Participação de redes HVDC nos serviços de regulação de frequência

FACULDADE DE ENGENHARIA DA UNIVERSIDADE DO PORTO Participação de redes HVDC nos serviços de Regulação de Frequência José Miguel Rodrigues Gouveia Mestrado Integrado em Engenharia Eletrotécnica e de Computadores Orientador: Dr Carlos Coelho Leal Monteiro Moreira 26 de Fevereiro de 2015 c Nome do Autor, 2008 ii Resumo Nos últimos anos tem-se vindo a assistir a uma forte integração da energia eólica com o objetivo de se atingir as metas propostas pela União Europeia (UE) e assim se caminhar progressivamente para um desenvolvimento sustentável. No entanto, para se atingir essas metas torna-se necessário recorrer a parques eólicos offshore (no mar). Consequentemente, para a transmissão de grandes quantidades de energia a longas distâncias torna-se viável a adoção de ligações em corrente contínua de alta tensão (CCAT), adotando-se conversores fonte de tensão. Recentemente tem-se vindo a desenvolver o conceito de rede Multi-Terminal, isto é, a utilização de redes em corrente contínua não só para a interligação de parques eólicos no mar mas também para a interligação de diferentes áreas de corrente alternada continentais, de modo a se aumentar a fiabilidade e a flexibilidade de operação, permitindo uma maior integração de energia renovável. A integração de energia eólica em larga escala poderá trazer problemas ao nível da estabilidade do sistema elétrico de energia devido à sua imprevisibilidade. Com o objetivo de se garantir a segurança na operação do sistema foram criados códigos de rede de modo a se definir uma estrutura comum de requisitos para ligação à rede. Estes códigos obrigam os parques eólicos a cumprir determinados requisitos, nomeadamente serviços de regulação de frequência. O principal objetivo desta dissertação consistiu em desenvolver e avaliar estratégias de controlo para permitir o fornecimento de serviços de regulação de frequência às redes AC continentais por parte dos parques eólicos offshore, nomeadamente regulação primária de frequência e emulação de inércia. iii iv Abstract In recent years there has been witnessing a strong integration of wind energy in order to achieve the goals proposed by the European Union (UE) and thus gradually walk for sustainable development. However, to achieve these goals becomes necessary to resort to offshore wind farms (in the sea). Consequently, for the transmission of large amounts of power over long distances becomes feasible to adopt connections in High voltage direct current (HVDC), adopting voltage source converters. Recently there has been developed the concept of multi-terminal network, i.e. the use of direct current network not only for interconnecting offshore wind farms but also for the interconnection of different AC areas, in order to increase the reliability and flexibility of operation, allowing greater integration of renewable energy. The wind power large-scale integration can bring problems with the stability of the electric power system due to its unpredictability. In order to ensure the safe operation of the system were created network codes to define a common framework of requirements for grid connection. These codes require the wind farms to meet certain requirements, including frequency regulation services. The main objective of this thesis was to develop and evaluate control strategies to enable the provision of frequency regulation services to continental AC networks by offshore wind farms, in particular primary frequency regulation and inertia emulation. v vi Agradecimentos Em primeiro lugar queria agradecer ao meu orientador, Professor Doutor Carlos Coelho Leal Monteiro Moreira por toda a disponibilidade e apoio prestado, pelo encorajamento e confiança dada, assim como por todo o tempo e paciência para o esclarecimento de todas as dúvidas que foram surgindo ao longo deste trabalho. Queria agradecer a todos os meus amigos e colegas de curso que me acompanharam ao longo deste percurso, em especial ao Rui Pinto, por todo o tempo, paciência e auxílio prestado. Um muito obrigado à minha maravilhosa namorada, Andreia Dias, por todo o seu amor, por me acompanhar em todos os momentos, por todo o seu apoio e carinho que tanto me ajudaram ao longo deste período. Por fim, mas não menos importante, um muito obrigado à minha mãe, ao meu pai e ao meu irmão por todo o apoio que me deram ao longo do curso, e porque sem eles eu não era o que sou hoje. Apesar de já não estares cá, tu que tanto me querias ver a acabar o curso, levo-te para sempre no meu coração! Meu companheiro, Meu amigo, Meu Avô. José Gouveia vii xiv LISTA DE FIGURAS 5.9 Potência injetada pela rede MTDC nas redes continentais - análise 2 . . . . . . . 54 5.10 Tensão no terminal onshore #2 da rede MTDC - análise 2 . . . . . . . . . . . . . 55 5.11 Potência injetada pela rede MTDC nas redes continentais - análise 3 . . . . . . . 56 5.12 Frequência das redes continentais - análise 3 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 57 5.13 Tensão da rede MTDC no terminal #2 onshore - análise 3 . . . . . . . . . . . . . 58 5.14 Potência injetada pelo parque eólico #1 - análise 4 . . . . . . . . . . . . . . . . . 59 5.15 Frequência das redes continentais - análise 4 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 60 5.16 Potência injetada nas redes continentais pela rede MTDC - análise 4 . . . . . . . 61 5.17 Tensão da rede MTDC no terminal #2 onshore para os casos A e B - análise 4 . . 62 5.18 Potência injetada pelo parque eólico #1 - análise 5 . . . . . . . . . . . . . . . . . 62 5.19 Potência injetada pela rede MTDC na área continental #2 - análise 5 . . . . . . . 63 5.20 Frequência da rede continental #2 - análise 5 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 63 5.21 Tensão da rede MTDC no terminal #2 onshore - análise 5 . . . . . . . . . . . . . 64 Lista de Tabelas 2.1 Períodos de tempo durante os quais os geradores deverão ser capazes de se manterem conectados à rede para diferentes desvios de frequência . . . . . . . . . . 10 2.2 Parâmetros para a figura 2.3 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11 2.3 Valores dos parâmetros da figura 2.4 para unidades de geração do tipo D . . . . 12 2.4 Períodos de tempo durante os quais as unidades de geração offshore deverão ser capazes de se manterem conectadas à rede para diferentes gamas de tensão . . . . 12 A.1 Parâmetros do gerador síncrono . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 67 A.2 Parâmetros do regulador de velocidade . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 67 A.3 ParâmetrosdaredeDC ............................... 68 A.4 Parâmetros dos conversores HVDC . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 68 xv xvi LISTA DE TABELAS Abreviaturas e Símbolos AC Alternating Current DC Direct Current DFIG Doubly-fed Induction Generators ENTSO-E European Network of Transmission System Operators for Electricity FSIG Fixed Speed Induction Generator HVAC High Voltage Alternating Current HVDC High Voltage Direct Current LCC Line Commuted Converter MTDC Multi-Terminal DC PE Produção Eólica SER Sistemas de Energia Renovável TSO Transmission System Operator UE União Europeia VSC Voltage Source Converter xvii Capítulo 1 Introdução 1.1 Enquadramento Geral Historicamente a produção de energia elétrica é feita com recurso a fontes de energia não renováveis (tais como o carvão, petróleo e gás natural) assim como à energia hídrica e nuclear. No entanto, nas últimas décadas tem havido uma crescente preocupação relacionada com o esgotamento de recursos fósseis e também em torno de questões ambientais, uma vez que os recursos fósseis são extremamente poluentes. Assim sendo, se não forem tomadas medidas no sentido de abandonar progressivamente a produção de energia através destes recursos, as alterações climatéricas podem ser catastróficas durante este século. Surge assim a necessidade de se apostar noutras alternativas para a produção de energia elétrica, as chamadas fontes de energia renováveis, de modo a reduzir as emissões de gases com efeito de estufa, garantindo um desenvolvimento sustentável. Desta forma, a Comissão Europeia em 2008 propôs metas para em 2020 se reduzir em 20% a emissão dos gases com efeito de estufa em relação aos níveis apresentados em 1990 e ainda aumentar a cota de produção através de energias renováveis igualmente em 20%, tendo ainda estes valores vindo a ser alvo de estudo no sentido de serem aumentados para 30% [1]. Assim, tem-se vindo a observar uma forte integração das energias renováveis nos últimos anos, como se pode verificar pela mais recente estatística do Conselho Europeu de Energias Renováveis (ver figura 1.1). Uma parte significativa da produção renovável é feita com recurso à energia eólica, tomando este recurso cada vez maior importância, tendo-se verificado nos últimos anos uma forte integração de parques eólicos. De modo a que a energia eólica consiga suprir parte significativa do consumo energético no futuro, torna-se necessário a adoção de parques eólicos offshore. Para além da maioria dos locais com melhores recursos eólicos terem sido já explorados em terra, a implementação de parques eólicos offshore deve-se também à maior quantidade do recurso e também à "qualidade superior"do vento, para além ainda da oposição pública contra a implementação de novos parques eólicos onshore devido a fatores estéticos [2]. 