Sistema de Transmissão HVDC. Corrente Contínua em Alta Tensão (Conversores Multiníveis Modulares) – MMC)

Engenharia

Análise do sistema HVDC (Corrente Contínua em Alta Tensão) através de seus conversores.

índice

1. RESUMO

Trata-se de um trabalho de conclusão de curso, onde se aborda o sistema HVDC (Corrente Contínua em Alta Tensão) através de seus conversores, demonstrando ser mais eficaz para longa distância acima de 1000 Km que o sistema HVAC (Corrente Alternada em Alta Tensão), sendo o principal objetivo demonstrar a viabilidade e os benefícios da aplicação de tecnologia dos conversores multinível modular (MMC) para aplicações em sistemas de transmissão em corrente contínua (HVDC), como também suas configurações. Tendo como objetivos complementares: pesquisar principais tipos de configurações dos Elos em HVDC (Monopolar, Bipolar, Homopolar, Multiterminal); analisar conversor multinivel modular – MMC; abordar as diferenças entre os sistemas de transmissão HVDC e HVAC; conceituar o sistema HVDC, ou seja, sistema ponto a ponto com linha de transmissão e sistemas Back to Back (sem linha de transmissão). As informações apresentadas foram baseadas em livros, sites e conferencia sobre essa alternativa para transmissão de energia, que trouxeram, evidências e constatações importantes quanto ao que se refere a economia, meio ambiente e facilidade de conexões entre outros países, trazendo resultados mais satisfatórios, através das técnicas e métodos aplicados.

Palavras-chave: Sistema HVDC; Módulos HVDC; MMC-HVDC; Sistema HVCA; Elos HVDC; Conversores HVDC; Sistema back to back; Sistema ponto a ponto.

ANDRADE, Anderson Luiz de. Hvdc Transmission System - High Voltage Current Current (Modular Multilevel Converters - MMC). 2019. 42. Course Conclusion Paper (Graduation in Electrical Engineering) - Faculdade Anhanguera de Sorocaba, Sorocaba, 2019.

ABSTRACT

This is a course conclusion work, where the HVDC (High Voltage Direct Current) system is approached through its converters, demonstrating to be more efficient for long distance over 1000 Km than the HVAC (High Voltage Alternating Current) system, being the main objective to demonstrate the viability and benefits of the application of modular multilevel converter (MMC) technology for applications in direct current transmission systems (HVDC), as well as its configurations. Having as complementary objectives: to research the main types of HVDC link configurations (Monopolar, Bipolar, Homopolar, Multiterminal); to analyze modular multilevel converter - MMC; to approach the differences between the HVDC and HVAC transmission systems; to conceptualize the HVDC system, that is, point-to-point system with transmission line and Back to Back systems (without transmission line). The information presented was based on books, websites and conferences on this alternative for energy transmission, which brought evidence and important findings regarding the economy, environment and ease of connections between other countries, bringing results that are more satisfactory through the techniques and methods applied.

Keywords: System hvdc; Modules hvdc; mmc-hvdc; System hvca; Links hvdc; Converters hvdc;System back to back; System peer to peer.

2. INTRODUÇÃO

Esta Pesquisa visa demonstrar de forma especifica, como a eletricidade está presente nas atividades humanas, influenciando e auxiliando a muitos consumidores na utilização de energia, sendo assim, importante destacar as linhas de transmissão que são responsáveis pelo transporte de energia, produzida nas usinas geradoras para cidades e centros industriais do Brasil e do mundo.

Diante da demanda de energia que cresce a cada dia no mundo, há uma importância em se aprofundar no estudo, e o sistema de transmissão em HVDC que é uma tecnologia em uso a aproximadamente uma década, está ganhando espaço, e sendo assim, com a necessidade de criar planos de crescimento na geração e transmissão de energia elétrica, trazendo mais economia e qualidade. O estudo traz a sociedade e ao meio acadêmico o levantamento de informações que nortearão na redução de perdas de transmissão de energia, possibilitando conectar correntes de diferentes frequências, com redução de custos e menor impacto ambiental.

O problema de pesquisa trouxe assuntos relevantes, onde foram abordados diversos conteúdos que se destacou; porque o sistema HVDC (Corrente Contínua em Alta Tensão) através de seus conversores é mais eficaz para longa distância acima de 1000 Km que o sistema HVAC (Corrente Alternada em Alta Tensão)?

Sendo assim o objetivo geral deste estudo foi demonstrar a viabilidade e os benefícios da aplicação de tecnologia dos conversores multinível modular (MMC) para aplicações em sistemas de transmissão em corrente contínua (HVDC), como também suas configurações. Os objetivos secundários: conceituar o sistema HVDC, ou seja, sistema ponto a ponto com linha de transmissão e sistema Back to Back, pesquisar principais tipos de configurações dos elos em HVDC (Monopolar, Bipolar, Homopolar, Multiterminal), analisar Conversor Multinível Modular MMC; abordar as diferenças entre os sistemas de transmissão HVDC e HVAC.

A metodologia adotada nesta pesquisa trata-se de revisão de literatura bibliográfica qualitativa e descritiva, com base nos autores Kumar, Bailey, Sood, Kimbark, Agelidis, Z.Henda, Cham-Ki-Kim, Barnard, Johnstone, Ottosson, ABB, Siemens, dados consultados através de livros, através da Biblioteca virtual library.e.abb.com, artigos e sites confiáveis como Google acadêmico, Scielo, publicados nos últimos 40 anos, onde começaram os primeiros cálculos. Os critérios de exclusão se basearam no descarte de artigos sem teor cientifico. Foi utilizado as palavras chave: Conversor multinível modular, sistema de transmissão HVDC e HVAC.

3. Conceito do sistema HVDC, SISTEMA ponto a ponto com linhas de transmissão e sistema back to back

HVDC corrente contínua de alta tensão, é uma tecnologia comprovada, usada para transmitir eletricidade por longas distâncias por linhas de transmissão aéreas ou cabos submarinos, também é usado para interconectar sistemas de energia separados, onde as conexões tradicionais de corrente alternada (CA) não podem ser usadas. “A tecnologia de corrente contínua de alta tensão (HVDC) oferece várias vantagens em comparação com os sistemas de transmissão de corrente alternada.” (JOHNSTONE, 2017, p.01)

As linhas HVDC sempre entregam mais energia, independentemente da distância que a eletricidade percorre, o que é um fator significativo por si só, mas a grande razão pela qual isso é importante, se define sobre ser mais barato em distâncias mais longas por terra e em distâncias muito curtas debaixo d'água e no subsolo. Para Barnard (2018) isso significa que é muito útil para levar eletricidade a longas distâncias a partir de locais renováveis, conectando ilhas ao continente e até mesmo continentes uns aos outros em potencial.

