha de energia em um lado da linha, a conexão é interrompida automaticamente, não afetando o outro lado.
Uma das deficiências das linhas HVDC, seja LCC ou VSC, é que elas não têm tanta capacidade de sobrecarga temporária quanto as linhas CA.
A grande maioria dos sistemas HVDC em operação são comutados por linhas. Como o nome sugere, esses conversores dependem da rede à qual estão conectados para realizar a comutação. São constituídos por elementos que só podem ser acionados pelo circuito de controle, seu bloqueio só pode vir de condições externas, como diodos de vapor de mercúrio ou tiristores .
Os conversores LCC requerem um circuito externo para forçar a corrente a zero e, assim, permitir que o sistema seja desligado. Eles dizem que precisam de uma rede forte o suficiente. Caso contrário, ocorrerão falhas de comutação, a corrente não fluirá de uma ramificação da ponte para outra e, então, a tensão de saída não será senoidal. Daí o seu nome de Line Switched Converters (LCC). Esta característica impossibilita a conexão da linha a uma carga passiva, sem gerador. Isso implica que é difícil reiniciar uma rede usando um LCC. Da mesma forma, um link LCC deve transportar uma potência mínima, normalmente em torno de 10% da potência nominal, para evitar falhas na comutação.
Na tecnologia LCC, a corrente contínua não muda de direção. Ele passa por bobinas de alta indutância, chamadas de "bobinas de alisamento" , que o mantêm em um nível quase constante. Seu valor é determinado pela queda de tensão entre as duas estações e pela resistência da linha, lei simples de Ohm . As estações podem ser modeladas no lado CA por fontes de corrente ; portanto, falamos de conversor de fonte de corrente para designar esta tecnologia.
Como a direção da corrente é sempre a mesma, a direção do fluxo de energia é revertida, invertendo a tensão CC em ambas as estações. Alguns sistemas HVDC fazem uso total dessa bidirecionalidade, normalmente no caso de interconexões como entre a França e a Inglaterra . Outros destinam-se sobretudo a exportar a energia produzida por uma usina como a barragem de Itaipu no Brasil, que está conectada ao litoral do país por uma linha de corrente contínua, uma direção pode então ser otimizada em detrimento da outra.
Conforme detalhado na seção sobre filtros , os LCCs têm a falha de consumir energia reativa. No entanto, isso tem um efeito colateral interessante: as correntes de curto-circuito sendo quase puramente reativas (as linhas aéreas sendo principalmente indutivas) e os LCCs não sendo capazes de produzir energia reativa, as estações LCC não contribuem para a alimentação de falha. Expresso de outra forma, os LCCs não aumentam a potência de curto-circuito da rede.
Ponte de 6 pulsosO sistema consiste em pontes trifásicas de diodos , ou ponte de 6 pulsos, que podem ser representadas com apenas seis elementos de chaveamento, chamados de " válvula " em inglês e francês, cada um conectando uma fase do sistema AC a uma fase do sistema. contínuo. O tempo todo, duas válvulas devem estar ligadas, uma na parte superior da ponte e uma na parte inferior, cada uma conectando uma fase CA diferente a uma das duas linhas CC. Duas fases CA são, portanto, conectadas em série às linhas CC, a tensão CC é, portanto, igual à soma das duas fases CA em todos os momentos. Por exemplo, quando as válvulas V1 e V2 são condutoras, a tensão contínua é igual à tensão da fase 1 mais aquela da fase 3.
Devido à indutância das linhas AC, passagem de uma válvula a outra, de uma fase a outra, a comutação não é instantânea. Na comutação, ocorre uma sobreposição: duas válvulas acionam simultaneamente. Por exemplo, se as válvulas V1 e V2 estiverem ligadas e a válvula V3 for escorvada, o caminho da corrente deve passar da válvula V1 para a válvula V3 e, por um curto período, ambas estão conduzindo.
Nesse instante, a tensão contínua é igual à média da tensão das fases 1 e 2 menos a da fase 3. O ângulo de superposição µ aumenta com a corrente transportada pela instalação. Com α o ângulo de retardo de abertura do tiristor, normalmente α + µ tem um valor entre 13 e 18 ° na potência máxima.
Durante a estratificação, a tensão DC é menor do que em sua ausência, formando uma espécie de dente característico. Consequentemente, a tensão contínua diminui em média quando o período de superposição aumenta, ou seja, a tensão contínua média diminui quando a corrente transportada aumenta.
O valor da tensão DC nos terminais de uma ponte retificadora Graetz de 6 pulsos é dado por:
Ou:
V LLpeak é o valor de pico da tensão alternada que sai dos transformadores conectados aos conversores. V di, 0 é o valor máximo da tensão contínua. α é o ângulo de atraso na abertura dos tiristores L c é a indutância de comutação das linhas CA por fase. X c é a impedância de chaveamento das linhas CA por fase. I dc é a corrente contínua f é a frequência da rede AC, 50 ou 60 Hz dependendo da região do mundo.O ângulo de retardo α é o intervalo entre o momento em que a tensão nos terminais de uma válvula torna-se positiva, o momento em que um diodo acende e o momento em que o tiristor é acionado e ligado. A equação anterior mostra claramente que à medida que o ângulo de atraso aumenta, a tensão CC diminui. Acima de 90 ° torna-se negativo, o que marca o limite entre a operação como retificador e a operação como inversor. A equação para o inversor é idêntica substituindo α por γ. Quanto mais forte a rede, mais fraco L c , portanto, geralmente assume-se que L c, retificador é mais fraco que L c, inversor , portanto, a inclinação da curva no lado do inversor é maior.
Em um LCC, ajustar o ângulo de atraso é o único método para controlar rapidamente os conversores. Permite controlar o valor da tensão contínua em cada lado da linha, controlando ao mesmo tempo a queda de tensão e consequentemente a potência transferida. A potência transferida por um LCC é igual a:
Ou:
O retificador V é a tensão direta no lado do retificador Inversor V é a tensão DC no lado do inversor A linha R é a resistência da linha contínuaNa estação de saída, operando como inversor, o ângulo de retardo ideal é de 180 °, porém este valor não pode ser alcançado por dois motivos. Primeiro por causa do fenômeno de superposição, depois por causa do ângulo de extinção γ. Este ângulo modela o fato de que as válvulas não recuperam instantaneamente sua capacidade de isolamento após terem passado. Este ângulo está ligado ao “ ligar-desligar ” tempo , denotado t q dos tiristores e é, tipicamente, 15 °. A relação entre α, γ e µ é a seguinte: (em graus)
Nessa tecnologia, a estação que opera como retificadora tem um ângulo de retardo próximo a 0, a que opera como inversor tem um ângulo próximo a 180 °, a diferença de tensão é então máxima, a transferência de energia maximizada. Porém, devido aos tempos de comutação da válvula e às margens de segurança, os ângulos não podem ser exatamente 0 e 180 °, eles estão na verdade mais próximos de 13 e entre 160 e 165 °. O valor máximo do ângulo α também é denominado “parada do inversor”. α não pode ser exatamente igual a zero para manter uma tensão positiva suficiente nos tiristores e, assim, evitar um erro de chaveamento.
Se o gerente da rede deseja inverter o sentido da transferência de potência, no caso de um LCC, ele deve inverter a polaridade, ou seja, inverter a polaridade da tensão das linhas enquanto a corrente não muda de direção.