1 2Introdução Figura 1.1: Percentagem de componentes renováveis na produção de eletricidade na União Europeia [3] Os parques eólicos offshore têm um enorme potencial, e de acordo com a Associação Europeia de Energia Eólica é previsto que na Europa haja um aumento da capacidade offshore instalada de 2 GW em 2012 para 40 GW em 2020, e ainda para 150 GW em 2030, sendo este um objetivo bastante ambicioso [4]. Em Portugal foi implementado um projeto pioneiro de um aerogerador offshore ao largo da Povoa de Varzim de 2 MW de potência, recorrendo-se a uma estrutura flutuante devido à profundidade da costa Portuguesa. Com efeito, a introdução de grandes quantidades de geração offshore trás novos desafios técnicos, nomeadamente a implicação de avultados investimentos no sistema de transmissão para parques eólicos a longas distâncias da costa. Inicialmente foram implementados parques eólicos offshore de baixa potência e a pequenas distâncias da costa, onde foram implementados sistemas de transmissão de Alta Tensão em Corrente Alternada (HVAC - High Voltage Alternating Current). No entanto, como a ligação dos parques eólicos offshore à rede continental é feita em cabo, para longas distâncias e em sistemas de corrente alternada observa-se um aumento considerável de potência reativa capacitiva no cabo, causando consequentemente um valor mais elevado de perdas ativas e ainda dificuldades acrescidas no controlo de tensão, limitando a capacidade de transporte de potência ativa [5]. Embora esta seja ainda a tecnologia mais usada atualmente, os sistemas de Alta Tensão em Corrente Contínua (HVDC - High Voltage Direct Current) apresentam-se como a única tecnologia capaz de lidar com o transporte de grandes quantidades de potência. Deste modo, a tecnologia HVDC é adotada para uma vasta gama de aplicações que não podem ser implementadas através da tecnologia HVAC. Assim, através da ligação em HVDC é possível fazer a conexão entre duas áreas não síncronas com diferentes frequências, como também fazer o transporte de grandes quantidades de potência para áreas de consumo, como é o caso de Itaipu no 1.1 Enquadramento Geral 3 Brasil, onde é conectada uma central hidroelétrica ao centro de consumo em Ibiuna, transportandose cerca de 6300 MW [6], sendo ainda possível fazer a conexão de redes continentais com parques eólicos offshore e ilhas. Existem duas tecnologias principais para a transmissão em HVDC. Inicialmente surgiram os conversores HVDC-LCC (Line Commutated Converter), baseados em válvulas de tirístores. No entanto, esta solução necessita grandes estações de conversores, devido à necessidade de compensação de potência reativa assim como à necessidade de filtros de grandes dimensões. Mais recentemente surgiram os conversores HVDC-VSC (Voltage Source Converter), com conversores baseados em IGBT’s (Insulated-Gate Bipolar Transistor), permitindo o controlo independente de potência ativa e reativa, aumentando a estabilidade no sistema [7]. Apesar dos conversores HVDC-LCC serem uma solução limitada do ponto de vista da ligação de parques eólicos ofsshore em relação aos conversores HVDC-VSC, são a única solução para a transmissão de grandes quantidades de potência. Inicialmente foram implementadas redes HVDC ponto-a-ponto, no entanto este tipo de redes apresentam grandes desvantagem, nomeadamente de flexibilidade e fiabilidade da rede. Assim, surgiu a ligação Multi-Terminal DC (MTDC), consistindo numa solução mais flexível para a previsível integração de grandes quantidades de potência offshore no futuro [8]. No entanto, a integração de grandes potências de energia eólica offshore irá levar à substituição das centrais convencionais, reduzindo-se assim a capacidade de regulação de tensão e frequência na rede continental, obtendo-se por conseguinte uma menor segurança no controlo da rede. Desta forma, a ENTSO-E (European Network of Transmission System Operators for Electricity) definiu códigos de rede, isto é, regras comuns para o mercado interno de eletricidade, com o objetivo de fornecer e gerir o acesso efetivo e transparente às redes de transmissão além fronteiras, de modo a se assegurar o planeamento futuro e uma sólida evolução do sistema de transmissão. Assim, as unidades de geração de energia, tanto síncronas como assíncronas, são obrigadas a cumprir certos requisitos técnicos definidos pelos códigos de rede, sendo considerados como um pré-requisito para a ligação à rede, no que concerne à segurança do sistema. Com a introdução destes requisitos pretende-se também contribuir para a não discriminação, concorrência efetiva e para o funcionamento eficiente do mercado interno de eletricidade. Prevendo-se assim que no futuro as redes HVDC tenham um papel fundamental na integração de grandes quantidades de potência eólica, é necessário encontrar mecanismos de controlo que permitam aos parques eólicos offshore fornecer os serviços requeridos por parte do operador de rede, de igual forma ao que é feito pelos parques eólicos onshore, uma vez que quando se faz a ligação de um parque eólico offshore através de corrente contínua, este fica desacoplado da rede continental em termos de tensão e frequência, não sendo capaz de sentir as suas perturbações e assim fornecer uma resposta adequada. 4Introdução 1.2 Objetivos da Dissertação A primeira fase deste trabalho consistiu em identificar e perceber os principais problemas associados à ligação de parques eólicos offshore através de redes em corrente contínua, tendo sido feita uma pesquisa bibliográfica para isso. A segunda fase consistiu em desenvolver através do MatLab Simulink uma plataforma de simulação com o objetivo de avaliar o comportamento de uma rede MTDC com produção eólica offshore. A terceira e última fase passou por desenvolver e implementar métodos de controlo para a rede MTDC, de forma a que esta em conjunto com o parque eólico offshore fossem capazes de fornecer serviços de regulação de frequência, nomeadamente regulação primária de frequência e emulação de inércia, com o objetivo de serem capazes de auxiliar as redes continentais aquando da ocorrência de perturbações de frequência. Pretende-se assim que os parques eólicos offshore, conforme exigido pelos códigos de rede, sejam capazes de injetar potência adicional através da criação de margens de reserva assim como as redes MTDC sejam capazes de ir buscar potência a outras áreas continentais após a ocorrência de uma queda de frequência numa rede continental. 1.3 Estrutura da Dissertação Esta dissertação está dividida em 6 capítulos conforme é apresentado em seguida: No capítulo 1 é feita uma introdução geral ao tópico abordado neste trabalho, assim como são apresentados os principais objetivos. No capítulo 2 tem por objetivo apresentar um resumo dos trabalhos desenvolvidos em temas relevantes para o desenvolvimento deste trabalho. Adicionalmente, serão apresentados os principais fatores que levaram ao desenvolvimento das redes MTDC para a conexão de parques eólicos offshore assim como os seus principais desafios. No capítulo 3 é apresentado o modelo desenvolvido para a simulação, tendo sido apresentada uma modelização matemática para todos os seus componentes (turbinas eólicas, conversores eletrónicos de potência, rede MTDC e sistema AC (Alternating Current)). No capítulo 4 são apresentadas as estratégias de controlo que permitem a rede MTDC assim como os parques eólicos offshore em contribuir para a regulação de frequência do sistema continental. No capítulo 5 são apresentados e analisados os resultados obtidos na realização das simulações, de forma a se avaliar o desempenhos dos métodos de controlo. 1.3 Estrutura da Dissertação 5 No capítulo 6 são apresentadas as conclusões deste trabalho assim como as perspetivas futuras. 