Redesenho submarino em andamento para energia eólica offshore flutuante

Parque eólico flutuante offshore que usa MECON Collector Hubs Imagem cortesia da Baker Hughes

O conector de alta tensão de 66 kV, atualmente em fase de qualificação técnica pela Baker Hughes, pesa cerca de uma tonelada e tem mais de 40 litros de óleo dielétrico protegendo cabos de cobre de até 1.200 milímetros quadrados de diâmetro.

O conector foi projetado para ficar no fundo do mar, na extremidade de um cabo dinâmico proveniente de turbinas eólicas flutuantes, e conectá-lo a um hub coletor que, por fim, fornece os megawatts de energia produzidos para uma subestação submarina e, depois, para a costa.

Há muita coisa que pode dar errado.

Falha de cabo é um problema de alto custo para energia eólica offshore fixa, embora, como aplicações de petróleo e gás, envolva cabeamento estático. Espera-se que falhas dinâmicas de cabo sejam ainda mais comuns quando a indústria eólica flutuante decolar.

A Baker Hughes alavancou sua experiência em petróleo e gás para redesenhar e aumentar a faixa de potência de seu conector CA de alta tensão Marine Electrical Connectors (MECON) para reduzir o impacto de falhas no cabo. Os conectores CA trifásicos da empresa consolidam três conexões em um único invólucro, otimizando a limpeza do fluido de isolamento e minimizando potenciais caminhos de vazamento em comparação aos conectores monofásicos usados por outros na indústria. Eles exigem três conexões para cada cabo e, portanto, criam três potenciais caminhos de vazamento.

“Se você olhar para outras tecnologias, há três conexões individuais dentro de um quadro de conexão que parece apenas um único conector. O benefício do nosso sistema é que todas as três conexões de fase individuais estão realmente em um único conector mecânico”, diz Mike Birch, gerente de produtos para sistemas de energia offshore na Baker Hughes .

Em nossa configuração de estrela, nunca temos mais de uma em uma única linha, então todo o campo pode ser padronizado para um tamanho, normalmente 95 ou 150 milímetros quadrados.
Imagem cortesia de Baker Hughes

Os conectores são laváveis por ROV, o que significa que podem ser instalados por um ROV que primeiro lava a interface conector-coletor com água do mar para remover quaisquer detritos. Isso é seguido por lavagem com água doce e etanol antes que o óleo dielétrico seja injetado. O óleo inicia e isola a conexão elétrica.

A Baker Hughes vem ampliando seus conectores wet mate da versão original de 12 kV, usada pela primeira vez em petróleo e gás em 1999, até 36 kV e agora 66 kV para aplicações eólicas flutuantes. A empresa está sendo auxiliada por grandes empresas de energia potencialmente interessadas nos conectores ainda a serem implantados. A contribuição deles tem sido inestimável, diz Birch, já que os padrões IEC existentes cobrem apenas conectores de até 36 kV e a indústria precisa de uma matriz de qualificação que seja amplamente aceita.

Os conectores fazem interface com um hub coletor submarino. Aqui, a Baker Hughes buscou simplicidade, pelo menos para a primeira geração de equipamentos, então o hub coletor é essencialmente um invólucro cheio de óleo com conectores molhados ao redor do lado de fora. “Não há partes móveis dentro do nosso Coletor MECON, não há nada inteligente dentro da caixa, ele simplesmente coleta energia por meio de múltiplas entradas e a exporta por meio de uma saída.”

MECON Wet Connect com tecnologia de desconexão interna
Imagem cortesia da Baker Hughes Como não há um equipamento de comutação definido no coletor, a conexão úmida da Baker Hughes fornece essa funcionalidade por meio de um desconector interno que é operado via ROV e é projetado para isolar um cabo usando o interruptor no conector após o conjunto ser desligado. A transição para ter interruptores no hub do coletor para que a tarefa possa ser realizada remotamente e sob carga elétrica pode chegar com o tempo, mas, por enquanto, Birch acredita que simplicidade e custos mais baixos são o que a indústria precisa.

A simplicidade do design desmente sua importância, porque com múltiplas turbinas conectadas diretamente a um hub coletor, os problemas associados aos cabos de encadeamento em série são removidos. Atualmente usado para energia eólica offshore fixa, se um cabo falhar em qualquer ponto do encadeamento em série, a energia de um trem inteiro pode ser perdida, mas o hub coletor permite uma configuração em estrela, onde cada turbina é conectada ao hub coletor independentemente de outras turbinas.

“Se você olhar para a configuração estrela, obviamente ela tem benefícios com disponibilidade porque você pode isolar uma turbina individual ou um grupo de turbinas, dependendo da configuração. A segunda parte disso é porque você não tem múltiplas turbinas em série, você pode reduzir o tamanho dos cabos e padronizar em um tamanho.”

Em uma cadeia, os diâmetros dos cabos podem começar em 95 milímetros quadrados de cobre, depois aumentar para 300 e depois, digamos, 1.000, à medida que a energia de cada turbina é agregada ao longo do conjunto.

“Para nossa configuração de estrela, nunca temos mais de um em uma única linha, então todo o campo pode ser padronizado para um tamanho, normalmente 95 ou 150 milímetros quadrados. Há uma enorme diferença de custo entre 1.000 milímetros quadrados e 95 milímetros quadrados. Esse é o benefício do CAPEX, mas também há uma perspectiva do OPEX. Isso significa que você só precisa manter um tamanho de cabo em estoque.”

Energia eólica CA de alta tensão para ativos.
Imagem cortesia de Baker Hughes

Esse tipo de padronização é crucial para a viabilidade do crescente mercado eólico flutuante, diz Birch. “Ao contrário da indústria de petróleo e gás, não podemos ter sistemas personalizados em eólico flutuante – as margens são muito baixas para energias renováveis. Precisamos ter blocos de construção estruturados – conectores, hubs coletores, turbinas – essa é a única maneira de obter economias de escala que podem reduzir o custo nivelado de energia.” A qualificação do produto para os novos conectores deve ser concluída no ano que vem, a tempo para o crescimento dramático do mercado eólico flutuante que Birch prevê a partir de 2027. “O futuro é promissor, com projeções estimando cerca de 270 GW de capacidade eólica flutuante instalada até 2050. Com uma média de 15 MW por turbina, atingir isso exigirá mais de 700 turbinas eólicas flutuantes implantadas anualmente pelos próximos 25 anos.”

Birch prevê uma gama de configurações possíveis sendo usadas. O projeto submarino da Baker Hughes pode levar energia de turbina para uma rede terrestre ou adicionalmente para instalações offshore ou plataformas power-to-x. Ele também pode ser usado para matrizes de maré, uma oportunidade que Birch considera adequada para algumas aplicações, como fornecer energia para ilhas. Para transporte de energia de longa distância para a costa, o sistema também pode incluir reatores de ponto médio que restabelecem a integridade da transmissão através do cabo de exportação para que o limite atual de cerca de 100-150 quilômetros da subestação para a costa possa ser estendido.

Há mais desenvolvimento de conectores esperado no futuro. “Estamos olhando para 66kV hoje, mas turbinas de 20MW estão a caminho e exigirão 132kV. Alguns desses campos simplesmente não serão economicamente viáveis sem essas turbinas muito grandes.”