Sendo assim, permite uma transferência de energia em massa mais eficiente em longas distâncias, no entanto o custo é uma variável importante na equação. Também relata Bailey (1997) a transmissão HVDC de energia pode ser mais eficiente e menos custosa para o transporte de grandes quantidades de energia em longas distâncias.

Uma vez instalados, os sistemas de transmissão HVDC são parte integrante do sistema de energia elétrica, melhorando a estabilidade, a confiabilidade e a capacidade de transmissão. Usinas típicas em escala pública geram eletricidade de corrente alternada (CA), e a maioria das cargas elétricas é executada com energia CA, assim a maioria das linhas de transmissão que transportam energia em todo o mundo são do tipo CA, porém há casos em que os sistemas de transmissão de corrente contínua de alta tensão (HVDC) oferecem benefícios significativos.

A empresa percursora Heyman (2012) destaca que um sistema HVDC, a energia elétrica é tomada de um ponto em uma rede CA trifásica, convertida em DC em uma estação conversora, transmitida ao ponto receptor por uma linha aérea ou cabo e então convertida de volta para CA em outra estação conversora e injetado na rede de recepção de CA Transmissão de corrente contínua de alta tensão, em longas distâncias seja por meio de cabos submarinos ou linha de transmissão aérea.

Os sistemas de transmissão HVDC, quando instalados, muitas vezes formam a espinha dorsal de um sistema de energia elétrica, Kim (2009) afirma que combinam alta confiabilidade com uma longa vida útil. Seu principal componente é o conversor de energia, que serve como interface para o sistema de transmissão CA. A conversão de CA para CC e vice-versa é obtida por comutadores eletrônicos controláveis (válvulas) em uma configuração de ponte trifásica.

A energia AC (Corrente Alternada) é gerada em uma estação geradora, isso deve primeiro ser convertido em DC (Corrente Continua), a conversão é feita com a ajuda de retificadores, a energia DC fluirá pelas linhas de transmissão, até uma subestação, onde essa corrente DC precisa ser convertida em CA novamente. Para esse propósito, um inversor é colocado na extremidade receptora, assim, haverá um terminal retificador em uma extremidade da subestação HVDC e um terminal inversor na outra extremidade. A potência do final de envio e do final do usuário será sempre igual (Potência de entrada = Potência de saída), é o que se entende no texto descrito abaixo:

Com o desenvolvimento de dispositivos de potência totalmente controlados, como os Tirístores Controlados por Gate (IGCT) e o Transístor Bipolar de Porta Isolada (IGBT), os conversores de fonte de tensão de alta tensão e alta potência têm sido amplamente utilizados no sistema de potência. (ZHENDA HU, 2014, p.02).

Quando existem duas estações conversoras em ambas as extremidades e uma única linha de transmissão é denominada como dois sistemas DC terminais. E quando há duas ou mais estações conversoras e as linhas de transmissão DC são denominadas como subestações DC multiterminal.

Os componentes do sistema de transmissão HVDC e sua função estão relacionados como, conversores; tem a função de converter a corrente AC para DC e DC para AC, inclui transformadores e pontes valvuladas; os reatores de alisamento são indutores conectados em série com o polo e é usado para evitar falhas de comutação ocorrendo em inversores, reduz harmônicos e evita a descontinuação da corrente para cargas; eletrodos na verdade são condutores usados para conectar o sistema ao terra; filtros Harmônicos são usados para minimizar os harmônicos na tensão e corrente dos conversores.

Também incluem, linhas DC que podem ser cabos ou linhas aéreas; fontes de alimentação reativas, onde a potência reativa usada pelos conversores pode ser mais de 50% da energia ativa total transferida, assim, os capacitores em derivação fornecem essa energia reativa; disjuntores CA elimina falha no transformador e é também usado para desconectar o link DC; interconexões de rede AC; sistema assíncrono de interconexão.

Segundo ABB (2019) existem três categorias diferentes de projetos de transmissão de HVDC; transmissão ponto-a-ponto; estações back-to-back e sistemas multi-terminais. A transmissão de CC de alta tensão (HVDC) é uma alternativa eficiente para superar limitações do sistema HVCA. A configuração padrão bem estabelecida de um sistema HVDC é o sistema ponto a ponto, que conecta duas redes AC convencionais. A rede AC e a CC são acoplados por um terminal conversor equipado com um conversor de energia, que funciona como inversor ou retificador dependendo da direção do fluxo de energia. Conforme apresentado na figura 1.

Figura 1- Transmissão ponto a ponto

Fonte: Electrical4u (2019, p.02)

Em um sistema de transmissão, redes diferentes são interconectadas, mas em algum momento pode acontecer que uma ou mais redes ou sistemas de energia possam não estar sincronizados com outras redes ou sistemas, ou existe um elo fraco entre diferentes sistemas de energia devido a vários fatores, caso isso ocorra um sistema HVDC back to back é usado. Agelidis (2006) relata que em uma configuração HVDC back-to-back, dois sistemas vizinhos independentes com parâmetros elétricos diferentes e incompatíveis (Frequência / Voltagem / Nível de Potência de Curto-Circuito) são conectados através de uma ligação DC. Os sistemas interconectados podem ter frequências iguais ou diferentes (interconexão assíncrona). Uma configuração back -to back é mostrada na figura 2.

Figura 2- Configuração Back-to-Back

Fonte - Otosson; Kjenllin (2001, p. 55)

O processo envolvido é simples teoricamente, só que, na prática, é muito complexo, pois envolve altas tensões e dispositivos semicondutores de potência. A energia de dois ou mais sistemas vizinhos é primeiro convertida em CC com a ajuda do sistema retificador de potência. Após a soma, a potência resultante é novamente convertida em CA com a ajuda do inversor de potência e fornecida a diferentes redes. O Brasil e Argentina usam este sistema para a interconexão de redes de frequência diferentes.

As redes argentina e brasileira foram interconectadas via HVDC back-to-back com uma classificação de 1100 MW, uma segunda interconexão de outros 1100 MW está em construção e as estações conversoras HVDC back-to-back são do tipo modular com conversores capacitados comutadores. (OTTOSSON, 2001, p.57).