12 Estado da Arte Tabela 2.3: Valores dos parâmetros da figura 2.4 para unidades de geração do tipo D [14] Parâmetros de Tensão [pu] Parâmetros de Tempo [segundos] Uret 0,05 tclear: 0,14 - 0,25 Uclear Uret trec1tclear Urec1Uclear trec2trec1 Urec20,85 trec31,5 - 3,0 Para a Europa continental, as unidades de geração offshore têm de ser capazes de se manterem conectadas à rede dentro da gama de tensões e tempos especificados na tabela 2.4. Tabela 2.4: Períodos de tempo durante os quais as unidades de geração offshore deverão ser capazes de se manterem conectadas à rede para diferentes gamas de tensão [14] Gamas de Tensão Período de Operação 0,85 pu – 0,90 pu 60 minutos 0,9 pu – 1,118 pu* Ilimitado 1,118 pu – 1,15 pu* A ser definido pelo TSO (não menos que 20 min) 0,90 pu – 1,05 pu** Ilimitado 1,05 pu – 1,0875 pu** A ser definido pelo TSO (não menos que 60 min) 1,0875 pu – 1,10 pu** 60 minutos * Tensão em pu para valores inferiores a 300 kV ∗∗ Tensão em pu para valores de 300 kV a 400 kV É importante que os valores de tensão sejam mantidos constantes dentro de uma estreita gama, uma vez que os equipamentos são feitos de modo a operarem para níveis específicos de tensão. Recentes adaptações nos requisitos de ligação de rede obrigam a que os parques eólicos sejam capazes de contribuir para a regulação de tensão do sistema, de igual modo às centrais convencionais, sendo capazes de fornecer ou absorver potência reativa. Assim, o operador de rede tem a possibilidade de requerer injeção de potência reativa, de acordo com a relação entre tensão/potência reativa com a potência ativa, U−Q/Pmax, onde para a Europa continental o valor da máxima gama e variação da potência reativa com a potência ativa é especificado em 0,75, e a máxima variação de tensão em estado estacionário em p.u. é especificado em 0,225. 2.2.1 Turbinas Eólicas Nas últimas décadas houve um grande desenvolvimento na tecnologia de turbinas eólicas, presente nos aspetos construtivos e de design dos aerogeradores, assim como na melhoria dos seus mecanismos de controlo. Melhorar a sua flexibilidade de operação, assim como a sua eficiência 2.2 Energia Eólica 13 para uma vasta gama de velocidades do vento foram os principais fatores que levaram ao seu desenvolvimento. Para os parques eólicos são utilizados preferencialmente geradores de velocidade variável de forma a aproveitar o recurso de uma forma mais eficiente. Três principais tecnologias são usadas atualmente nos parques eólicos. A primeira geração de aerogeradores, que se encontram implementados nos parques eólicos mais antigos são os geradores de indução de velocidade fixa, (FSIG - Fixed Speed Induction Generator). A segunda geração consiste nos geradores de indução duplamente alimentados, (DFIG - Doubly-fed Induction Generators). A terceira geração consiste também em turbinas eólicas de velocidade variável, equipadas com geradores síncronos com auto-excitação fornecida por um circuito auxiliar ou por ímanes permanentes. Esta tecnologia é geralmente conhecida como gerador de velocidade variável com conversor integral. Gerador de Indução de Velocidade Fixa Inicialmente foram adotadas turbinas eólicas de velocidade fixa, onde eram utilizados geradores assíncronos em gaiola de esquilo, SCIG (Squirrel Cage Induction Generator), conectados diretamente à rede através de um transformador (figura 2.5). Figura 2.5: Esquema de Gerador de Velocidade Fixa [7] Esta tecnologia necessita de compensação de energia reativa, uma vez que não é capaz de gerar energia reativa de forma autónoma, sendo utilizados portanto bancos de condensadores. É possível obter uma ligação mais suave à rede através da incorporação de soft-starter como ilustrado na figura 2.5. Esta configuração apresenta a vantagem de ser simples, robusta e fiável. No entanto, para além de não ter controlo de potência reativa e de velocidade, as flutuações do vento são traduzidas em flutuações mecânicas, e por sua vez em flutuações de potência. No caso de uma rede "fraca", este facto pode levar a flutuações de tensão [7] [15]. De igual modo, perturbações existentes na rede irão ser transmitidas ao aerogerador. Consequentemente, aquando da ocorrência de um curto-circuito o aerogerador terá de absorver uma elevada quantidade de potência reativa de forma a restabelecer o campo magnético e voltar à condição normal de funcionamento. No entanto, as baterias de condensadores irão contribuir com pouca potência devido à redução da tensão nos terminais do aerogerador, o que obriga a que a maior parte da potência reativa seja fornecida 14 Estado da Arte pela rede [16]. Deste modo, o desenvolvimento da eletrónica de potência permitiu criar conversores que fizessem a interface entre o rotor do gerador e a rede. Assim, conseguiu-se um aumento em termos de flexibilidade operacional, assim como permitiu o fornecimento de novos serviços à rede. Deste modo, os SCIG deixaram de ser uma tecnologia atrativa. Gerador de Indução de Velocidade Variável Os geradores de velocidade variável são projetados por forma a alcançar a máxima eficiência sobre uma vasta gama de velocidades do vento, sendo possível adaptar continuamente a velocidade de rotação da turbina. Esta configuração consiste num gerador de indução com rotor bobinado, onde o estator está diretamente ligado à rede, enquanto que o rotor é ligado à rede através de um conversor eletrónico de potência (figura 2.6). O conversor ligado à rede opera à frequência do sistema elétrico, enquanto que o conversor ligado ao rotor opera com frequência variável em função da velocidade do aerogerador, permitindo uma variação de velocidade de 30% da velocidade de sincronismo, o que significa que o conversor apenas necessita de estar dimensionado para uma potência de 30% da potência nominal do gerador. Além do mais, o conversor faz a compensação de energia reativa, suavizando também a ligação do gerador à rede [7] [17]. Figura 2.6: Esquema de Gerador de Velocidade Variável [7] Apesar da adoção de uma caixa de engrenagem de modo a adaptar a velocidade de rotação da turbina à velocidade do gerador, esta tecnologia é capaz de operar numa vasta gama de velocidades do vento sendo mais flexível em relação ao gerador de indução convencional, permitindo aumentar a eficiência na produção de energia elétrica, melhorando a qualidade da energia entregue à rede. Embora seja capaz de cumprir com os requisitos de ligação à rede, nomeadamente na regulação primária de frequência, na sobrevivência a cavas de tensão e no fornecimento de potência reativa durante defeitos, o facto de o estator estar diretamente ligado à rede expõe o aerogerador às perturbações existentes na rede. 2.3 Produção Eólica Offshore 15 Gerador Síncrono de Velocidade Variável Este tipo de gerador é conectado à rede através de um conversor integral, como se pode verificar na figura 2.7. O conversor do lado do gerador é responsável pelo controlo de velocidade do aerogerador, tendo por objetivo maximizar a extração de potência. Por outro lado, o conversor do lado da rede é responsável por controlar a injeção de potência reativa e da potência ativa na rede, esta última em função da tensão DC (Direct Current). A utilização de um conversor integral permite o desacoplamento total entre a frequência da rede e do gerador, apresentando a vantagem de reduzir o impacto das variações da velocidade do vento, mitigando também o impacto de quedas de tensão. Figura 2.7: Esquema de Gerador Síncrono de Velocidade Variável [7] Apesar da introdução de um conversor integral permitir ao aerogerador funcionar a uma velocidade variável, esta apresenta-se como uma solução mais dispendiosa. Estes geradores são multipolo não necessitando assim de uma caixa de velocidades, o que reduz de forma significativa a sua manutenção, tornando esta solução especialmente atrativa para aplicações offshore [7] [17]. 2.3 Produção Eólica Offshore Como já foi referido na secção 1 é previsível que nos próximos anos se comecem a instalar novos parques eólicos no mar. Estima-se que a velocidade do vento offshore seja maior do que em onshore em 10%, correspondendo teoricamente num aumento de produção de energia elétrica em 30% [7]. No entanto, com este novo paradigma surgem novos desafios relacionados com a conexão dos parques eólicos offshore à rede continental, com o seu controlo de injeção de potência e ainda com o cumprimento dos serviços requeridos pela rede elétrica. 