Ponte de 12 pulsosO arranjo de 6 pulsos tem o defeito de chavear apenas a cada 60 °, o que produz uma tensão cc não muito regular, portanto contendo muitos harmônicos. Para superar este problema, duas pontes trifásicas de diodo são conectadas em série no lado CC, então há 12 válvulas. O sistema trifásico é então dividido antes de entrar nos transformadores. Um banco de transformadores é montado em estrela e o outro em delta, o que permite introduzir um deslocamento de fase de 30 ° entre os dois sistemas. A comutação ocorre a cada 30 °, o que reduz o conteúdo harmônico. Essa tecnologia é padrão desde os anos 1970.
Algumas adaptações foram necessárias para desenvolver a tecnologia de retificadores para motores elétricos com válvulas de vapor de mercúrio para a transmissão de eletricidade, em particular ao nível da tensão anódica. As altas tensões nos terminais das válvulas criam o risco de arcos elétricos.
As colunas de ânodo muito longas usadas para alta tensão são o fator limitante para a corrente que pode ser transportada com segurança. Assim, a maioria das instalações HVDC usa várias colunas de ânodo, geralmente 4, conectadas em paralelo para cada válvula.
Cada braço da ponte trifásica Graetz era tradicionalmente composto por uma válvula, porém 2 projetos construídos na União Soviética usaram 2 ou mesmo 3 válvulas em série sem conexão paralela de colunas anódicas.
A antiga tecnologia de diodo de vapor de mercúrio exigia manutenção significativa. Para evitar o corte da linha a cada vez, os disjuntores permitiram que a estação funcionasse com apenas 6 válvulas.
Estas válvulas têm uma tensão máxima de 150 kV e uma corrente de 1,800 A . Essas características foram alcançadas no último projeto realizado nessa tecnologia: a estação do Rio Nelson, no Canadá. Ele usava 6 colunas de ânodo por válvula e foi concluído em 1977.
Válvulas tiristoras Em geralUm tiristor é um componente de estado sólido semelhante a um diodo, exceto que seu fechamento é controlado por um terminal adicional: o gatilho. Os tiristores, individualmente, só podem bloquear uma tensão de alguns kV, portanto as válvulas são compostas por um grande número de tiristores em série. Capacitores e resistores também são inseridos nas válvulas para garantir uma distribuição homogênea da tensão entre os tiristores: juntos formam um “ nível de tiristor ” .
Para disparar os tiristores, o comando de disparo deve ser transmitido simultaneamente a um grande número de componentes localizados em diferentes potenciais. O link deve, portanto, ser isolado eletricamente. Dois métodos são usados: óptico ( baseado em fibra ) e magnético. Tecnologia óptica que pode iniciar direta ou indiretamente tiristores. No método indireto, a eletrônica de controle localizada em baixa tensão envia informações para a eletrônica de alta tensão, que fornece a potência necessária para o acionamento da tensão nos terminais do tiristor. O método direto, por outro lado, usa a energia do pulso óptico para acender o tiristor de partida de luz.
Ordenado Estratégia de controleO controle da estação HVDC deve garantir a transferência de energia sem colocar a rede CA em risco. Ele deve, portanto, controlar simultaneamente a potência reativa enviada à rede CA, a tensão CA ligada a ela e a corrente. No caso de um LCC, os dois graus de liberdade são os ângulos de retardo α e γ que regulam o retificador e o inversor, respectivamente.
Esta possibilidade de controlar a potência que passa pelas linhas HVDC é uma grande vantagem sobre as linhas CA, para as quais a potência transmitida é sofrida de acordo com as leis de Kirchhoff .
Idealmente, a instalação poderia ser controlada apenas em corrente constante; no entanto, a tensão no lado CA deve ser mantida em um nível aproximadamente constante, isso deve ser levado em consideração na estratégia de controle. O valor da tensão DC não tem influência na rede AC, por isso pode ser escolhido livremente. Uma alta tensão limita a corrente em potência constante, o que limita as perdas na linha. No entanto, uma margem deve ser mantida para evitar sobretensões em caso de falha.
Em detalhe: para transmitir a potência máxima e reduzir a corrente, a tensão no retificador deve ser constante e a maior possível, α é, portanto, pequena, a corrente não deve exceder seu valor máximo, então o ângulo d A extinção γ também deve ser escolhido pequeno para limitar o consumo de energia reativa e tornar o sistema menos vulnerável a uma queda de tensão no lado do inversor.
Gerenciamento de defeitosNa rede, a eletricidade é gerada por máquinas síncronas. Falhas em linhas, aberturas e fechamentos de seletores, falhas em determinados equipamentos podem fazer com que a potência ativa dos geradores oscile, na prática os eixos dos geradores passam a acelerar, outros a desacelerar. Em outras palavras, o ângulo de transporte começa a oscilar. A capacidade da rede de recuperar seu sincronismo é chamada de estabilidade dinâmica. Os HVDCs melhoram a estabilidade dinâmica de uma rede, limitando as flutuações na potência ativa entre as estações. As ressonâncias sub-síncronas também são atenuadas.
Os LCCs são vulneráveis a falhas no lado CA, que de fato causam falhas no chaveamento das válvulas que causam um colapso da tensão CC. Uma rede forte o suficiente limita o problema.
ProteçãoComo em uma subestação elétrica de corrente alternada , as proteções são utilizadas para detectar o comportamento anormal da instalação e, em primeiro lugar, para dar o alarme e, se a anormalidade persistir, a ordem para os disjuntores abrirem para cortar. Corrente antes de o equipamento da subestação ser danificado . Os circuitos dedicados à proteção são, portanto, redundantes e separados dos circuitos destinados ao controle. A própria estação está dividida em várias zonas de proteção que se sobrepõem sistematicamente para garantir a proteção de todo o equipamento elétrico. Sistemas de protecção lateral AC são semelhantes aos encontrados nas posições AC: proteção diferencial , proteção de sobrecorrente , proteção de distância para ... linhas laterais DC, as duas primeiras proteções são usados para conversores, bares e filtros de jogos. Protetores de sobretensão também são usados para conversores. A proteção das linhas de corrente contínua é diferente das linhas de corrente alternada: as proteções da frente de onda permitem detectar uma mudança abrupta na corrente e, portanto, curtos-circuitos, uma medição da mudança de tensão permite definir qual dos duas linhas são afetadas, e assim desconectar apenas o polo afetado, ou seja, ter boa seletividade. Esta proteção também permite determinar a distância entre a falta e a subestação.
Em caso de falha, o ângulo de atraso do retificador é aumentado acentuadamente para atingir um valor de cerca de 120 a 135 °, ao mesmo tempo que o ângulo de desligamento do inversor é aumentado para 80 ° para garantir que ele mantenha o mesma polaridade. Se o link for fortemente capacitivo, normalmente um cabo, essa polaridade reversa nem sempre pode ser evitada. Além disso, os conversores LCC devem ser protegidos contra falhas de chaveamento por um mecanismo de controle adequado. Também podem ocorrer curtos-circuitos internos à instalação. Como regra geral, a ignição dos tiristores é bloqueada em caso de falha, se apesar disso a falha não se extinguir, os disjuntores do lado CA abrem o circuito.