Segundo Siemens (2017) vantagens do Sistema HVDC back to back são citadas, como: A energia pode ser atualizada para a frequência desejada, ou seja 50 e 60Hz; dois sistemas assíncronos (50hz/60hz) podem ser unidos com sucesso sem perda de estabilidade; a estabilidade do sistema é aumentada, assim como o fluxo de energia pode ser mantido dentro dos limites ideais; poder mais ativo é adicionado onde o sistema AC já está no limite de sua capacidade de curto-circuito.

Kumar (2016) explica que é chamado de sistema back to back, porque em eletrônica e eletrônica de potência, se dois componentes bipolares são conectados em série com polaridade oposta, este par é conhecido como sistema back to back. Aqui também o retificador e o inversor são idênticos e conectados em série operando em alta tensão DC, o que é conhecido como Sistema HVDC back to back.

“A configuração back to back feito em Garibi- Panambi (UnE Garibi-Panambi) fornece aproximadamente 2.200 MW que conecta sistemas assíncronos no Brasil (60 Hz) com a Argentina (50 Hz) foi o primeiro a entrar em operação comercial em 1999.” (SOOD, 2004, p. 322). Essa decisão também foi adotada no complexo hidrelétrico do rio Madeira, onde o sistema de coleta alimenta uma rede de 230KV por meio de dois blocos (back-to-back) de (400 Mega Watts).

A Estação Conversora Garabi 1 é de 1100 MW (2x550 MW em blocos), lado a lado, localizados no lado brasileiro da fronteira Argentina / Brasil, no Rio Grande do Sul. O conversor, além de cerca de 135 km de linha de 500 kV na Argentina e cerca de 355 km da linha de 525 kV no Brasil, foi construído dentro de um período de 25 meses, para permitir importação de 50 Hz da Argentina para os 60 Hz na rede do Brasil, Incluídas no projeto foram a expansão da Subestação Rincon de Santa Maria na Argentina e Subestação Itá no Brasil. (GRAHAM, 2001, p.01).

Plas (2016) enfatiza que a conexão dos países por essas rodovias elétricas é um elemento essencial para garantir a confiabilidade das redes elétricas e a disponibilidade de suprimento elétrico. A capacidade de comercializar energia renovável vai um passo além na promoção de eletricidade sustentável e econômica para todos. Patrick ainda afirma que as soluções HVDC consecutivas estão sendo cada vez mais consideradas como a melhor solução para conectar países com diferentes frequências.

O Brasil e Paraguai, que compartilham a usina hidrelétrica de Itaipu, operam em 60 Hz e 50 Hz, respetivamente. No entanto, os sistemas HVDC tornam possível interconectar redes CA não sincronizadas e também adicionam a possibilidade de controlar a tensão CA e o fluxo de energia reativa.

No entanto, uma linha de energia HVDC interconecta duas regiões CA da rede de distribuição de energia. Equipamentos para converter entre energia CA e CC adicionam um custo considerável na transmissão de energia. A conversão de CA para CC é conhecida como retificação e de CC para CA como inversão. Acima de uma certa distância de ponto de equilíbrio (cerca de 50 km para cabos submarinos e talvez de 600 a 800 km para cabos aéreos), o custo mais baixo dos condutores elétricos HVDC supera o custo dos eletrônicos.

Como as tensões nos sistemas HVDC, até 800 kV, em alguns casos, excedem as tensões de ruptura dos dispositivos semicondutores, os conversores HVDC são construídos usando um grande número de semicondutores em série. Os circuitos de controle de baixa tensão usados para ligar e desligar os tiristores precisam ser isolados das altas tensões presentes nas linhas de transmissão. Isso geralmente é feito opticamente. Em um sistema de controle híbrido, a eletrônica de controle de baixa tensão envia pulsos de luz ao longo das fibras ópticas para a eletrônica de controle do lado superior.

Outro sistema, chamado disparo direto da luz, dispensa os componentes eletrônicos do lado superior, em vez de usar pulsos de luz dos componentes eletrônicos de controle para alternar os tiristores acionados por luz (LTT). Os eletrônicos de conversão apresentam uma oportunidade para gerenciar efetivamente a rede elétrica, controlando a magnitude e a direção do fluxo de energia. Uma vantagem adicional da existência de links HVDC, portanto, é uma maior estabilidade potencial na rede de transmissão.

4. PRINCIPAIS TIPOS DE CONFIGURAÇÃO DOS ELOS HVDC (MONOPOLAR, BIPOLAR, HOMOPOLAR, MULTITERMINAL)

Sood, (2004) relatam que as estações conversoras podem ser do tipo, fonte controlada por corrente (CSC-HVDC) ou fonte controlada por tensão (VSC-HVDC). Essas linhas de transmissão podem ser construídas com diferentes topologias: elo CC monopolar, elo CC bipolar, elo CC homopolar e elo CC multiterminal. A figura 3 mostra um esquema de um conversor do tipo VSC.

Figura 3 - Diagrama Esquemático de um Conversor VSC-HVDC

Fonte – Niquini (2009)

Independentemente da tecnologia do conversor CSC-HVDC ou VSC-HVDC, existem outras configurações principais para o sistema de transmissão HVDC: monopolar, homopolar, bipolar e Multiterminal. Geralmente, há mais de um conversor conectado em paralelo no lado AC do sistema de transmissão, para reduzir as necessidades de filtro devido harmônicos e em série no lado DC para alcançar o polo de tensão desejado, como na topologia do conversor de 12 pulsos para CSC-HVDC e topologias multinível para VSC-HVDC.

A topologia do conversor é abstraída como a principal transmissão HVDC,
as configurações do sistema são diferenciadas por seus esquemas de circuito. O sistema de transmissão HVDC é econômico para a transmissão de energia a longa distância e para a interconexão de duas ou mais redes com frequências ou tensões diferentes, são usados vários tipos de Elos HVDC.

4.1. MONOPOLAR

O Elo monopolar possui apenas um condutor e o caminho de retorno é fornecido por terra ou mar. Eltamaly e Elghaffar (2017) afirmam que a linha de transmissão normalmente opera com polaridade negativa em relação à terra, de modo a reduzir a perda do efeito corona e a interferência de radiofrequência. Os eletrodos de aterramento são projetados para operação de corrente contínua nominal e para qualquer capacidade de sobrecarga necessária no caso específico.