2.3.1 Sistemas em Corrente Contínua Os parques eólicos offshore são ligados à rede continental através de cabos submarinos. Muitos parques eólicos são conectados à rede usando corrente alternada em alta tensão (HVAC - High Voltage Alternating Current). Porém, os cabos AC (Alternating Current) comportam-se como condensadores, estando a sua capacidades distribuída por todo o comprimento do cabo, gerando 16 Estado da Arte assim uma forte componente de potência reativa capacitiva, reduzindo a capacidade de transmissão de potência ativa, tendo de ser compensada com uma forte componente indutiva. Assim, para além de um certo nível de potência e um certo comprimento esta solução não é viável, uma vez que se torna muito caro instalar compensação reativa nos cabos submarinos [12] [18] [19]. A tecnologia (HVDC - High Voltage Direct Current) já é conhecida à mais de 50 anos, tendo em 1954 sido feita a sua primeira implementação, ligando a ilha de Gotland, na Suécia, ao continente. Sistemas em HVDC apresentam várias vantagens em relação aos sistemas HVAC (HVAC -High Voltage Alternating Current), do ponto de vista de conexão entre redes permite interligar duas redes AC não síncronas, por exemplo com diferentes frequências ou diferentes fases. Não apresentam nenhuma restrição em relação ao comprimento do cabo, permitem o controlo de injeção de potência e apenas utilizam dois condutores [12] [19]. Por outro lado, o principal obstáculo à sua implementação são os seus elevados custos, nomeadamente os seus conversores. 2.3.2 Transmissão Multi-Terminal em Corrente Contínua Com o eminente surgimento de produção eólica offshore de elevadas potências a ligação pontoa-ponto (figura 2.8) é vista cada vez mais como uma solução limitada do ponto de vista de flexibilidade para alcançar as metas da UE. Até agora, a implementação de sistemas HVDC tem vindo a ser feita através da implementação destas redes. No entanto, a sua principal desvantagem consiste na sua limitação de fluxo de potência entre os seus terminais. As redes HVDC multi-terminal (MTDC - Multi-Terminal Direct Current) surgem assim como uma solução bastante atrativa, uma vez que permitem fazer a ligação de diferentes parques eólicos offshore a diferentes pontos continentais, aumentando assim a flexibilidade do sistema, permitindo uma maior capacidade de transporte de energia, facilitando também a expansão das redes [21]. Esta configuração utiliza conversores VSC, sendo estes abordados mais à frente neste trabalho. No entanto, a ausência da passagem da corrente por zero nos sistemas DC torna o seu corte muito mais difícil do que nos sistemas AC. Existem dois tipos de disjuntores nos sistemas HVDC: eletromecânicos e solid-state. Um disjuntor eletromecânico DC não teria custo muito mais elevado do que um disjuntor eletromecânico AC, no entanto o seu poder de corte poderia ter tempos mais elevados do que aquele que são requeridos pela rede. Por outro lado, os disjuntores solid-state apresentam tempos de corte de apenas alguns milissegundos, sendo adequados para a integração nas MTDC. A sua principal desvantagem consiste nas suas elevadas perdas e no seu custo. Porém, numa rede MTDC sem disjuntores DC, aquando da ocorrência de uma falha na rede, seria necessário a abertura dos disjuntores AC, o que faria com que toda a rede DC ficasse fora de serviço. No caso de uma rede MTDC esse fator resultaria numa enorme perda de potência [20]. Assim, os disjuntores DC são fundamentais para a operação das redes MTDC. Com a integração de redes MTDC, podem ser implementadas diversas tipologias, tendo como objetivo a redução de custo e a maximização da sua fiabilidade e flexibilidade, de forma a assegurar segurança no fornecimento de energia elétrica. Deste modo, existem várias tipologias como topologia geral em anel, topologia geral em estrela, topologia em estrela com anel central, topologia de parques eólicos em estrela ou topologia de subestação em anel (ver figura 2.9). 2.4 Tecnologias HVDC 17 Figura 2.8: Topologia HVDC ponto-a-ponto [20] Segundo o estudo realizado em [20], onde o autor estudou as diferentes tipologias mencionadas tendo em consideração as falhas do sistema, ele concluiu que a topologia que otimiza a rede não depende apenas de requisitos operacionais e relacionados com a robustez da mesma, mas também depende da localização das subestações e dos parques eólicos offshore, e eventualmente do custo dos cabos e disjuntores DC. 2.4 Tecnologias HVDC Na transmissão em HVDC é fundamental a conversão de corrente alternada para corrente contínua, e de corrente contínua para alternada. O processo de transformação de AC para DC é denominado retificação, enquanto que o processo inverso é denominado inversão. Deste modo, tem havido uma notória evolução dos conversores, em grande parte devido à evolução dos dispositivos de eletrónica de potência. Os conversores estão assim dividos em duas 18 Estado da Arte Figura 2.9: Tipologias de redes MTDC: a) Topologia Geral em Anel b) Topologia Geral em Estrela c) Topologia de Parques Eólicos em Estrela d) Topologia em Estrela com Anel Central e) Topologia de Subestação em Anel [20] categorias: conversores LCC (Line Commuted Converter) e conversores VSC (Voltage Source Converter). 2.4.1 Conversores LCC Nos conversores LCC são usadas válvulas de tiristores, tendo sido adotados para transmissões de grandes quantidades de potência ao longo de grandes distâncias. Apesar da sua maior eficiência e capacidade de transporte de potência em relação aos conversores VSC, este tipo de conversor produz uma maior quantidade de harmónicos para a rede, o que representa uma grande desvantagem, pois requer a instalação de grandes filtros. Adicionalmente, esta tecnologia necessita de estar sempre a consumir potência reativa, que tem de ser compensada recorrendo-se a bancos de condensadores, o que torna uma solução muito dispendiosa, e assim inadequada para soluções 2.4 Tecnologias HVDC 19 offshore [22]. Em [22] o autor propõe uma solução que consiste na redução do tamanho dos filtros e condensadores nos conversores LCC em cerca de um quinto do seu tamanho original. Ele salienta que a redução dos filtros irá aumentar a distorção harmónica, causando perdas extras em diferentes partes do sistema, porém estas poderão ser desprezadas uma vez que os conversores da turbina eólica se irão comportar como um filtro distribuído, fornecendo compensação de energia reativa. Desta forma, o sistema apresentará custos menores e uma maior fiabilidade, no entanto, os transformadores e conversores da turbina eólica terão de ser sobredimensionados em cerca de 6,5% de forma a atender às exigências de potência reativa, sendo esta uma desvantagem desta solução. O autor defende assim que os conversores LCC, através da implementação da solução proposta, são mais baratos e mais eficientes em relação aos conversores VSC. Em [23] o autor defende o uso simultâneo de conversores VSC e LCC nas redes HVDC. É referido que os conversores LCC têm muitos problemas operacionais, como limitações de potência máxima, regulação de tensão e são suscetíveis a falhas de comunicação. O autor também refere que os conversores VSC apresentam maiores custos e perdas em relação aos conversores LCC. Deste modo, ele defende que numa rede de transmissão com conversores LCC e VSC, os conversores VSC seriam responsáveis pela regulação de tensão no barramento AC, tornando assim o conversor LCC menos propicio a variações de tensão e falhas de comunicação, potenciando desta forma a potência máxima extraída pelo conversor LCC. 2.4.2 Conversores VSC Com a evolução da eletrónica de potência, nomeadamente dos semicondutores e equipamento de controlo, surgiram os conversores VSC, baseados em IGBTs, trazendo assim várias vantagens em relação aos conversores LCC. Estes conversores tornaram possível o controlo independente de potência ativa e reativa, tendo a capacidade de operar em redes AC "fracas", não necessitando de compensação de energia reativa, apresentando ainda fácil reversão do fluxo de potência, menor injeção de harmónicos na rede, permitindo também procedimentos de black start [23] [24]. Os conversores VSC são assim flexíveis e têm estratégias de controlo simples, sendo vistos como a tecnologia mais promissora para aplicações offshore, uma vez que permitem a extensão para redes multi-terminal. Por outro lado, o uso destes conversores causa alguns problemas ao Operador da Rede de Transporte (TSO - Transmission System Operator), uma vez que o seu comportamento dinâmico durante distúrbios na rede ainda não é inteiramente compreendido, variando com a topologia da rede utilizada [25]. Desta forma, segundo [25] existem três tipologias diferentes de conversores VSC: •conversor dois níveis (figura 