ConfiabilidadeA confiabilidade de uma linha HVDC para uma configuração com o mesmo nível de redundância é comparável à de uma linha CA. Assim, para um bipolar, as estatísticas dão uma disponibilidade de 97,1% a 100% da potência nominal, enquanto essa taxa é de 97,2% para a alta tensão alternada.
Os tiristores precisam de uma fonte de alimentação externa, uma forte rede CA, para serem comutados. Portanto, a tecnologia LCC não pode alimentar uma carga passiva, ela precisa de um gerador elétrico giratório para poder operar. A tecnologia VSC, por outro lado, não requer uma rede forte, portanto, pode fornecer uma fonte passiva ou remover energia de uma usina operando intermitentemente, por exemplo, turbinas eólicas offshore.
É possível ordenar o fechamento dos tiristores, mas não sua abertura, portanto, há apenas um grau de liberdade : seu ângulo de retardo , isso limita muito o campo de possibilidades. Pelo contrário, os IGBTs podem ser abertos e fechados, portanto podemos controlá-los independentemente da tensão da rede, falamos de conversores auto-chaveados. A tensão das linhas de corrente contínua é então mantida constante pelos capacitores, suas polaridades também são fixas. Então, falamos sobre tecnologia "fonte de tensão" ( " conversor com fonte de tensão " , VSC). Os IGBTs podem ser abertos e fechados várias vezes por ciclo para reduzir o conteúdo harmônico da corrente, que na verdade é muito baixo. Uma ponte de 12 válvulas não é mais necessária, os VSCs usam pontes de 6 válvulas. A construção de transformadores é assim simplificada. Esses dois ângulos de liberdade permitem ajustar a potência ativa e reativa.
O fato de os VSCs produzirem menos harmônicos reduz a quantidade de filtros necessários, resultando em economia de espaço significativa. Isto é particularmente interessante no caso de plataformas offshore, a ausência de inversão de polaridade, o isolamento de componentes elétricos como transformadores e principalmente cabos, permitindo nomeadamente a utilização de cabos extrudidos de polietileno. Esta tensão constante também simplifica a construção da linha multiterminal. Como os LCCs, entretanto, os VSCs têm muito pouca capacidade de sobrecarga temporária.
Um defeito dos VSCs, pelo menos aqueles que não estão em ponte H , em comparação com os LCCs, é aumentar significativamente a potência de curto-circuito da rede como uma linha CA convencional. Isso ocorre porque os VSCs podem produzir energia reativa, portanto, alimentam as falhas. Um estudo fala de um aumento relativo na corrente de curto-circuito variando de 6 a 13% dependendo do modo de operação da instalação no momento da falha.
Diferentes configurações de VSC são possíveis.
Conversores de dois níveisA tecnologia usada para os primeiros projetos, desde o projeto em Hellsjön em 1997 até os projetos em 2012, incluiu 2 níveis de conversores. A variante mais simples do VSC. Eles assumem os fundamentos da tecnologia LCC. Os tiristores são substituídos por IGBTs, aos quais são adicionados diodos em paralelo para protegê-los. A bobina de suavização, usada para tornar a corrente constante, é substituída por capacitores de suavização, mantendo a tensão constante. A tensão do lado CA possui apenas dois valores, por isso falamos de tecnologia de 2 níveis. Para recriar uma tensão "CA" com apenas dois níveis de tensão, é usada a modulação por largura de pulso. No entanto, os filtros são necessários para eliminar os harmônicos.
Quando a válvula superior é fechada, a linha CA é conectada à linha CC positiva, a tensão alternada torna-se igual a + ½ U d , se considerarmos o meio dos conversores conectados à terra como 0. Da mesma forma, quando a válvula inferior é fechada, a linha CA é conectada à linha CC negativa, a tensão CA então torna-se igual a -½ U d . As duas válvulas da mesma fase nunca devem ser fechadas simultaneamente, neste caso a capacidade de alisamento seria descarregada de forma imprevisível (dependendo da tensão CA no momento do evento), causando danos significativos aos conversores.
A forma mais simples de sinal de saída que pode ser produzida com um conversor de 2 níveis é um sinal de onda quadrada. No entanto, a distorção em relação a um sinal senoidal é então inaceitável, o nível de harmônicos é muito alto. Para resolver este problema, a modulação de largura de pulso é aplicada ao sinal de saída. No entanto, isso tem a desvantagem de forçar os IGBTs a mudarem muito regularmente, cerca de 20 vezes por ciclo, o que resulta em grandes perdas de “comutação” nas válvulas. Outras estratégias de modulação também são possíveis para HVDCs. Isso torna a eficiência geral de um conversor de dois estágios pior do que a de um LCC. Assim, uma estação LCC de 1000 MW normalmente tem perdas de cerca de 0,75% na potência total, enquanto para um VSC de dois níveis elas chegam a 0,9 ou mesmo 1,75%.
Outra desvantagem dessa configuração é que centenas de IGBTs devem ser conectados em série para produzir alta tensão e devem ser chaveados simultaneamente em cada válvula.
Conversores de três níveisPosteriormente, sistemas de três níveis foram construídos a fim de melhorar o conteúdo harmônico da tensão fornecida. O princípio é muito semelhante aos conversores com dois níveis, sendo adicionado um nível de tensão zero. A tensão pode, portanto, assumir três valores: + ½ U d , 0, -½ U d .
Uma configuração usada chamada de diodo retificador em que cada estação contém 4 válvulas IGBT, cada uma com uma tensão igual a metade da tensão da linha, à qual são adicionados 2 diodos. Os dois capacitores de suavização são conectados em série, os diodos sendo conectados entre o ponto neutro entre os capacitores e a primeira válvula e a terceira (ver diagrama). Para obter uma tensão positiva, as duas válvulas IGBT superiores são fechadas, para ter uma tensão negativa, as duas inferiores são fechadas, a tensão zero é obtida fechando as duas válvulas intermediárias. Neste último caso, os diodos permitem conduzir a corrente entre a parte DC e a parte AC.
Uma variante consiste em substituir os diodos por IGBTs, o ponto neutro fica então ativo, controlável. Esta solução foi usada no projeto Murraylink na Austrália e no projeto Cross Sound nos Estados Unidos. A modesta melhoria no conteúdo harmônico, no entanto, é paga nesta tecnologia por um aumento acentuado na complexidade e, portanto, no preço. Além disso, essa configuração parecia difícil de se adaptar para tensões superiores a +/- 150 kV usadas nos dois projetos.
Uma solução final, utilizada para o controle de motores elétricos, mas nunca para HVDCs, consiste em substituir os diodos por um capacitor com potencial não fixado entre o primeiro e o terceiro trimestre. A operação permanece semelhante. Tanto a tecnologia de diodo quanto a de capacitância podem ser estendidas a um número maior de níveis, por exemplo 5, mas a complexidade aumenta desproporcionalmente. Esses circuitos nunca foram testados para HVDCs.
Conversores multinível (MMC)Proposta pela primeira vez por Marquardt (em 2003), testada comercialmente no projeto Transbay na área da baía de São Francisco pela Siemens no final da década, a tecnologia modular multinível (MMC) é padronizada para links HVDC, baseada em VSC.