O Elo monopolar conecta duas estações conversoras por uma única linha de condutor terra ou mar, já o bipolar, onde duas estações conversoras são conectadas por condutores bipolares (±) e cada condutor possui seu próprio terra, sendo que na ligação homopolar, os polos são operados em paralelo, reduzindo assim o custo do isolamento e os sistemas de transmissão HVDC multi-terminais possuem mais de duas estações conversoras, que podem ser conectadas em série ou em paralelo. (ELTAMALY; ELGHAFFAR, 2017, p.03)

O retorno marítimo ou terrestre é permanente e de classificação contínua. O caminho de retorno à terra possui baixa resistência e, portanto, baixa perda de energia em comparação com um condutor de linha metálico de tamanho e comprimento igual, desde que os eletrodos de aterramento sejam adequados. “A linha monopolar é mais econômica que a linha bipolar porque o retorno ao solo economiza o custo de um condutor metálico e as perdas nele”. (ELTAMALY; ELGHAFFAR, 2017, p.26).

Esse tipo de linha HVDC monopolar possui apenas a classificação igual à metade da classificação da linha bipolar, portanto não é economicamente competitivo com os esquemas HVAC para cabos submarinos com mais de 25 km e potência nominal de cerca de 250 MW. Este tipo de Elo é mostrado na figura 4.

Figura 4 – Sistema de Elo Monopolar

Fonte- Electronics Hub (2015)

Elghaffar e Eltamaly (2017) enfatizam que o retorno ao solo é questionável apenas quando estruturas metálicas enterradas (como tubos) estão presentes e estão sujeitas à corrosão pelo fluxo de corrente CC. Elghaffar e Eltamaly (2017) ainda reforçam que a transmissão HVDC no sistema monopolar foi usado ​​apenas para baixa potência e principalmente para transmissão por cabo e em alguns casos as linhas monopolares instaladas anteriormente são convertidas em sistemas bipolares, adicionando pólos de subestação e pólos de transmissão adicionais.

4.2. BIPOLAR

Esse tipo de Elo é mais amplamente usado para sistemas de transmissão HVDC para área de longa distância e também para sistemas HVDC consecutivos. Esse Elo possui dois condutores, um operando com polaridade positiva e outro com polaridade negativa em relação à estrutura da torre aterrada, existem dois conversores de tensão igual e conectados em série em cada extremidade da linha CC (SOOD, 2004; NIQUINI,2009).

Um exemplo de Sistema de Elo bipolar está representado na figura abaixo:

Figura 5 - Sistema de Elo Bipolar

Fonte - Electronics Hub (2015)

Os pontos neutros, isto é, a junção entre conversores pode ser aterrada em uma extremidade ou em ambas as extremidades. Se estiver aterrado nas duas extremidades, cada polo poderá operar de forma independente. Sood (2004) relata que a tensão nominal de um Elo bipolar é expressa em ± 500 V.A, sendo que a terra carrega apenas uma pequena corrente desequilibrada durante a operação normal. Quando as correntes nos dois condutores são iguais, a corrente à terra é zero.

Segundo Kundur, (1994) durante uma falha ou problema em uma das linhas, a outra linha, juntamente com o retorno ao solo, pode fornecer metade da carga nominal, sendo assim a continuidade do fornecimento é mantida. Depois de tomar as medidas corretivas, o sistema passa para a operação bipolar normal, mostrando a confiabilidade de uma linha bipolar igual à de uma linha trifásica de circuito duplo, embora tenha apenas dois condutores em vez de 6 para a linha trifásica.

Um exemplo de ligação HVDC bipolar é a linha aérea bipolar, Ranchi-Delhi de 810 km, capacidade de 1.500 MW e operação a ± 500 kV para transmissão de energia a granel. Esta linha foi projetada para operar no modo bipolar em condições normais, ambos os pólos compartilhando a carga igualmente com corrente desprezível (menos de 10 A) no caminho de retorno ao solo. Em caso de falha em um dos pólos, o sistema muda automaticamente para o modo de retorno monopolar ao solo, fornecendo 50% da carga nominal. Depois disso, o sistema pode ser alterado para o modo de retorno metálico bipolar quando o outro condutor é usado como condutor de retorno.

(SIEMENS AG, 2012, p.21)

O objetivo dessa configuração HVDC é transmitir com eficiência a energia da estação térmica Rihand para atender à necessidade urgente de energia na região norte da Índia. Um sistema de transmissão HVDC foi escolhido para sua economia geral, requisitos reduzidos de passagem, menores perdas de transmissão, melhor estabilidade em linhas CA paralelas e melhor controle. A transmissão Rihand-Delhi HVDC foi o primeiro link comercial de longa distância HVDC na Índia.

4.3. HOMOPOLAR

Padiyar (2015) orienta a respeito do Elo homopolar que possui dois ou mais condutores com a mesma polaridade, geralmente negativos e estão operando com retorno à terra. Padiyar (2015) também ressalta que se ocorrer uma falha em um condutor, o equipamento conversor pode ser conectado a um pólo íntegro e pode fornecer mais de 50% da potência nominal sobrecarregando à custa de uma perda maior de linha. Isso não é possível no caso de ligação bipolar em que o isolamento graduado é usado para pólos negativos e positivos. A figura 6 abaixo mostra um exemplo desse Elo.

Figure 6 - Elo homopolar

Fonte - NCSU Digital Repository (2016)

Arrillaga e Liu (1998) declaram que este sistema é bem aceito, quando correntes terrestres contínuas são inevitáveis, tendo vantagem de menor perda do efeito corona e interferência de rádio devido à polaridade negativa nas linhas. No entanto, a grande corrente de retorno à terra é a principal desvantagem.

4.4. MULTITERMINAL

Segundo Beerten (2010) os sistemas de transmissão de corrente contínua de alta tensão (HVDC) são adequados para transmitir de um ponto para outro, usando um conversor AC / DC em cada extremidade do Elo. Os sistemas de transmissão de corrente contínua de alta tensão MULTI-TERMINAIS (MTDC) são usados, onde uma quantidade maior de energia será necessária para a transmissão.

Beerten (2010) ressalta que a aplicação bem-sucedida de dois links CC de terminal em todo o mundo sugere que uma maior economia e vantagens técnicas podiam ser obtidas por um sistema Multiterminal, onde três ou mais conversores CC são interligados por uma rede de transmissão CC. Está arquitetura é mais complexa em comparação com a de um sistema ponto a ponto, dessa forma, esses sistemas podem ser classificados em três grupos principais:

Sistemas MTDC radiais, em que cada estação conversora está conectada a uma única linha DC, Sistema MTDC em malha ou anel, onde cada estação conversora está conectada a mais de uma linha DC, Sistema MTDC conectado em série, onde todas as estações conversoras são conectadas em série.