2.10-(i)); •conversor de díodos fixos ao ponto neutro (figura 2.10-(ii)); 20 Estado da Arte •conversor multinível modular (figura 2.10-(iii)). Figura 2.10: Conversor VSC: i) conversor dois níveis ii) conversor de díodos fixos ao ponto neutro iii) conversor multinível modular [25] 2.4.2.1 Modo de Funcionamento Independentemente da topologia da rede MTDC, o principal fator para a sua modelação está relacionado com o modelo dinâmico usado para os conversores VSC. Deste modo, através da análise do comportamento dinâmico dos sistemas AC e DC é assumido que os conversores podem ser modelizados com base apenas nas suas funções de controlo, negligenciando as suas perdas, harmónicos e comutações transitórias [8]. Deste modo, o sistema de controlo da rede HVDC é separado em dois sistemas distintos, o sistema de controlo do conversor onshore e no sistema de controlo do conversor offshore. No seu controlo é feita uma transformação onde as três fases do sistema trifásico são decompostas em duas grandezas, segundo o eixo de variáveis diretas (d) e de quadratura (q), representando dessa forma a componente real e imaginária. Conversores Onshore Os conversores onshore são responsáveis por fazer a ligação entre a rede AC continental e a rede HVDC, sendo responsáveis pelo controlo de injeção de potência ativa e reativa na rede AC continental. O seu controlo de potência reativa pode ser feito através de duas abordagens distintas: considerando a injeção de potência reativa com um fator de potência pré-definido, ou a tensão nos terminais AC. Segundo [8] e [12], é proposto uma malha de controlo, representada na figura 2.11, sendo feito um controlo considerando a estratégia de controlo de potência reativa. O seu controlo é feito 2.4 Tecnologias HVDC 21 através de quatro controladores proporcionais integrais, PI, principais. O controlo proporcional tem o objetivo de estabilizar o sinal de entrada, enquanto o controlo integral tem como objetivo compensar o erro permanente. O objetivo desta malha de controlo passa por definir a tensão segundo a sua componente direta e de quadratura. Assim, os controlos PI-1 e PI-2 representam a malha de controlo exterior, sendo PI-1 responsável por definir a componente de referência Idre f atual, através do erro entre a tensão DC e a tensão de referência pré-especificada. Por seu lado, PI-2 é responsável por definir a componente de referência Iqre f atual, através do erro entre a potência reativa atual e a de referência pré-especificada. Por outro lado, os controlos PI-3 e PI-4 representam a malha de controlo interior, sendo responsáveis por determinar os valores de tensão direta e em quadratura, V’d eV’q, com base no erro entre os valores Idre f eIqre f e os valores Id eIq atuais. Figura 2.11: Malha de controlo VSC onshore [8] Conversores Offshore Os conversores offshore fazem a ligação entre o parque eólico offshore e a rede HVDC. Este conversor é responsável pelo controlo de tensão e frequência do parque eólico offshore. De igual modo aos conversores onshore, em [8] e [12] é apresentada uma malha de controlo, representada na figura 2.12. Assim, e de igual forma ao controlo descrito para os conversores onshore, com base no erro entre as componentes Vd eVq atuais e de referência, a malha de controlo externa, isto é, os controladores PI-1 e PI-2 irão gerar as correntes de referência Idre f e Iqre f . Da mesma forma, a malha de controlo interna, PI-3 e PI-4, irá gerar os valores V’d eV’q, através do erro entre os valores das correntes atuais e de referência. 28 Estado da Arte Capítulo 3 Modelização do Sistema 3.1 Introdução De modo a se conseguir estudar o comportamento de uma rede MTDC (Multi-Terminal Direct Current), é necessário primeiro identificar os modelos representativos dos seus diferentes componentes. Desse modo, neste capítulo são apresentados os modelos adotados para cada componente, tendo sido desenvolvidos e simulados recorrendo-se ao MatLab Simulink. Para alguns componentes foram adotados modelos já existentes na biblioteca do Simulink, enquanto que para outros componentes os seus modelos foram construídos de origem. 3.2 Rede AC Continental Para a representação do sistema AC (Alternating Current) continental foi considerada uma máquina síncrona equivalente, tendo por objetivo representar todas as unidades de produção convencionais existentes no sistema elétrico continental. Para além do gerador equivalente, a rede AC continental é ainda composta por outros elementos: linhas de transmissão, transformadores e cargas. 3.2.1 Gerador Síncrono Para a modelização do gerador síncrono foi adotado um modelo já existente no MatLab Simulink, dado pelo nome ’Synchronous Machine’. Este modelo pode operar como motor ou gerador, operando neste caso como gerador. O seu modelo mecânico é representado pelas seguintes equações: ∆w(t) = 1 2HZt 0(Tm−Te)dt −Kd∆w(t)(3.1) w(t) = ∆w(t)+w0(3.2) Onde, 29 30 Modelização do Sistema ∆w(t)- variação de velocidade; Hconstante de inércia; Tmbinário mecânico; Tebinário elétrico; Kd - fator de amortecimento; w(t)- velocidade mecânica do rotor; w0velocidade síncrona (1 p.u.). O seu modelo equivalente é representado segundo as componentes direta (d) e em quadratura (q), sendo todos os parâmetros do rotor vistos a partir do estator. O sua componente elétrica é representada por um modelo de sexta ordem, estando representado nas seguintes equações: Vd=Rsid+d dt φd−wRφq(3.3) Vq=Rsiq+d dt φq−wRφd(3.4) V0 f d =R0 f di0 f d +d dt φ0 f d (3.5) V0 kd =R0 kdi0 kd +d dt φ0 kd (3.6) V0 kq1=R0 kq1i0 kq1+d dt φ0 kq1(3.7) V0 kq2=R0 kq2i0 kq2+d dt φ0 kq2(3.8) φd=Ldid+Lmd(i0 f d +i0 kd)(3.9) φq=Lqiq+Lmqi0 kq (3.10) φ0 f d =L0 f di0 f d +Lmd(id+i0 kd)(3.11) φ0 kd =L0 kdi0 kd +Lmd(id+i0 f d)(3.12) φ0 kq1=L0 kq1i0 kq1+Lmqiq(3.13) 3.2 Rede AC Continental 31 φ0 kq2=L0 kq2i0 kq2+Lmqiq(3.14) Onde, d,qparâmetros referentes aos eixos direto e em quadratura; R,sparâmetros referentes ao rotor e estator; mparâmetro referente à indutância de magnetização; f,kparâmetros referentes aos enrolamentos de campo e de amortecimento; Vtensão; Rresistência; Lindutância; icorrente; φfluxo elétrico; Wvelocidade angular. 3.2.2 Regulador de Velocidade Um Sistema Elétrico de Energia não é estático, isto é, a sua carga varia constantemente devido a flutuações de consumo, variando assim também a potência produzida, de modo a haver um equilíbrio entre a potência produzida e consumida. Este equilíbrio é verificado através do regulador de velocidade da máquina síncrona, sendo assim responsável por controlar a sua frequência, através do controlo da potência gerada. Deste modo, quando ocorre um aumento súbito de carga na rede a potência que está a ser gerada nesse momento não se altera, havendo assim um desequilibro, estando o alternador a fornecer mais potência do que aquela que recebe. O alternador irá assim recorrer à energia cinética armazenada no rotor. Por conseguinte, a velocidade do alternador irá começar a baixar, e por consequência a frequência também. Assim, variações de frequência irão provocar um aumento ou diminuição na injeção de potência por parte do gerador síncrono. Neste trabalho, para a modelização do regulador de velocidade recorreu-se a um controlo proporcional de frequência, um controlo droop, representado na figura 3.1. Na figura 3.1 frepresenta a frequência atual, fre f a frequência de referência (sendo de 1 p.u.), e∆frepresenta o desvio entre a frequência atual e de referência. A constante R é denominada de estatismo, e representa a relação da variação de frequência em relação à potência ativa gerada. Como especificado na figura, a constante T1representa a constante de tempo do regulador de velocidade, enquanto que T2eT3consistem no coeficiente de sobreaquecimento e na constante de tempo da turbina respetivamente. O parâmetro ∆Pmcorresponde assim à variação de potência ativa gerada. 32 Modelização do Sistema Figura 3.1: Esquema do Regulador de Velocidade do Gerador Síncrono 3.2.3 Regulador de Tensão O regulador de tensão tem por objetivo criar o campo de excitação do gerador síncrono, controlando a sua tensão nos terminais e a sua potência reativa gerada. Para a sua modelização foi adotado o modelo DC1A da biblioteca do MatLab Simulink. O esquema equivalente do modelo adotado encontra-se representado na figura 3.2. Figura 3.2: Esquema do Regulador de Tensão da Máquina Síncrona [30] Onde: Vre f - tensão de referência (p.u.); Vctensão medida nos terminais do estator (p.u.); Vstensão estabilizadora (no modelo adotado foi considerado a terra); VR,VFE ,VX,VFtensões de saída para cada subsistema de controlo; KA,KE,KFganhos associados a respetivo subsistema; TA,TB,TC,TE,TFconstantes de tempo associadas a respetivo subsistema (s); Efé a força eletromotriz. 