Assim como os conversores de 2 níveis, os MMCs consistem em 6 válvulas, cada uma conectando uma linha CA a uma linha CC diferente. No entanto, enquanto para uma montagem de 2 níveis, cada válvula pode ser modelada por uma única chave composta de muitos IGBTs em série, no caso do MMC cada módulo pode ser controlado de forma independente e se comporta como uma fonte de tensão. Cada válvula consiste em uma pilha de vários submódulos que compreendem um capacitor. No caso da ponte de 2 quadrantes, montagem utilizada pela Siemens, cada submódulo contém 2 IGBTs conectados em série, além de um capacitor (veja imagem). Dependendo da ordem dos IGBTs, o capacitor pode ser inserido no circuito ou desviado. Cada submódulo é, portanto, uma fonte de tensão igual a 0 ou U sm (com U sm a tensão no terminal do capacitor). Quando as válvulas são compostas por um grande número de submódulos, elas podem reproduzir a forma de tensão desejada (discretizada em relação ao número de submódulos), no caso de uma estação HVDC conectada à rede HVAC uma senoide com baixa conteúdo harmônico.
O MMC é diferente dos outros tipos de conversores, no sentido de que a corrente passa permanentemente pelas 6 válvulas, os conceitos de válvula aberta ou fechada portanto não fazem sentido. A corrente contínua se divide igualmente entre as 3 fases, enquanto a corrente alternada entre as duas válvulas alta e baixa. Assim, a corrente fluindo nas válvulas é, portanto, igual a uma combinação da corrente alternada e contínua em estado estacionário:
Válvulas superiores:
Válvulas de fundo:
Normalmente, os MMCs usados em conexões HVDC de alta potência são compostos de centenas de submódulos por válvula (400 para estações INELFE permitindo 401 níveis de tensão). O desempenho em termos de harmônicos é excelente, nenhum filtro é necessário. Além disso, como a modulação por largura de pulso não é necessária e as operações de chaveamento são, portanto, mais lentas, as perdas de energia são menores do que em um conversor de 2 níveis. Eles representam cerca de 1% por estação. Finalmente, uma vez que os IGBTs não precisam ser todos alternados simultaneamente, a inicialização deles não é tão complexa quanto em uma montagem de 2 níveis.
Em termos de desvantagens, a ordem é muito mais complexa do que em 2 níveis. A tensão deve ser equilibrada entre cada capacitor, o que é difícil e requer um poder computacional significativo, bem como alta velocidade de comunicação entre o controle central e os submódulos. O poder de computação necessário é, portanto, muito alto. Além disso, os próprios submódulos são relativamente grandes. Um MMC ocupa mais espaço do que um conversor de 2 níveis, mas isso deve ser considerado em relação à economia dos filtros.
Em 2012, a única ligação operacional é a de Trans Bay e tem uma potência de 400 MW , mas desde então foram construídas centrais de maior potência, como a INELFE , a interligação França-Espanha, composta por 2 ligações em paralelo. '' uma potência de 1000 MW cada e uma tensão de +/- 320 kV .
Os limites de corrente do VSC estão ligados aos dos cabos extrudados de polietileno, que atualmente oferecem uma tensão de ± 320 kV e mais recentemente de ± 525 kV, mas também pelo aumento da corrente e da tensão dos IGBTs.
Variantes de conversores multinívelUma variante do MMC, proposta pela ABB , chamada de 2 níveis em cascata, é muito semelhante à diferença na forma como os submódulos estão dispostos entre eles. As etapas do sinal escalonado são, então, mais largas e menos numerosas em comparação com o MMC convencional. Na prática, a diferença é minúscula, a tensão alternada dificilmente contém mais harmônicos.
Outra solução é trabalhar em 4 quadrantes em vez de 2, ou seja, uma ponte H é construída com 4 IGBTs. Isso permite que a capacidade do submódulo seja inserida na polaridade desejada. Isso torna possível, no caso de um curto-circuito CC, bloquear a corrente de falha de forma extremamente rápida, o que outros MMCs não conseguem. A Alstom anuncia, então, que possui a tecnologia para interromper a corrente em 2,5 ms em vez dos cerca de 100 ms exigidos pelos disjuntores CA que são usados nas estações de 2 quadrantes para esse fim. A tensão DC também pode ter ambas as polaridades, como em um LCC, dando a possibilidade de criar um híbrido LCC / VSC. A principal desvantagem é que o dobro de IGBT é necessário em comparação com uma configuração MMC equivalente e as perdas aumentam significativamente.
Por este último motivo, os fabricantes de linhas HVDC estão tentando contornar o problema: a Alstom pretende ter apenas parte de seus conversores montados em ponte H, o restante permanecendo em 2 quadrantes; Rainer Marquardt , próximo à Siemens, propõe adicionar um IGBT para cada dois submódulos a fim de reorientar as capacidades de interrupção da corrente contínua; A ABB finalmente propõe a construção de disjuntores HVDC , que têm pouca perda, em série com as estações de 2 quadrantes para interromper a corrente.
VSC híbridoOutros tipos de conversores foram imaginados combinando as propriedades de conversores de 2 e vários níveis. Este VSC “híbrido” , promovido pela Alstom , tenta combinar as baixas perdas e o baixo conteúdo harmônico dos MMCs com um design mais compacto e melhor controlabilidade com melhor distribuição da tensão entre os submódulos em condições transitórias. O princípio consiste em controlar a forma da tensão graças a conversores multinível de tamanho menor que em um MMC e dirigir a corrente graças a válvulas feitas de tiristores ou IGBTs como em um conversor de nível. No entanto, esse tipo de conversor está apenas em fase de pesquisa.
Controle de VSCsUm VSC tem dois graus de liberdade, a mudança de fase entre a tensão DC e a tensão AC, bem como a amplitude da tensão DC que é para um conversor de dois níveis, equivalente ao grau de modulação. A tensão alternada é controlada usando a amplitude da tensão DC, a potência usando a mudança de fase. As fórmulas para potência ativa e reativa são as mesmas da corrente alternada:
onde P é a potência ativa, V 1 e V 2 as tensões nas extremidades das linhas, X a impedância da linha e o ângulo de transporte , a mudança de fase entre V 1 e V 2 .
Os VSCs têm controles para gerenciar energia ativa e reativa, tensão contínua, corrente e frequência. Os VSCs têm a vantagem de melhorar a estabilidade da rede graças ao controle independente da potência ativa e reativa. Não apenas, como os LCCs, eles podem estabilizar as oscilações de potência, mas também limitar as quedas de tensão. Essa capacidade de controle muito alta é uma grande vantagem para os VSCs.
Proteção de VSCsA proteção dos VSCs é semelhante à dos LCCs, com exceção do gerenciamento de curto-circuito no lado da tensão contínua. Na verdade, se eles não são vulneráveis a falhas no lado CA, como LCCs, os VSCs, não conectados na ponte H , são vulneráveis a curtos-circuitos no lado CC. A ausência de uma bobina de alisamento resulta na indutância da linha CC sendo muito baixa. A taxa de aumento da corrente é, portanto, muito alta no caso de uma falha. Neste caso, os IGBTs ficam bloqueados, as capacidades dos conversores são primeiramente descarregadas nos diodos de giro livre, a corrente é então muito alta, ao contrário dos IGBTs, eles devem ser dimensionados para suportar esta carga. Deve-se notar que no caso de um conversor de 2 níveis, essas capacidades são importantes e são 2, no caso de um conversor de vários níveis, são numerosas, conectadas em série e de valores inferiores, a capacidade total é portanto, menor. Em segundo lugar, a rede CA fornece a falha sempre por meio dos diodos de giro livre antes que os disjuntores atuem.