Padiyar (2015) reitera que a implementação de futuras redes HVDC em malha é exclusivamente viável com conversores de fonte de tensão (VSC) subdividida em conversores de dois, três e múltiplos níveis. Os conversores multi-nível têm muitas vantagens sobre os outros havendo dois tipos usados no sistema de multi-terminal. Um é o conversor de fonte de corrente (CSC-HVDC) e o segundo é o conversor de fonte de tensão (VSC-HVDC). Uma das vantagens do VSC - HVDC é que ele é naturalmente adequado para a construção em sistemas multi-terminais.

Sood (2004) afirma que é possível projetar um HVDC sistema de transmissão com mais de dois terminais, essa capacidade desse sistema de transmissão HVDC multi-terminal depende principalmente da tecnologia empregada no processo de conversão. Dois tipos de conversores são usados ​​nos sistemas Multiterminal, conversor de fonte de corrente (CSC) e conversor de fonte de tensão (VSC). “O sistema multi-terminal VSC-HVDC entrou em operação e foi um sucesso duradouro e inovador, transformou em um projeto de referência para organizações de concessionárias de energia elétrica e renováveis em todo o mundo” (KUMAGAI, 2016, p. 36). Na figura abaixo um esquema de um multiterminal VSC.

Figura 7- Sistema Multi-terminal VSC-HVDC

Fonte - NCSU Digital Repository (2016)

O VSC-HVDC está definido para se tornar uma tecnologia capacitadora importante para a rede do futuro. Sendo assim o sistema VSC-HVDC funciona aplicando uma corrente direta de alta tensão (HVDC) que é amplamente reconhecida como o meio mais eficaz para transmitir energia por longas distâncias quando o uso de CA se torna menos eficiente ou econômico. Ao incorporar uma fonte de tensão no lado DC, ao fornecer para sistemas CA, a conversão de energia VSC pode manter uma tensão prescrita, independentemente da magnitude ou polaridade da corrente que flui através da fonte.

Kumar (2015) também reforça que o fluxo de energia bidirecional pode ser alcançado sem a reversão da energia de tensão CC ou a comutação mecânica complicada. O principal diferencial do VSC-HVDC é sua capacidade de superar a configuração ponto a ponto limitadora de dois terminais das conexões HVDC convencionais.

5. CONVERSOR MULTINÍVEL MODULAR MMC

O princípio básico de operação do conversor modular multinível requer uma tensão diferencial entre o lado CC (VDC) e o componente CC geral da tensão de saída nas células. Isso produz uma corrente circulante, que é responsável pela transferência de energia entre os dois lados do conversor. Essa tensão diferencial é alcançada pelo controle adequado dos dispositivos de energia em cada célula. Na figura 8 ilustra o esquema de um conversor modular MMC.

Figura 8- Conversor modular multinível (MMC)

Fonte - NCSU Digital Repository (2016)

Diferentes estratégias de controle podem ser usadas para esse fim, independentemente da estratégia de controle utilizada, a transferência média de energia através de cada célula deve ser igual a zero, que é a condição básica para manter constante a tensão média do capacitor da célula.

O sistema Modular Multinivel Converter (MMC) oferece muitas vantagens sobre os conversores convencionais de fonte de tensão e em aplicações de transmissão de energia CC, ou energia renovável (YUEFENG; ZHIYUAN 2012). A topologia distinta da MMC fornece uma ampla variedade de novos recursos, exigindo o uso de um controlador sofisticado para requisitos adicionais de controle.

Yuefeng e Zhiyuan (2012) relatam que a transmissão de corrente contínua de alta tensão (HVDC) foi realizada historicamente usando o conversor comutado por linha (LCC) controlado por tiristor.

Esse sistema, possui várias limitações, utiliza semicondutores que não podem ser desligados de forma autônoma; a tensão externa deve fornecer reativa para produzir comutação de semicondutores; ele opera apenas com um fator de potência de retardo e não pode ser usado em sistemas isolados e o conversor de fonte de tensão (VSC), feito com transistores bipolares de porta isolados (IGBT). (LARRUSKAIN, 2014, p.590)

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Larruskain (2014), reforça sobre outras vantagens sobre o LCC, usa semicondutores que podem ser ligados e desligado de forma autônoma; o conversor pode fornecer energia reativa; pode operar com atraso e avanço fator de potência e pode ser usado em sistemas isolados.

O MMC possui um lado DC e um lado AC. O lado CC possui uma tensão que deve ser mantida constante, pelo MMC ou por outro conversor, dependendo do caso, o lado AC pode ser uma grade de distribuição (média tensão) ou uma grade de transporte (alta tensão), ou pode ser um parque eólico offshore.

A parte CA é considerada um sistema trifásico equilibrado contendo apenas o harmônico fundamental. Durante falhas na rede elétrica, a tensão CA se comporta como um sistema desequilibrado, cujo desequilíbrio é maior ou menor, dependendo da distância em que a falha ocorreu e do tipo de falha. A grade também pode conter harmônicos de várias frequências que afetam a operação do conversor e a corrente gerada em CA.

Quando a tensão da rede é balanceada, o controle MMC possui loops de controle externo e interno. O loop de controle externo do MMC pode regular duas variáveis, o primeiro pode ser a tensão DC ou a potência ativa P, enquanto o segundo pode ser a potência reativa Q ou a tensão CA.

Chaves e Margato (2011) informam que a capacidade é concentrada, os curtos-circuitos CC são muito difíceis de limitar e para melhorar esses aspectos, foi utilizado o CVR multinível. No entanto, possui severas limitações de escalabilidade industrial insuficiente e número limitado de níveis de tensão. O modular conversor multinível (MCC), é apresentado pela primeira vez por Lesnicar (2003), que melhora esses problemas notavelmente, primeiro proposto para aplicações HVDC em 2003 por Marquardt e usado pela primeira vez comercialmente no projeto Trans Bay Cable em San Francisco , o Conversor modular multinível (MMC) agora está se tornando o tipo mais comum de conversor de fonte de tensão para HVDC.

O MMC difere de outros tipos de conversor, pois a corrente flui continuamente nas seis válvulas do conversor ao longo do ciclo de frequência da rede elétrica, a corrente direta se divide igualmente nas três fases e a corrente alternada se divide igualmente nas válvulas superior e inferior de cada fase. (WESTERWELLER, 2010, p.101)

Jacobson (2010) relata que um MMC típico para uma aplicação HVDC contém cerca de 300 submódulos conectados em série em cada válvula e, portanto, é equivalente a um conversor de nível 301. Consequentemente, o desempenho harmônico é excelente e geralmente não são necessários filtros. Ainda Jacobson (2010) enfatiza que uma vantagem adicional do MMC é que o PWM não é necessário, com o resultado de que as perdas de energia são muito menores do que as do conversor de dois níveis, em torno de 1% por extremidade. Por fim, como a conexão direta em série de IGBT não é necessária, as unidades de gateways IGBT não precisam ser tão sofisticadas quanto as de um conversor de dois níveis.