3.3 Rede DC 33 3.3 Rede DC 3.3.1 Rede de Corrente Contínua Para a implementação da rede DC (Direct Current) foi adotada uma configuração bipolar, isto é, um circuito em corrente contínua que opera com tensões simétricas, ±Vn. Esta solução trás vantagens em relação a uma configuração monopolar uma vez que aumenta a capacidade de transmissão da rede, assim como a sua fiabilidade, permitindo que a rede opere apenas com um polo em caso de falha. Neste caso, o cabo DC foi representado segundo o seu modelo equivalente em π, estando representado na figura 3.3, tendo sido seguido o modelo proposto por [31]. Figura 3.3: Modelo em πda linha de transmissão Figura 3.4: Modelo equivalente da linha de transmissão Desta forma, o cabo DC pode ser representado por um único polo, contendo os parâmetros dos dois polos, como representado na figura 3.4, consistindo no somatório dos parâmetros dos dois polos. 34 Modelização do Sistema O cabo DC pode assim ser representado por um conjunto de equações matemáticas, como é mostrado a seguir: Cdc1 dudc1 dt =iin −idc (3.15) Cdc2 dudc2 dt =idc −iout (3.16) 2Ldc didc dt =udc1−udc2−2Rdcidc (3.17) Onde, udciTensão DC no conversor i; idc - Corrente no cabo DC; iin - Corrente de entrada no cabo DC; iout - Corrente de saída no cabo DC; Rdc - Resistência do cabo DC; Ldc - Impedância do cabo DC; CdciCapacidade equivalente no conversor i(paralelo entre a capacidade do cabo DC e do conversor i). 3.3.2 Estações de Conversão de Energia Onshore eOffshore Os conversores HVDC-VSC (High Voltage Direct Current - Voltage Source Converter) são responsáveis por fazer a interface do parque eólico offshore com a rede DC, assim como a ligação entre a rede DC e a rede AC continental. É considerado que o fluxo de potência nestes conversores é bidirecional, podendo assim circular nos dois sentidos. É usual nos trabalhos de modelização dos conversores de energia serem feitas pequenas simplificações, desprezando-se as perdas e os harmónicos. No entanto, enquanto que noutros trabalhos alguns autores implementaram modelos que descrevem com maior nível de detalhe o comportamento dos conversores, como em [12] e [32], onde foram usados métodos de controlo proporcionais-integrais (PI), onde os conversores modelizados têm capacidade de regular a frequência e a tensão, neste trabalho foi admitida uma simplificação em que foi considerado que a tensão nunca irá apresentar grandes desvios em relação ao seu valor nominal na rede AC continental. Assim, este trabalho foca-se apenas na regulação de frequência ao nível dos conversores HVDC-VSC, tendo os limitadores de corrente sido desprezados, considerando-se que os conversores não injetam potência reativa portanto. Deste modo, os conversores foram modelizados como simples injetores de potência ativa, não tendo sido estudadas situações de cavas de tensão neste trabalho. 3.3 Rede DC 35 3.3.2.1 Conversor Onshore O conversor onshore é responsável por fazer a ligação entre a rede DC e a rede AC continental. O facto de os conversores HVDC-VSC serem bidirecionais permite não só a transmissão de potência dos parques eólicos para as redes AC continentais, assim como permite a transmissão de potência entre diferentes áreas AC continentais. Para a sua modelização, como explicado, foi adotado um modelo simplificado, tendo o conversor como única função transmitir a potência de uma rede para a outra. Assim, foi adotado um modelo já existente na biblioteca do MatLab Simulink, denominado por Three-Phase Dynamic Load, sendo modelizado como um injetor de potência, encontrando-se esquematizado na figura 3.5. Figura 3.5: Esquema do conversor onshore implementado no MatLab Simulink 3.3.2.2 Conversor Offshore O conversor offshore faz a ligação entre a rede do parque eólico offshore e a rede MTDC, como se pode ver na figura 3.6. Figura 3.6: Esquema do conversor offshore em diagrama de blocos A rede do parque eólico offshore assume-se que está a operar em corrente alternada. Como explicado anteriormente, é assumido um modelo simplificado para os conversores offshore em 36 Modelização do Sistema que estes detêm capacidade para regulação rápida de tensão do lado do parque eólico, sendo esta mantida nos valores desejados em qualquer condição. Do ponto de vista do parque eólico, isto é, da rede AC, o barramento do lado do conversor irá funcionar como um barramento de referência, de forma a permitir que toda a potência gerada pelas turbinas eólicas seja transferida para a rede, como pode ser visto na figura 3.7. Figura 3.7: Esquema do conversor offshore em diagrama de blocos visto do lado AC Do ponto de vista da rede HVDC, o parque eólico será visto como um injetor de corrente, como se pode ver no esquema da figura 3.8. Figura 3.8: Esquema do conversor offshore em diagrama de blocos visto do lado DC Onde a corrente injetada irá depender da potência injetada pelo parque eólico e da tensão da rede HVDC, de acordo com a seguinte equação: I=P V(3.18) 3.4 Parques Eólicos 37 3.4 Parques Eólicos Para a modelização dos parques eólicos recorreu-se a um modelo simplificado proposto por [33], onde o parque eólico é modelizado como um injetor de potência. Este modelo é flexível assim como cumpre com os requisitos dos códigos de rede, oferecendo possibilidades de controlo ao nível do controlo de tensão, de frequência-potência ativa e de emulação de inércia. No entanto, neste trabalho não foi considerado o controlo de tensão, uma vez que como já foi referido anteriormente a tensão é considerada como estando sempre compreendida entre valores aceitáveis nas redes AC continentais, não tendo sido estudado defeitos na rede como curto-circuitos neste trabalho. Optou-se por se usar um modelo simplificado do parque eólico uma vez que a principal preocupação deste trabalho está relacionada com a interação entre a rede DC e a rede AC continental, e não com o detalhe do parque eólico. O modelo proposto é composto por duas malhas de regulação da potência ativa em função da frequência, oferecendo dois métodos para a regulação de frequência: regulação primária de frequência e emulação de inércia. Basicamente o modelo irá calcular incrementos ou decrementos de potência em relação à sua potência predefinida, de acordo com o desvio e derivada da frequência da rede AC do parque eólico. Deste modo, para a sua modelização recorreu-se ao modelo representado na figura 3.9. Figura 3.9: Diagrama em blocos do parque eólico [33] 44 Esquemas de Controlo de Frequência para a rede MTDC que por conseguinte irá diminuir as flutuações de tensão da rede DC, que consequentemente irá estabilizar a frequência da rede AC offshore. 4.3 Conclusão Neste capítulo foram apresentados os métodos de controlo para as redes MTDC de modo a que estas sejam capazes de fornecer regulação primária de frequência e emulação de inércia, contribuindo dessa forma para a regulação de frequência das redes continentais, conforme solicitado pelos códigos de rede. Para isso, foram implementados controlos locais ao nível dos conversores HVDC-VSC tanto onshore como offshore assim como nas turbinas eólicas offshore. O controlo implementado irá transpor as variações de frequência da rede AC continental em variações de tensão da rede HVDC, que por sua vez irão ser traduzidas em variações de frequência da rede AC offshore do parque eólico, comportando-se a rede DC como um meio de comunicação. Capítulo 5 Avaliação dos Resultados 5.1 Introdução De seguida à apresentação das estratégias de controlo para o fornecimento de regulação primária de frequência e emulação de inércia por parte da rede HVDC (High Voltage Direct Current) Multi-Terminal serão avaliados os métodos propostos com o objetivo de estudar o comportamento da mesma. Deste modo, neste capítulo serão apresentados os resultados das simulações para o caso de ocorrer uma perturbação de frequência numa das redes AC continentais a ela ligadas. 