Os transformadores de potência têm muitos usos em uma estação HVDC: fornecer um isolamento galvânico entre os lados CA e CC, limitar a influência de uma mudança da tensão do lado CA usando seu comutador , limitar o curto-circuito de corrente, fornecer uma mudança de fase de 30 ° entre as pontes de pulso.
Transformadores conectados entre linhas CA e conversores usando tiristores de estações HVDC têm características muito diferentes dos transformadores de potência comuns. Como as linhas de corrente contínua carregam grandes potências, os transformadores HVDC também são de alta potência. Para permitir seu transporte, geralmente são monofásicos. Possuem 2 ou 3 enrolamentos, sendo o primeiro conectado à rede AC, o outro (s) aos conversores. Para limitar a produção de harmônicos, um banco de transformadores é conectado em delta e o outro em estrela, obtendo-se um deslocamento de fase de 30 ° entre os dois. No caso de transformadores com 3 enrolamentos, um é conectado em estrela e o outro em delta. Apenas um projeto de transformador é necessário para toda a estação. Se dois transformadores de enrolamento são usados, dois projetos são necessários: um para o banco estrela e outro para o delta.
Além dessa construção específica, os transformadores HVDC têm isolamento projetado de forma diferente de um transformador comum. Uma tensão contínua é, de fato, sobreposta à tensão alternada nos enrolamentos. Além disso, ao mudar a direção do fluxo de energia no link HVDC, a polaridade de sua tensão é invertida. O campo DC no isolamento é, portanto, invertido, assim como as tensões. A fase de transição é particularmente restritiva para o isolamento.
As tensões diretas criam uma corrente contínua nos enrolamentos também causando um incômodo excessivo de ruído para esses transformadores.
Além disso, a grande quantidade de harmônicos contidos na corrente satura e aquece o circuito magnético, que deve ser dimensionado de acordo.
Finalmente, é necessária uma alta resistência ao curto-circuito.
Transformadores para VSCNo caso da tecnologia VSC, os transformadores são muito mais clássicos. Com conversores IGBT multinível, os transformadores padrão podem ser usados sem qualquer restrição específica com relação à corrente contínua ou correntes harmônicas .
Uma grande desvantagem das linhas HVDC LCC é seu consumo de energia reativa. Sendo a corrente alternada entrando na estação sempre tendo um retardo na tensão, a estação se comporta como um indutor e consome potência reativa qualquer que seja a direção das trocas de potência ativa. Esse consumo aumenta com a potência ativa transportada, fica entre 50 e 60% da potência ativa. Ele aumenta se os ângulos de atraso dos conversores forem grandes ou se a tensão das linhas contínuas for reduzida.
Se a linha HVDC estiver conectada perto de uma usina, a usina pode fornecer parte ou toda a energia reativa necessária. Caso contrário, é necessária a construção de bancos de capacitores. Geralmente são conectados entre a linha de corrente alternada e o terra, mas existe a possibilidade de alimentá-los por um enrolamento terciário dos transformadores para diminuir sua tensão de operação.
Excesso de potência reativa levando a uma sobretensão, nem sempre é necessário conectar todos os bancos de capacitores, principalmente em caso de baixa carga. Para remediar esse problema, os bancos de capacitores são divididos em estágios, geralmente 3 ou 4, que podem ser conectados conforme necessário.
Os bancos de capacitores também são geralmente associados a indutores e resistores para permitir a filtragem de harmônicas além de sua função de produzir potência reativa.
Para VSCsOs VSCs, por outro lado, podem produzir ou consumir energia reativa sob demanda, com a mudança de fase e a saída de amplitude de tensão dos conversores sendo controláveis de forma independente. Nenhum banco de capacitores para geração de energia reativa é necessário.
Bobina de alisamentoAs bobinas de suavização são grandes indutores colocados nas extremidades da linha de tensão contínua no caso de conversores LCC que permitem limitar as variações da corrente contínua. Eles também limitam a corrente de curto-circuito e diminuem sua subida. Além disso, quando são colocados no lado de alta tensão, eles protegem os tiristores de raios, aumentando as constantes de tempo de efeitos transitórios. O posicionamento no lado da alta tensão aumenta a necessidade de isolamento dielétrico, o posicionamento no lado da baixa tensão, por outro lado, economiza o isolamento dielétrico ao nível da bobina, mas torna necessário isolar os conversores com mais força, o que limita seu valor. Na prática, eles são colocados no lado da alta tensão, exceto para linhas de ± 800 kV onde a indutância é dividida entre duas bobinas: uma em alta tensão e outra em baixa tensão. Além disso, permitem escolher a freqüência de ressonância do circuito de tensão DC de forma que seja diferente dos múltiplos da freqüência da rede AC.
No caso de uma estação head-to-tail, a baixíssima probabilidade de curto-circuito do lado DC e a ausência de interferência DC permitem reduzir o tamanho das bobinas de alisamento ou mesmo dispensá-las por completo.
Concretamente, apresentam-se na forma de grandes bobinas sem circuito magnético e isoladas pelo ar. Na verdade, eles devem limitar a corrente de curto-circuito, portanto, é necessário evitar que eles saturem. A ausência de um circuito magnético garante uma curva magnética linear.
Filtrando harmônicos Para LCCsA configuração mais simples para um conversor HVDC LCC é a ponte de 6 pulsos. Este conjunto produz um alto nível de harmônicos e pode ser modelado por uma fonte de corrente produzindo harmônicos da ordem 6n ± 1 na rede de corrente alternada. Além disso, harmônicos de tensão de ordem 6n são sobrepostos à tensão contínua.
A conexão em ponte de 12 pulsos tem um melhor comportamento no que diz respeito aos harmônicos. Ele produz apenas correntes da ordem 12n ± 1 no lado CA e tensões da ordem 12n no lado CC.
Nas estações primeiros harmônicos são sempre filtrados, 11 º e 13 º lado AC, 12 th lado DC filtragem seguinte depende da situação. Às vezes o 3 rd e 5 th harmónicos devem também ser filtrada por causa das dissimetrias entre as fases.
O dimensionamento dos filtros no lado CA é complexo e requer muito poder de computação. Na verdade, além de garantir que a tensão tenha um nível aceitável de distorção, o projetista deve verificar se os filtros não ressoam com outros componentes da rede de energia CA. Portanto, é necessário um bom conhecimento das “impedâncias harmônicas” da rede.
Filtros no lado da corrente contínua são necessários apenas no caso de linhas aéreas. A deformação da curva de tensão não é um problema em si, não havendo consumidor conectado diretamente à linha HVDC, o objetivo dos filtros neste caso é evitar poluição eletromagnética que poderia afetar notavelmente as linhas circunvizinhas às linhas telefônicas. Tornando-se os enlaces telefônicos digitais, por exemplo com fibras ópticas, insensíveis a distúrbios, a necessidade de filtragem no lado CC diminui.
Para VSCsA tensão dos conversores de 2 níveis usando modulação por largura de pulso deve ser filtrada, porém menos que a tensão dos LCCs. Os harmônicos estão em frequências mais altas, o que permite a construção de filtros menores. As frequências típicas das modulações são de 1 a 2 kHz . MMCs não precisam de filtragem.