Marquardt (2011) relata que o principal componente dos sistemas MMC-HVDC são os conversores, existem vários tipos de MMC: meia ponte (HB), ponte completa (FB) e conversor de braço alternativo (AAC). O FB e os AAC são chamados de conversores de bloqueio de falhas, pois são capazes de bloquear a corrente que flui através do conversor em caso de falha no lado CC.

Através da manipulação do inversor em cascata, com díodos bloqueando as fontes, derivou-se o inversor multinível com pinça de díodo. As topologias mais comuns de conversor multinível são o NPC (ponto neutro), o conversor de capacitor voador (FC) e o conversor de ponte H em cascata (CHB).

Como destacado, há uma utilidade para esquemas HVDC que empregam sobrecarga nas linhas de transmissão, no entanto, para redes HVDC usando cabos, é provável que uma falha no lado CC seja permanente e, portanto, a necessidade de conversores de bloqueio de falhas ainda não é aparente. Além disso, o HB é o único tipo de MMC que está comercialmente em operação.

Segundo Miguel (2011) considerando que a maioria dos sistemas MTDC propostos são dominados por cabos submarinos, os controles internos do MMC geralmente incluem um controlador de modulação, um CBC (Capacitor Balancing Controller) e um controlador de supressão de corrente de circulação (CCSC). A função do controlador de modulação é traduzir o ponto de ajuste de tensão nos sinais de disparo (FS) para o MMC para obter a magnitude e a fase da tensão de saída desejada.

O CBC garante que a variação de energia em cada braço conversor seja compartilhada igualmente entre os submódulos dentro desse braço, esse método CBC proposto formou-se a base de muitos dos controladores de balanceamento de capacitores para VSC – HVDC, onde o CBC empregado para este trabalho também é com base neste método.

O CCSC minimiza as correntes circulantes dentro do MMC manipulando a tensão trabalho, ao contrário dos controles MMC internos, os controladores externos e os controladores MTDC não são topologia VSC (Fonte Controlada por tensão) específica. O controlador interno é tipicamente um controlador de feedback rápido, que produz uma referência de tensão para o MMC com base no ponto de ajuste do controlador de feedback externo.

Os controladores externos são normalmente controladores integrais proporcionais, que normalmente são ajustados para uma largura de banda de pelo menos 6 a 10 vezes mais lento que o controlador interno (CHAVES; MARGATO, 2011). Os controladores externos manipulam o ponto de ajuste de corrente do eixo (d) para obter o ponto de ajuste de potência ativa (P) ou tensão CC (Vdc) ou frequência (freq) e o ponto de ajuste de corrente do eixo (q) para obter o ponto de ajuste da potência reativa (Q) ou da magnitude da tensão CA (Vca).

A magnitude da tensão CA e a frequência da rede pode ser controlada com ou sem um circuito interno de corrente, nesta configuração, a magnitude da tensão é definida controlando a tensão do eixo (d) sem um circuito interno de corrente e usando uma tensão de um oscilador controlado para definir o ângulo com base no ponto de ajuste de frequência da rede.

Com isso essa abordagem foi encontrada para oferecer boa estabilidade, no entanto, as correntes do braço não podem ser limitadas por falhas na rede CA (Corrente Alternada) sem ter um controle suplementar. A figura 9 mostras diagrama básico de um sistema de controle para um conversor MMC.

Figura 9- Sistema de controle para um MMC

Fonte - NCSU Digital Repository (2016)

O conversor multinível modular (MMC) é uma topologia altamente considerada, onde o conversor modular de vários níveis possui vários recursos, como construção modular, alta confiabilidade e relação custo-benefício, pois utiliza a tecnologia de transistor bipolar de porta isolada (LV-IGBT) de baixa tensão para alcançar a operação de alta tensão (HV). O MMC é conectado diretamente às redes de média tensão (MV) e alta tensão (HV) sem nenhum transformador de aumento.

Uma abordagem modular foi desenvolvida para superar as limitações das classificações de dispositivos semicondutores e sua conexão em série para obter uma tensão operacional mais alta. As principais características dos conversores de matriz são formas de onda de entrada ou saída sinusoidais, um fator de potência de entrada controlável, uma ampla faixa de controle de tensão e frequência de saída e design leve, ao contrário do ciclo-conversor (CCV).

O conversor multinível modular (MMC) foi proposto pela primeira vez por Lesnicar (2003) e é objeto de intensa pesquisa. O mesmo circuito usando fontes de tensão em vez de capacitores já havia sido proposto por Alesina e Venturini (1981). Cada perna consiste em duas pilhas de células ou submódulos e dois indutores.

Uma diferença relevante do MMC em relação às topologias de conversor convencionais é que as correntes de braço não são cortadas, sendo esta uma diferença relevante em relação às topologias de conversor convencionais. A corrente de saída CA é dividida entre os braços superior e inferior, cada um com metade. A distribuição deve ser garantida pela estratégia de controle.

A topologia do conversor multinível modular (MMC) foi introduzida em 2003 e desde então vem recebendo considerável atenção da indústria. Os benefícios notáveis em comparação com os conversores de fonte de tensão de dois ou três níveis são: escalabilidade, baixas perdas de comutação, baixos requisitos de filtro de saída e facilidade de fazer repetição combinada com operação à prova de falhas. Também

possui uma série de desvantagens, como o uso de grandes capacitores de barramento e a complexidade do controle. No entanto, com a tecnologia de comutação nos tempos modernos, são predominantes para altos níveis de potência, que são dispositivos bipolares de silício, os benefícios superam as desvantagens. O uso de tiristores comutados por porta integrada (IGCTs) em um MMC é uma opção atraente em comparação ao uso de IGBTs devido à sua robustez e baixas perdas de condução. As perdas de comutação são de menor importância, mas não insignificante.

Devido ao fato de ainda não ser uma tecnologia madura, não há acordo geral sobre as diferentes estratégias de controle, abordagens de modulação e classificação.O Conversor Multinível Modular (MMC) tornou-se objeto de intensa pesquisa, embora compartilhe as propriedades atraentes de outras configurações multiníveis, oferece alguns recursos interessantes e úteis. Como resultado disso, o MMC tem sido um tópico de pesquisa ativo nos últimos anos. Apesar de suas vantagens, o controle do MMC ainda é um Tarefa desafiante.