5.2 Caso de Estudo Com o objetivo de ser possível avaliar os métodos de controlo implementados foi criada uma rede de teste, como mostrado na figura 5.1. A rede consiste em duas áreas diferentes de geração offshore interligadas a duas áreas continentais distintas através de uma rede MTDC (MultiTerminal Direct Current), tendo sido simulada através do programa MatLab Simulink. De salientar que para a modelização dos sistemas AC (Alternating Current) continentais recorreu-se a uma adaptação de um modelo apresentado por [30], como mostrado na figura 5.2. Cada parque eólico offshore foi simulado como um único gerador estando nas condições iniciais a produzir 400 MW cada, no entanto considera-se que tem disponível uma margem de reserva de 10%. Assim, foi considerado que cada área continental recebe cerca de 400 MW da rede MTDC. As simulações foram efetuadas de modo a se avaliar a regulação de frequência por parte da rede MTDC quando ocorre um abaixamento de frequência na rede continental #2. Para isso, foi introduzido um aumento de carga na respetiva rede de 400 MW. Com a introdução da carga adicional pretende-se avaliar o comportamento da frequência da rede continental em conjunto com a resposta rede MTDC à variação de frequência. 45 46 Avaliação dos Resultados Figura 5.1: Esquema da rede teste Figura 5.2: Esquema da rede AC continental (adaptado de [30]) 5.3 Comportamento da Rede MTDC relativamente a Perturbações de Frequência na Rede AC Continental Nesta secção é feita uma análise comparativa relativamente ao comportamento da rede MTDC para antes e depois da inclusão dos esquemas de controlo propostos. Para isso foram considerados os casos presentes no diagrama da figura 5.3. 5.3 Comportamento da Rede MTDC relativamente a Perturbações de Frequência na Rede AC Continental 47 Figura 5.3: Diagrama referente aos casos considerados para a avaliação dos métodos de controlo de frequência De notar que para os casos 4 e 5 é considerado que o conversor onshore é dotado de regulação primária de frequência e emulação de inércia. Deste modo, foram feitas cinco análises comparativas: 1. Comparação entre o caso 1 e o caso 2; 2. Análise referente à variação da sensibilidade no método de regulação primária de frequência referente ao caso 2; 3. Comparação entre o caso 2 e o caso 3; 4. Comparação entre o caso 3 e o caso 4; 5. Comparação entre o caso 4 e o caso 5. Para isso foram realizadas simulações de 100 segundos, onde foi introduzido um aumento de carga na rede continental #2 correspondente a 400 MW aos 20 segundos da simulação. As análises efetuadas podem ser divididas em dois grupos: •Avaliação dos métodos de controlo ao nível do conversor onshore; •Avaliação dos métodos de controlo ao nível do conversor offshore. 48 Avaliação dos Resultados 5.3.1 Avaliação dos métodos de controlo ao nível do conversor onshore Nesta secção pretende-se avaliar os efeitos dos métodos de controlo apresentados na secção 4.2.1, nomeadamente os controlos por regulação primária de frequência e emulação de inércia ao nível do conversor onshore. Deste modo, os parques eólicos foram modelizados como estando a injetar uma potência constante de 400 MW cada, não tendo sido implementado para já o esquema da figura 3.9. Deste modo são aqui apresentadas as análises 1, 2 e 3. 5.3.1.1 Análise 1 - Avaliação do Comportamento da Rede MTDC face à Regulação Primária de Frequência ao nível do Conversor onshore Os resultados das simulações efetuadas para avaliar o método de controlo primário de frequência para o conversor onshore encontram-se esquematizados nas figuras 5.4, 5.5 e 5.6. Assim, foram feitas duas simulações distintas onde foi comparado o caso em que a rede MTDC possui apenas controlo de regulação primária de frequência ao nível do conversor onshore com o caso em que não qualquer tipo de controlo. Com efeito, no que toca à frequência das redes continentais (figura 5.4) é notável que sem a inclusão de controlo primário de frequência os distúrbios de frequência apenas existem na rede continental onde ocorre a perturbação. Isto deve-se ao facto das rede continentais se encontrarem desacopladas através da rede HVDC (High Voltage Direct Current), não sentindo as perturbações que ocorrem nas redes vizinhas. No entanto, verifica-se que com a inclusão do controlo primário de frequência, os valores de frequência da rede continental #2 melhoram significativamente (figura 5.4b). Por outro lado, como foi explicado, a frequência da rede continental #1 com a inclusão do controlo primário de frequência irá sentir a perturbação ocorrida na rede vizinha (figura 5.4a). Este abaixamento de frequência verificado na rede continental #1 após a inclusão do controlo primário de frequência deve-se ao facto da rede MTDC ir buscar potência à mesma, de forma a ajudar a rede continental #2, face ao aumento de carga. Assim, através da análise da figura 5.5 é possível verificar que sem a inclusão do controlo respetivo a rede MTDC fornece uma potência constante às duas redes, enquanto que com a inclusão do controlo ela passará a injetar menos potência na área #1 e consequentemente uma maior quantidade de potência na área #2. Do ponto de vista da tensão na rede MTDC, através da análise da figura 5.6 verifica-se que enquanto que no caso em que a rede MTDC não apresenta o controlo referido, a tensão nos terminais onshore da rede MTDC se mantêm constantes, como expectável, no caso em que se introduz o controlo as tensão desce no momento em que ocorre a perturbação na rede continental (na figura apenas se encontra representada a tensão num dos terminais onshore da rede MTDC uma vez que os seus valores são idênticos). Isto deve-se ao facto do controlo primário de frequência fazer depender os valores de tensão da rede MTDC com os valores de frequência nas redes continentais. 5.3 Comportamento da Rede MTDC relativamente a Perturbações de Frequência na Rede AC Continental 49 (a) Rede continental #1 (b) Rede continental #2 Figura 5.4: Frequência das redes continentais - análise 1 50 Avaliação dos Resultados (a) Potência injetada na rede continental #1 (b) Potência injetada na rede continental #2 Figura 5.5: Potência injetada pela rede MTDC nas redes continentais - análise 1 5.3 Comportamento da Rede MTDC relativamente a Perturbações de Frequência na Rede AC Continental 51 Figura 5.6: Tensão no terminal onshore #2 da rede MTDC - análise 1 5.3.1.2 Análise 2 - Avaliação do Comportamento da Rede MTDC para diferentes relações Frequência-Potência Ativa ao nível do Conversor onshore Adicionalmente, para o caso onde apenas se considera a regulação primária de frequência ao nível do conversor onshore foram feitas três análises distintas relativamente à relação entre a frequência e potência ativa (representada pela curva da figura 4.1), de acordo com a figura 5.7. De notar que foi deixada uma margem para as oscilações de frequência, de 48,98 a 50,02 Hz respetivamente, onde o controlo droop não irá atuar. Figura 5.7: Análises efetuadas em relação ao droop frequência-potência ativa no conversor onshore 52 Avaliação dos Resultados Deste modo, através da análise das figuras 5.8, 5.9 e 5.10 é possível verificar que de uma maneira geral quanto mais inclinada for a curva frequência-potência ativa, ou seja, quanto mais vertical for a curva, maior será o suporte em termos de potência ativa oferecido pela rede MTDC à rede continental #2, e consequentemente menor será a sua queda de frequência no período após a perturbação. Em contrapartida, do ponto de vista da rede continental #1, quanto mais inclinada for a curva maior será a quantidade de potência ativa oferecida à rede continental #2, e em consequência maior será a sua queda de frequência após a ocorrência da perturbação na rede vizinha. Por outro lado, quanto mais inclinada for a curva frequência-potência ativa maior será a queda de tensão nos terminais da rede onshore aquando da perturbação na rede continental (na figura 5.10 apenas se encontra representada a tensão num dos terminais onshore da rede MTDC uma vez que os seus valores são idênticos). Para as simulações efetuadas em que se considera controlo de regulação primária de frequência ao nível do conversor onshore, incluindo as simulações efetuadas na análise anterior, é considerado que este apresenta uma curva de frequência-potência ativa correspondente ao ganho B da figura 5.7. 5.3.1.3 Análise 3 - Avaliação do Comportamento da Rede MTDC face à Emulação de Inércia ao nível do Conversor onshore Com o objetivo de avaliar o controlo por emulação de inércia ao nível do conversor onshore, foi comparada a situação em que o conversor apenas apresenta regulação primária de frequência com três situações correspondentes a três ganhos de inércia, Ki(equação 4.2), diferentes: Caso A - Ganho de 25; Caso B - Ganho de 50; Caso C - Ganho de 75. Como se verifica através da figura 5.11, o principal objetivo deste controlo passa por oferecer uma resposta rápida em termos de potência ativa logo após a ocorrência da perturbação na rede continental, por parte da rede MTDC, indo buscar essa potência extra aos seus condensadores, não permitindo que a frequência na área continental afetada apresente quedas tão bruscas 5.12. Como se verifica facilmente, quanto maior for o ganho de inércia maior será a injeção de potência ativa por parte da rede MTDC na área continental #2 nos momentos subsequentes à ocorrência da perturbação, e consequentemente, menor será a sua queda de frequência. Por outro lado, quanto maior for o ganho, maior será a queda de tensão nos terminais da rede MTDC após a ocorrência da perturbação na rede continental, como se verifica na figura 5.13 (apenas foi representada a tensão num dos terminais onshore da rede MTDC visto que os valores serem idênticos). 