As linhas aéreas de corrente contínua têm os mesmos blocos de construção básicos que as da corrente alternada: postes de rede, cordas isolantes, condutores de linha e acessórios mecânicos; no entanto, as características técnicas do projeto de cada componente são específicas para aplicações de tensão contínua por causa das diferentes capacidades de resistência dielétrica sob diferentes tensões. Estando o campo sempre na mesma direção, há um acúmulo de poluição superficial nos isoladores mais importante do que no caso das linhas CA.
Outra vantagem é o ganho de espaço, para ter o mesmo nível de redundância 2 feixes de condutores HVDC substituem 2 sistemas trifásicos, ou seja, 6 feixes de condutores. Para o projeto de três desfiladeiros, a ABB declara que, em vez de 5 postes de eletricidade CA, 2 CC são suficientes para transportar 3.000 MW . Além disso, a ausência de efeito pelicular, combinada com a ausência de transporte de potência reativa, possibilita melhor aproveitamento de todo o condutor e, portanto, redução do seu diâmetro.
CabosEm 2012, os cabos usados para conexões de corrente contínua são impregnados de papel ou revestidos com polietileno reticulado , "Pr" em francês ou XLPE na sigla em inglês. Os cabos de óleo fluido não são adequados para longas distâncias, mais de 50 km . Além disso, tendo poucas vantagens em relação aos cabos extrudados, estes os suplantaram. Aqueles com papel impregnado são maioria nos enlaces existentes e podem atingir até 450 kV . Aqueles com XLPE estão gradualmente substituindo-os por conversores VSC. Para os LCCs, até recentemente, a polaridade reversa os danificava, mas a pesquisa parece ter removido esse obstáculo. Sua tensão comercial está atualmente limitada a 320 kV , mas deve aumentar em um futuro próximo.
Disjuntores HVDCVeja na seção de configuração.
A configuração mais simples consiste em ter apenas um pólo, falamos de um monopolo. Existem duas possibilidades de circular a corrente de retorno entre as estações. A primeira é conectar um terminal dos retificadores e o inversor à terra. O outro terminal está conectado à linha de transmissão. A segunda é conectar o retorno por meio de um condutor. Isso é chamado de retorno metálico.
Monopolo e retorno por terraNo caso de um retorno à terra, a corrente flui através da terra (nas camadas profundas idealmente) entre os eletrodos das duas estações. Esta solução tem algumas consequências ambientais, certamente benignas (ver seção sobre consequências ambientais ).
Monopolo com retorno de metalEsses efeitos indesejados podem ser anulados pelo uso de um feedback metálico. Como uma das estações está conectada ao terra, o isolamento elétrico não precisa ser dimensionado para a tensão da linha de transmissão. O retorno metálico, portanto, não é tão caro quanto uma linha de transmissão. A decisão de efetuar ou não retorno metálico é feita de acordo com parâmetros econômicos, técnicos e ambientais.
A maioria dos monopólos são projetados para que possam ser transformados em bipolos posteriormente. Os postes de energia são então dimensionados para transportar dois condutores, mesmo que apenas um seja necessário. Podemos então escolher usar apenas um ou usá-los em paralelo.
Monopolo simétricoUma terceira possibilidade é distribuir a tensão total prevista em duas linhas, uma com potencial positivo igual a metade da tensão total e a outra com potencial negativo igual a metade da tensão total. Estamos exatamente na mesma situação de um bipolo sem condutor neutro. Essa configuração é chamada de monopólio simétrico. Os conversores são aterrados por meio de alta impedância, nenhuma corrente é esperada para fluir pela terra. Esta configuração não é comum para LCCs, com exceção de NorNed por exemplo, no entanto, é muito comum para VSCs se cabos forem usados.
Em um esquema bipolar, são usados dois condutores, um com tensão positiva e outro negativo. Essa opção é mais cara do que um monopólio.
Além das duas linhas de transmissão, um retorno metálico pode ser instalado entre os neutros das duas estações tornando a corrente através da terra perfeitamente zero.
Às vezes, o bipolo pode ser projetado para funcionar como dois monopólos em paralelo.
Para links de 800 kV , diagramas de 24 pulsos por polo são preferidos, 2 pontes de 400 kV são conectadas em série por polo. Na verdade, o transporte e o projeto de transformadores e válvulas se tornariam muito problemáticos para um pólo de bloco único de 800 kV .
Uma estação " back to back " em inglês, literalmente back to back, em francês head to tail, é uma instalação HVDC cujas duas estações são "coladas" , muitas vezes construídas no mesmo prédio, o comprimento da linha de transmissão é, portanto, insignificante. Estas estações são utilizadas principalmente para conectar redes assíncronas, sejam de frequências diferentes, por exemplo no Japão onde metade do país usa uma frequência de 50 Hz e as outras 60 estações cabeceira a cauda fazem a junção, por exemplo. na América do Sul e na Arábia Saudita , ou eles estão na mesma frequência, mas não são sincronizados entre a Rússia e a Finlândia . No passado, o bloco leste e o bloco oeste tinham a mesma frequência, mas não eram síncronos; assim, o FRG e o GDR foram conectados eletricamente por conversores. Pelo mesmo motivo, as interconexões cabeça-a-cauda também ligam a rede elétrica de Quebec e as redes vizinhas da interconexão oriental na América do Norte.
Essas estações também podem conectar sistemas com diferentes números de fases, como em subestações de tração .
Sendo a linha curta, a tensão DC é escolhida bem mais baixa do que no caso das estações normais, isto permite reduzir o tamanho dos componentes, não tendo o seu isolamento dielétrico tão importante. Como resultado, sua ampacidade é geralmente grande.
Quase todas as linhas HVDC em serviço têm duas estações. Mesmo assim, uma rede de malha DC reduziria o número de estações necessárias em comparação com os sistemas ponto a ponto e, portanto, o custo e as perdas da rede. Além disso, em comparação com uma rede AC, uma rede DC seria totalmente controlável, o que é uma vantagem substancial.
O termo multi-terminal significa mais de 2 estações. Os terminais podem ser conectados em série, em paralelo ou em híbrido (mistura dos dois). A montagem paralela é usada para estações de alta potência, enquanto a série é reservada para estações menores. O maior multiterminal atual é a linha Quebec-New England , comissionada em 1992, com capacidade de 2 GW . Outro exemplo é a linha Itália-Córsega-Sardenha .
Os multiterminais são difíceis de alcançar no LCC porque, ao inverter a polaridade da linha, todo o sistema é afetado. Apenas uma estação pode controlar a tensão. Os VSCs, que não invertem sua polaridade, mas apenas sua corrente, parecem mais adequados e fáceis de controlar.
Além disso, o principal obstáculo à construção de uma rede mesh real, como a rede CA, em HVDC foi até 2012 a falta de disjuntores de corrente contínua suficientemente rápidos e econômicos para protegê-los de curto-circuito. Na verdade, na ausência de um disjuntor do lado CC, em caso de curto-circuito, a corrente deve ser interrompida na estação HVDC. Se para um ponto a ponto isso não muda nada: a ligação entre as duas estações é perdida, para uma rede mesh isso significa que todas as estações ficam sem tensão em caso de falha. Isso é inaceitável. Os disjuntores CC na rede devem permitir a abertura apenas da linha defeituosa, mantendo as linhas íntegras sob tensão. Ao lado, uma figura mostra uma rede em malha DC com e sem disjuntores HVDC. Sem isso, leva três vezes mais estação conversora HVDC, o que aumenta as perdas. Além disso, com os disjuntores HVDC, uma estação pode mudar de receptor para transmissor de energia, ou vice-versa, sem que outra estação tenha que mudar seu estado, o que facilita o controle da rede.