6. DIFERENÇAS ENTRE OS SISTEMAS DE TRANSMISSÃO HVDC E HVAC

A corrente alternada (CA) tornou-se muito familiar para usos industriais e domésticos, mas ainda para as longas distancias as linhas de transmissão AC possui algumas limitações que levaram ao uso de transmissão DC em alguns projetos. Segundo Morris (2007) o detalhe técnico da transmissão HVDC em comparação com a transmissão CA de alta tensão (HVAC) é mais discutida quando a transmissão HVDC for para longas distâncias.

Os limites de corrente e tensão são os dois fatores importantes da linha de transmissão de alta tensão, a resistência CA de um condutor é superior à resistência do condutor para tensão DC devido ao efeito da pele, e eventualmente, a perda é maior na transmissão CA. Os surtos de comutação são os graves transientes sobre tensões para a transmissão de alta tensão linha, no caso da transmissão em corrente alternada, o pico os valores são duas ou três vezes o pico normal de tensão, mas para a transmissão DC é 1,7 vezes a tensão normal.

Morris (2007) informa que a transmissão em HVDC tem menos efeito corona e interferências radio eléctricas que as do sistema HVAC de linha de transmissão, perda total de potência no sistema HVDC é inferior a 5 MW para uma tensão de ± 450 kV em aproximadamente 895 quilómetros, sendo que as linhas aéreas HVAC longas produzem e consumir a potência reativa, que é um sério problema.

6.1. CUSTO DE INVESTIMENTO

O sistema HVDC tem um custo de linha mais baixo por comprimento da unidade em comparação com um igualmente confiável HVAC devido ao menor número de
condutores e torre menor. No entanto o sistema HVDC precisa de duas estações conversoras que são caros, que podem custar cerca de duas a três vezes o sistema HVCA. Assim a transmissão HVDC geralmente não é econômico para distâncias curtas, a menos que outras fatores determinam o contrário.

Morris (2007) comenta que a transmissão CC requer menos condutores do que a transmissão CA, apenas 2 condutores por circuito DC, enquanto três condutores por circuito CA trifásico, o HVDC permite que as torres de suporte de linha sejam menores. Antes que o HVDC possa ser considerado puramente competitivo no custo, leva-se em conta a distância específica, chamada de distância do ponto de equilíbrio, a linha HVDC se torna mais barata que a HVAC. A distância do ponto de equilíbrio para as linhas aéreas é de cerca de 600 km e para as linhas submarinas, de 50 km, com uma grande variação sobre esse valor, dependendo na magnitude da transferência de energia e na gama de custos de linhas e equipamentos.

As distâncias de equilíbrio estão reduzindo com os progressos alcançados no desenvolvimento da conversão dispositivos e, portanto, requer menor faixa de passagem, assim, claramente, a linha de transmissão HVDC custaria menos do que uma linha HVAC. Halder (2013) relata que, a transmissão HVDC tem sido usada principalmente em aplicações submarinas, conectando parques eólicos offshore à terra ou transmitindo eletricidade a longa distância através do mar, onde as linhas aéreas não podem ser usadas.

Os cabos HVDC começam a ser usados ​​também para projetos de transmissão terrestre. À medida que cargas de energia mais altas precisam ser transportadas por longas distâncias através da terra, mais e mais pensamentos entram na criação de estradas de eletricidade HVDC.

6.2. CARACTERÍSTICAS AMBIENTAIS DAS LINHAS DE TRANSMISSÃO

Os sistemas de transmissão de energia HVDC têm características particulares relacionadas a todos esses influências ambientais. Essas características específicas do HVDC devem ser levadas em consideração no processo de escolha de roteiros da linha de transmissão e no planejamento de um projeto de linha de transmissão. Em comparação com as linhas de transmissão HVAC, várias dessas características podem ser consideradas como "positivo", ou seja, oferecem algumas vantagens ambientais às transmissões HVDC. Outras características da HVDC são “negativas” do ponto de vista ambiental, relativas a características correspondentes das linhas HVAC.

6.3. EFEITOS DOS CAMPOS ELÉTRICOS

É sabido que os campos elétricos produzidos por uma linha de transmissão HVDC são a combinação do campo eletrostático criado devido à tensão da linha e ao campo de carga espacial isso se deve à cobrança produzida pelo efeito corona da linha, ou seja, que a presença de uma cobrança entre os condutores e o solo tem um impacto no campo elétrico total produzido pelo Linha DC.

Alguns testes mostraram que sob uma linha de transmissão HVDC o desconforto típico de humanos que normalmente são sentidos sob linhas de transmissão HVAC não são observados. Esse desconforto inclui descargas de faísca de seres humanos para arbustos, grama e outra vegetação. Descargas também
ocorrem sob a influência dos campos elétricos da linha de transmissão HVDC, para o professor Ananyevich (2003) essas descargas, no entanto, são pouco frequentes em contraste com as descargas causadas pela linha de transmissão HVAC (que podem ter 100 descargas por segundo a 50 Hz).

6.4. EFEITOS DOS CAMPOS MAGNÉTICOS

Os campos magnéticos associados às linhas DC não produzem efeitos perceptíveis, ao campo magnético das linhas DC, porque está na mesma faixa de força que o campo magnético natural da Terra. Segundo Ananyevich, (2003) devido ao fato de que os limites existentes para a exposição ao campo magnético na Rússia são muito maiores do que o limite de exposição que seria encontrada sob uma linha de transmissão HVDC.

Os impactos ambientais dos campos magnéticos das linhas de transmissão nos seres humanos foram muito menos estudados do que os impactos dos campos elétricos. De acordo com várias estimativas, o limite na intensidade do campo magnético de um sistema de transmissão de energia CA varia de 10 a 50 µТ (microtesla). (ANANYEVICH, 2003)

Ao contrário dos campos magnéticos CA, que variam continuamente em força e polaridade com a corrente elétrica associada, os campos magnéticos CC são de força, orientação e polaridade relativamente constantes. Como os limites existentes à exposição ao campo magnético são tipicamente muito mais altos do que a exposição que seria encontrada nas linhas de transmissão HVDC, praticamente não há diretrizes relacionadas ao projeto de linhas CC relacionadas a campos magnéticos.