5.3.2 Avaliação dos métodos de controlo ao nível do conversor offshore Nesta secção pretende-se avaliar os efeitos dos métodos de controlo apresentados na secção 4.2.2, tendo para isso sido implementado o modelo da figura 3.9 para os parques eólicos #1 e 5.3 Comportamento da Rede MTDC relativamente a Perturbações de Frequência na Rede AC Continental 53 (a) Rede continental #1 (b) Rede continental #2 Figura 5.8: Frequência das redes continentais - análise 2 60 Avaliação dos Resultados (a) Rede continental #1 (b) Rede continental #2 Figura 5.15: Frequência das redes continentais - análise 4 5.3 Comportamento da Rede MTDC relativamente a Perturbações de Frequência na Rede AC Continental 61 (a) Potência injetada na rede continental #1 (b) Potência injetada na rede continental #2 Figura 5.16: Potência injetada nas redes continentais pela rede MTDC - análise 4 62 Avaliação dos Resultados Figura 5.17: Tensão da rede MTDC no terminal #2 onshore para os casos A e B - análise 4 Figura 5.18: Potência injetada pelo parque eólico #1 - análise 5 5.3 Comportamento da Rede MTDC relativamente a Perturbações de Frequência na Rede AC Continental 63 Figura 5.19: Potência injetada pela rede MTDC na área continental #2 - análise 5 Figura 5.20: Frequência da rede continental #2 - análise 5 64 Avaliação dos Resultados Figura 5.21: Tensão da rede MTDC no terminal #2 onshore - análise 5 Capítulo 6 Conclusões e Trabalho Futuro 6.1 Conclusões Uma vez que atualmente a energia eólica é vista como o recurso renovável com mais interesse para a produção de energia elétrica, a implementação de parques eólicos offshore é vista como uma alternativa aos parques eólicos convencionais. Do ponto de vista técnico surge a necessidade de se adotar Corrente Contínua em Alta Tensão HVDC (HVDC - High Voltage Direct Current) associado aos conversores fonte de tensão (VSC - Voltage Source Converters). Adicionalmente, do ponto de vista da fiabilidade de flexibilidade de operação do sistema surgiu o conceito de redes Multi-Terminal em detrimento das ligações ponto-a-ponto. Nas redes AC (Alternating Current) continentais a frequência do sistema é o indicador do equilíbrio entre o consumo e a geração, sendo indispensável que os geradores convencionais possuam malhas de controlo para a regulação da frequência do sistema em função da potência ativa injetada. De igual modo, dado o importante papel que é previsto as redes MTDC (Multi-Terminal Direct Current) terem no futuro, é expetável que de igual forma às centrais convencionais e aos parques eólicos onshore estas sejam capazes de fornecer os mesmo serviços. Devido ao uso de conversores elétronicos de potência na rede MTDC, esta irá desacoplar os parques eólicos offshore da rede AC continental. Com efeito, de modo a permitir que os parques eólicos offshore sejam capazes de contribuir para a regulação de frequência da rede continental é necessário fazer com que estes sintam as variações de frequência ocorridas na rede continental. Neste trabalho optou-se pela implementação de controladores locais ao nível dos conversores elétronicos de potência, em detrimento do uso de canais de comunicação, implementando-se um controlo em cascata onde ao nível do conversor onshore as variações de frequência na rede continental foram transpostas proporcionalmente em variações de tensão na rede DC (Direct Current), e consequentemente o conversor offshore controlava as variações de tensão na rede MTDC proporcionalmente a variações de frequência na rede AC offshore. Adicionalmente, foram aplicadas malhas de controlo ao nível das turbinas eólicas de modo a que estas fossem capazes de participar na regulação de frequência. Para isso foi criada uma margem de reserva ao nível das turbinas 65 66 Conclusões e Trabalho Futuro eólicas, de modo a que estas fossem capazes de aumentar a sua produção em caso de uma queda de frequência. Deste modo, foram construídos modelos de simulação no MatLab Simulink sobre os quais foram implementados modelos de controlo primário de frequência e emulação de inércia. Foram assim feitas diversas simulações onde os modelos foram testados em separado. Concluiu-se assim que o controlo inercial apresenta a vantagem de atenuar a descida de frequência nos momentos subsequentes à ocorrência de uma perturbação, através de um incremento rápido na injeção de potência ativa num curto espaço de tempo. Por outro lado, a regulação primária de frequência permite limitar o desvio de frequência em relação ao seu valor nominal, através de um aumento de injeção de potência durante longos períodos de tempo. Com o trabalho realizado no âmbito desta dissertação ficou demonstrado que a introdução de modelos de regulação de frequência na rede MTDC irá permitir o suporte entre redes AC continentais vizinhas, assim como permitir que os parques eólicos offshore auxiliem as redes continentais através da ação da sua margem de reserva, permitindo melhorias significativas nos valores de frequência de uma rede continental afetada por uma perturbação. 6.2 Perspetivas Futuras O trabalho desenvolvido nesta dissertação permitiu comprovar que as redes MTDC com produção eólica offshore contribuíssem para a regulação de frequência na rede AC continental. No entanto, como complemento ao trabalho aqui realizado seria interessante realizar algumas melhorias: Uma vez que foi considerado um modelo simplificado para as turbinas eólicas offshore seria interessante substituir esse modelo por um mais detalhado. Adicionalmente, seria interessante realizar uma avaliação detalhada da capacidade dos parques eólicos em proporcionarem uma reserva de potência. De igual forma, seria interessante implementar modelos mais detalhados para os conversores eletrónicos de potência, em vez de estarem modelizados como simples injetores de potência. Neste sentido, poder-se-ia avaliar uma eventual necessidade de sobre-dimensionamento dos conversores onshore de modo a ser possível que estes permitam os serviços de regulação de frequência. Uma vez que neste trabalho apenas se estudou o comportamento da rede MTDC perante perturbações de frequência na rede AC continental, no futuro poderia-se realizar um trabalho semelhante de modo a avaliar o seu comportamento perante curto-circuitos. Por outro lado, uma vez que neste trabalho foi desenvolvido um controlo inercial e de regulação primária de frequência para os conversores de potência e para os aerogeradores, poderia-se estudar a possibilidade de introduzir o controlo secundário de frequência. Anexo A Parâmetros da Rede MTDC Este anexo tem por objetivo apresentar os parâmetros utilizados para os modelos construídos, apresentados no capítulo 3. Os parâmetros utilizados para o gerador síncrono que modelizada a rede AC continental estão presentes na tabela A.1. Tabela A.1: Gerador Síncrono Potência Aparente (S) 900 MVA Inércia (M) Área 1 - 6.5 s Área 2 - 6.175 s Xd1.8 (p.u.) X0 d0.3 (p.u.) X00 d0.25 (p.u.) Xq1.7 (p.u.) X0 q0.55 (p.u.) X00 q0.25 (p.u.) Adicionalmente, os parâmetros do regulador de velocidade encontram-se presentes na tabela A.2. Tabela A.2: Regulador de Velocidade Estatismo (R) 0.05 (Hz(p.u.)/MW(p.u.)) Constante de Tempo (T) 0.5 s Os parâmetros da rede DC encontram-se presentes na tabela A.3. Os parâmetros para os conversores HVDC encontram-se presentes na tabela A.4. 67 68 Parâmetros da Rede MTDC Tabela A.3: Rede DC Resistência (R) 0.01 Ω/km Indutância (L) 1.4 mH/km Capacitância (C) 0.3 µF/km Bancos de Condensadores Conversores onshore - 75 µF Conversores offshore - 40 µF Tabela A.4: Conversor onshore Tensão Nominal 640 kV Droop kpv 0.05 (MW(p.u.)/V(p.u.)) Conversor offshore Tensão Nominal 640 kV Droop kf0.2 (Hz(p.u.)/V(p.u.)) Referências [1] European Commission. Analysis of options beyond 20% GHG emission reductions: Member State results. Relatório técnico, European Comission, 2012. URL: http://ec.europa. eu/clima/policies/package/docs/swd_2012_5_en.pdf. [2] K Bell, D Cirio, AM Denis, e L He. 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