Os disjuntores HVDC são de construção complexa. A dificuldade reside no fato de que a corrente contínua não passa por zero. Agora, os disjuntores CA usam precisamente esse cruzamento zero da corrente para interromper o arco elétrico que se forma entre seus contatos. Uma solução é introduzir um circuito ressonante do tipo RLC para forçar a corrente a zero. Um pequeno número de disjuntores desse tipo existe nas instalações HVDC atuais. Eles estão localizados no lado neutro. Eles têm os seguintes nomes: disjuntor de transferência de retorno de metal (MRTB), disjuntor de transferência de retorno de terra (GRTB). Existem também seccionadores DC: chave de retorno metálico (MRS), chave de barramento neutro (NBS), chave de aterramento de barramento neutro (NBGS), chave de bypass de alta velocidade (HSBS). Os disjuntores de retorno de metal e de transferência de retorno à terra têm a mesma função: em uma instalação HVDC bipolar, quando um pólo falha, a corrente do pólo saudável não pode mais retornar pela linha de transmissão. Em seguida, ele passa por uma linha chamada "retorno metálico" ou diretamente pela terra por meio de um eletrodo. Em outras palavras, a configuração muda de bipolo para monopolo. Quando o polo defeituoso é reparado, a corrente deve ser devolvida à linha de alta tensão (ou cabo). Como o terra tem baixa impedância, esta transferência deve ser forçada. Um disjuntor HVDC é, portanto, usado para interromper o fluxo de corrente através da terra. A ideia é a mesma para o retorno metálico, embora a diferença entre as impedâncias seja menos importante neste caso. Em todos os casos, disjuntores oscilantes são usados.
Em estado estacionário, a corrente contínua faz um loop através das duas linhas de alta tensão.
Quando um pólo falha, a corrente retorna pelo retorno à terra / metálico.
Quando o pólo é reparado, a corrente ainda flui através do retorno terra / metal.
O MRTB permite forçar a passagem de corrente na linha de alta tensão e assim voltar a operar a instalação bipolar.
No entanto, os disjuntores oscilantes não são rápidos o suficiente para proteger efetivamente o sistema de curtos-circuitos no lado da alta tensão. Disjuntores HVDC construídos simplesmente com semicondutores são possíveis, mas levam a grandes perdas, o que não é aceitável para redes de transmissão de energia. Em 2011, a ABB anunciou que havia construído um protótipo de disjuntor HVDC híbrido para cortar a corrente contínua no lado da alta tensão de maneira econômica. O objetivo da ABB é interromper a corrente nas linhas com tensão de 320 kV .
Em 2004, uma patente apresentou a transformação de linhas CA de alta tensão em HVDC. Duas das três linhas tornam-se condutores para linhas DC + e - montadas em um bipolo, a terceira linha é usada para um monopolo cujas válvulas podem ser conectadas em ambas as direções (o dobro de válvulas são usadas, montado antiparalelo). O monopolo traz sua corrente periodicamente de um pólo para o outro e inverte sua polaridade regularmente, a cada poucos minutos. Os condutores conectados ao bipolo usam alternadamente 137% e 37% de sua capacidade térmica, enquanto o condutor do monopolo sempre a utiliza integralmente. Em média eficiente, todos os condutores são então 100% carregados. A capacidade das linhas é, portanto, totalmente utilizada. Além disso, uma corrente forte pode circular mesmo com carga fraca nos condutores do bipolo, a fim de remover o gelo que se deposita nos condutores no inverno.
Esta tecnologia chamada tripolo não está em operação em 2012. As linhas CA na Índia foram transformadas para acomodar HVDC na linha Sileru-Barsoor.
No caso de extensão, como no Cross-Skagerrak , dois pólos são colocados em paralelo enquanto um terceiro pólo é montado com polaridade reversa e voltagem mais alta.
O folheto CIGRE, que visa comparar as diferentes tecnologias HVDC com ACs, reúne uma série de valores indicativos para o custo de uma estação HVDC e linha de transmissão.
Potência (MW) | HVAC | LCC-HVDC | VSC-HVDC |
---|---|---|---|
500 | 16 | 40 | 51 |
1000 | 28 | 90 | 110 |
1500 | 40 | 120 | 153 |
Potência (MW) | HVAC | HVDC | ||
---|---|---|---|---|
Cabo | Linhas Aéreas | Cabo | Linhas Aéreas | |
500 | 0,92 | 0,35 | 0,8 | 0,26 |
1000 | 1,67 | 0,33 | 1,6 | 0,25 |
1500 | 1,67 | 0,45 | 2,4 | 0,34 |
A mesma brochura toma o exemplo de uma linha aérea com um comprimento de 190 km . Neste exemplo, o preço inicial é entre 2,6 e 3,2 vezes mais caro para uma linha HVDC do que uma linha HVAC. As perdas também são maiores em HVDC. O interesse, porém, pode estar nas outras vantagens dessa tecnologia. No caso de uma construção de cabo nesta distância, a distinção entre LCC e VSC tem pouca influência no preço.
Sobrenome | País | Cabo subterrâneo ou submarino (km) |
Linha aérea (km) |
Tensão (kV) |
Potência (MW) |
Ano de inauguração |
Conversor | Observações |
---|---|---|---|---|---|---|---|---|
Miesbach-Munich | Alemanha | 57 | 2 | 0,0025 | 1882 | Não | Primeira linha de alta tensão | |
HVDC Rio Gorzente - Gênova | Itália | ? | ? | 6 | ? | 1889 | Thury | Máquina Thury |
Lyon-Moûtiers | França | 10 | 190 | ± 75 | 30 | 1906 | Thury | Primeira linha HVDC na França |
Moscow-Kashira | URSS | 100 | ± 100 | 30 | 1951 | Merc | Primeira linha com válvulas de mercúrio | |
HVDC Gotland | Suécia | 98 | ± 100 | 20 | 1954 | Merc |
Primeiro cabo com válvulas de mercúrio |
|
Cross-Channel | França-Inglaterra | 64 | ± 100 | 160 | 1961 | Merc | Primeira linha sob o canal | |
Volgograd-Donbass | URSS | 475 | ± 400 | 750 | 1964 | Merc | Nível de tensão | |
Rio enguia | Canadá | B2B | ± 80 | 320 | 1972 | Thyr | Primeira instalação do tiristor | |
Cahora Bassa | Moçambique, África do Sul | 1456 | ± 533 | 1920 | 1979 | Thyr | Primeiro HVDC com uma tensão acima de 500 kV | |
Inga-Shaba | Zaire | 1700 | ± 500 | 560 | 1982 | Thyr | Linha HVDC mais longa | |
Itaipu 1 | Brasil | 785 | ± 600 | 3150 | 1984 | Thyr | Primeira linha em 600 kV | |
IFA 2000 | França - Inglaterra | 72 | ± 270 | 2000 | 1986 | Thyr | ||
Rede multi-terminal DC | Canadá - Estados Unidos | 5 | 1600 | ± 450 | 2250 | 1991 | Thyr | Multi-terminal |
Ligação CC Itália-Córsega-Sardenha | França - Itália | 118 | 304 | ± 200 | 300 | 1992 | Thyr | Diagrama multi-terminal |
Luz Gotland HVDC | Suécia | 100 | ± 60 | 50 | 1999 | IGBT | Primeira instalação comercial em IGBT | |
NorNed | Noruega - Holanda | 580 | ± 450 | 700 | 2008 | Thyr | Cabo submarino atual mais longo | |
BorWin1 | Alemanha | 200 | +150 | 400 | 2009 | IGBT | Primeira plataforma marítima de turbina eólica | |
Cabo Trans Bay | Estados Unidos | 88 | 200 | 400 | 2010 | IGBT | Primeiro VSC multinível | |
Yunnan - Guangdong | China | 1400 | ± 800 | 5000 | 2010 | Thyr | Primeira linha 800 kV | |
Xiangjiaba - Xangai | China | 1980 | ± 800 | 6400 | 2010 | Thyr | Maior potência nominal em sua construção | |
Jinping - Sunan | China | 2090 | ± 800 | 7200 | 2013 | Thyr | Maior potência nominal | |
Rio Madeira | Brasil | 2350 | ± 600 | 3150 | 2014 | Thyr | Maior companhia aérea | |
INELFE | França-Espanha | 65 | ± 320 | 2 * 1000 | 2015 | IGBT | Primeiro link VSC de mais de 1000 MW |
A estação cabeça-a-cauda de Tres Amigas em Clovis , Novo México, deve ligar as 2 principais redes síncronas e um minerador americano usando uma mistura de tecnologia HVDC e cabo supercondutor de alta temperatura deve eventualmente permitir a transmissão da potência de 30 GW .