6.5. INTERFERÊNCIA DE RADIOFREQUÊNCIA

A interferência de rádio causada pelas linhas de transmissão de energia elétrica é o resultado da descarga do efeito corona em torno dos condutores, que é gerada apenas em tensões positivas. Ananyevich, (2003) relata que como resultado, em uma interferência de rádio da linha HVDC é gerada apenas por condutores positivos, enquanto que com uma interferência de rádio da linha de transmissão HVAC é gerada por todas as três fases CA.

Existe também uma diferença entre as linhas HVAC e HVDC no que diz respeito ao impacto que diferentes condições meteorológicas têm interferências de rádio frequência induzidas pela linha. O professor Ananyevich (2003) enfatiza que o campo elétrico e as intensidades recomendadas para linhas CA levam em consideração um aumento de 10 dB (decibéis) na interferência em condições de chuva.

Com linhas DC, a interferência de rádio diminui durante as chuvas, a fim de assegurar níveis aceitáveis de interferência de rádio, um gradiente de tensão de superfície dos condutores, cerca de 25 kV/cm não deve ser excedido para linhas DC. Assumindo condutores com capacidade igual e níveis máximos de intensidade de campo elétrico nas superfícies dos condutores, o nível de interferência de rádio das linhas HVDC é tipicamente menor em 6-8 dB do que nas linhas HVAC.

6.6. RUÍDO AUDITIVO

O ruído audível é um dos parâmetros de projeto importantes para linhas aéreas e subestações. Todas as medidas conhecidas para diminuir o ruído audível dessas fontes são caras. Ananyevich (2003) ainda relata que nas subestações usadas nos sistemas HVDC, a principal fonte de ruído audível é o (transformador conversor), que para amenizar pode ser cercado por telas quando o nível de ruído na instalação não é aceitável.O ruído audível das linhas de transmissão DC é um ruído de banda larga que vai estendendo-se a altas frequências, o ruído é mais prevalente em condições meteorológicas favoráveis. Níveis de ruído de uma linha DC irá normalmente diminuir durante o mau tempo, ao contrário dos níveis de ruído nas linhas AC. Como regra geral, o ruído audível das linhas de transmissão não deve exceder, em zonas residenciais, 50 dB durante o dia, ou 40 dB à noite. (ANANYEVICH, 2003). No geral, o problema de limitar o ruído audível durante operação da linha de transmissão HVDC e HVAC, geralmente é abordada com os mesmos tipos de medidas nos dois tipos de linhas.

6.7. CORRENTES À TERRA E EFEITOS DE CORROSÃO

Uma das vantagens do sistema de transmissão HVDC é a possibilidade de transferência contínua de energia, mesmo em caso de interrupção de emergência de um polo de um sistema bipolar HVDC. Além disso, em alguns casos, sistema monopolar HVDC são usados, principalmente para sistemas de transmissão de energia submarinos. É necessário fornecer um circuito de retorno para a corrente, a fim de utilizar a capacidade de transmissão HVDC para transferir energia através de um pólo.

O professor Ananyevich (2003) relata que vários projetos de circuitos possíveis para uso da corrente de retorno em condições de operação não simétrica, vem da escolha de métodos em cada caso específico são determinados através de um conjunto de cálculos. Para sistemas de transmissão HVDC monopolar a cabo, o retorno da corrente é realizado através da terra.

A exemplo de uma linha aérea operando após uma interrupção de emergência em um polo, é possível usar o fio de um poste de emergência como circuito de retorno. Mesmo neste caso, é necessário fornecer a oportunidade para a corrente passar pela terra por algum tempo. Em vários casos, um condutor adicional especial, que normalmente serve como proteção contra raios pode ser utilizada para permitir a operação monopolar de uma linha de transmissão aérea HVDC.

No projeto de linhas quadripolares, ou seja, projetos com duas linhas HVDC bipolares situadas em um conjunto de torres ou roteado através do mesmo corredor, a capacidade de sobrecarga da linha HVDC, um condutor pode ser usado. Tipicamente um condutor de transporte de HVDC de linhas aéreas é um condutor eficaz de seção transversal, que é determinada por um processo de cálculo econômico, durante o projeto da linha pode transferir corrente redobrada em comparação com a sua capacidade nominal sem qualquer perigo de sobreaquecimento.

7. CONSIDERAÇÕES finais

O presente trabalho trouxe a preocupação em responder, porque o sistema HVDC (Corrente Contínua em Alta Tensão) através de seus conversores é mais eficaz e econômico para longa distância (acima de 1000 Km), que o sistema HVAC (Corrente Alternada em Alta Tensão). Também se constata que para haver economia na transmissão é necessário usar Elos de transmissão, como os Elos Monopolar, Bipolar, Homopolar. A transmissão HVDC, traz a interconexão de duas subestações que trabalham com frequências diferentes, onde o custo é mais alto que o da HVCA.

Na sequência se conseguiu perceber que, dentre os objetivos que trazem a viabilidade e os benefícios da aplicação de tecnologia dos conversores multinivel modular (MMC), para aplicações em sistemas de transmissão em corrente contínua (HVDC), como também em suas configurações, a conclusão reforça sobre uma tecnologia comprovada com muitos benefícios sobre a tecnologia convencional e possuí uma vasta gama de aplicações, como transmissão submarina, interconexão entre rede assíncrona e muitas outras possibilidades, com implementação provável de transmissão de energia a longa distância com grande eficiência.

Com o objetivo de apresentar o conversor multinivel modular MMC, esse trabalho mostrou também a vantagem do sistema de transmissão CC que tem maior eficiência à longas distâncias em relação a transmissão CA., e possuí contribuições indiretas como, qualidade da energia elétrica, menor impacto ambiental causado pelas torres de transmissão terrestres e melhor aproveitamento de todo território usado. A conclusão também apontou que uma estação HVDC back to back, não usa linhas aéreas ou cabos separando o retificador e inversor, portanto, a corrente CC pode ser mantida alta e a tensão CC baixa.

As linhas de transmissão HVDC são mais eficazes que as linhas HVAC. Deve-se notar, no entanto, que ambas as linhas de transmissão oferecem ao sistema um alto grau de confiabilidade. Os resultados mostram que as linhas de transmissão HVDC são uma grande demonstração tecnológica. As qualidades e benefícios do crescimento estão levando seu uso em todo o mundo e a tendência nos próximos anos é que sua implementação reduza os custos das estações de conversão. Através dessa pesquisa a sugestão é que o assunto do tema proposto, possa ser estudado em um próximo trabalho, trazendo informações sobre a tecnologia aqui no Brasil.

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Publicado por: Anderson Luiz de Andrade

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