As linhas HVDC têm uma influência relativamente benigna no meio ambiente. Os possíveis efeitos indesejáveis são: visual, sonoro, perda de óleo, perda de SF6 , risco de incêndio, poluição eletromagnética , corrosão de instalações próximas, harmônicos na rede de corrente alternada e hidrólise da água. A maioria pode ser reduzida de forma eficaz.
As estações e, especialmente, as linhas aéreas têm um impacto visual significativo. Os primeiros podem ser construídos em edifícios, o que os torna muito mais discretos, especialmente em paisagens urbanas. Os segundos, mesmo se menos linhas forem necessárias em comparação com um sistema CA, podem ser agrupados em corredores já existentes ou substituídos por cabos enterrados. Além disso, o equipamento elétrico é barulhento, especialmente transformadores e filtros. Um projeto adequado, ou mesmo a construção de barreiras acústicas ou edifícios ao redor das instalações pode limitar o incômodo. As linhas, junto com o efeito corona , também causam incômodo com o ruído, mas não existe uma solução abrangente. As perdas de óleo e SF6 são excepcionais e são controladas respectivamente por recipientes de óleo e sistemas de monitoramento de gás. O risco de incêndio é reduzido com a construção de corta-fogo ao redor dos transformadores, os elementos mais inflamáveis da estação. O equipamento elétrico cria alguma poluição eletromagnética, seja um campo elétrico, campo magnético ou cargas corona. Como a blindagem de válvulas e elementos sensíveis permite limitá-los, os níveis encontrados nas instalações estão muito aquém dos padrões. No entanto, as bússolas dos navios podem ser perturbadas. As estações HVDC também emitem harmônicos na rede (ver Filtros ), no caso de LCCs e VSCs de 2 níveis, os filtros os limitam. Para VSCs de vários níveis, esses harmônicos são insignificantes. Por outro lado, como os conversores VSC de 2 níveis são operados em alta frequência, eles podem criar poluição eletromagnética.
O retorno da terra também afeta o meio ambiente. O fato de reduzirem as perdas elétricas deve ser visto como uma vantagem. No entanto, eles podem causar vários problemas:
Existem soluções para reduzir esses efeitos. Assim, é possível colocar proteção catódica nas tubulações, o que é relativamente barato. Um estudo geológico do terreno estudando o comportamento das correntes telúricas permite garantir que a corrente flui corretamente entre as estações.
Por causa dessas desvantagens, o retorno por via terrestre é cada vez mais raro em projetos HVDC. No entanto, Le Cigré afirma em 2012 que, se o aterramento for realizado corretamente, não foram detectadas até o momento consequências para a flora e fauna circundantes.
A necessidade de conectar centrais elétricas cada vez mais distantes dos centros de consumo leva os projetistas a desenvolver níveis de tensão cada vez mais elevados. Na China, a região de Sinkiang em particular contém recursos energéticos significativos, energia eólica e carvão, que o governo chinês deseja explorar. Assim, a ABB e a Siemens anunciaram, por sua vez, em 2012, que estavam desenvolvendo e testando transformadores destinados a estações HVDC com uma tensão de +/- 1.100 kV . A operadora chinesa de rede elétrica State Grid Corporation está na vanguarda da pesquisa. Essas linhas atingiriam potências em torno de 10 GW .
Outra área de desenvolvimento é o aprimoramento da tecnologia VSC, que deve se tornar interessante no futuro para o transporte de grandes potências. O desenvolvimento de cabos elétricos de polietileno com tensões mais elevadas também é um grande objetivo de pesquisa. Por fim, a utilização de semicondutores com banda mais larga que a do silício , como o carboneto de silício ou o nitreto de gálio, segundo estudos, possibilitaria tanto a obtenção de componentes com tensão maior e perdas reduzidas do que com o silício atual .
A ABB , anteriormente ASEA para a parte HVDC, afirma ter concluído 74 projetos e 20 em andamento. Dentre eles, 6 CVRs estão concluídos, 7 em andamento. 3 CCCs foram construídos. Em 800 kV , 1 projeto foi concluído, 2 estão em andamento. Seu centro de competência e fabricação está localizado em Ludvika , Suécia . Seus VSCs são comercializados sob a marca “HVDC Light” , seus LCCs sob o nome “Classic” .
A Siemens afirma ter concluído 36 projetos e 15 em andamento. Dentre eles, 1 VSC concluído, 5 estão em construção. Para a 800 kV , 3 instalações foram concluídas, uma em construção. Os principais sites e fábricas da Siemens HVDC estão localizados em Nuremberg e Erlangen, na Alemanha . Seus VSCs são comercializados sob a marca “HVDC Plus” , seus LCCs sob o nome “Classic” como ABB.
A divisão Grid da Alstom , que outrora se tornou a Areva T&D , tem a experiência de 31 projetos concluídos e 3 em andamento, incluindo 1 em 800 kV . Ela planeja entregar seu primeiro VSC em 2014 na Suécia e um back to back nos Estados Unidos. Suas fábricas HVDC e centro de pesquisa estão localizados em Stafford , Reino Unido . Seus VSCs são comercializados sob a marca “MaxSine” , seus LCCs são simplesmente chamados de HVDC.
A General Electric havia concluído 10 projetos HVDC antes de se retirar do mercado no final dos anos 1980.
A Toshiba , às vezes associada à Hitachi e Mitsubishi , liderou 8 projetos HVDC.
A operadora de rede chinesa SGCC desempenha um papel importante na construção de linhas HVDC no país. Enquanto alguns componentes, normalmente transformadores de conversão e válvulas, são fornecidos pela Siemens ou ABB, fornecedores locais, como o Grupo XD , fornecem o resto.