METODOLOGIA PARA AVALIAÇÃO DO RISCO DE ILHAMENTO NÃO INTENCIONAL DE GERADORES EÓLICOS DISTRIBUÍDOS

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1 Universidade Federal do ABC Pós-graduação em Engenharia Elétrica Dissertação de Mestrado Thiago Correia Vieira METODOLOGIA PARA AVALIAÇÃO DO RISCO DE ILHAMENTO NÃO INTENCIONAL DE GERADORES EÓLICOS DISTRIBUÍDOS Santo André 2014

2 Curso de Pós-graduação em Engenharia Elétrica Dissertação de Mestrado Thiago Correia Vieira METODOLOGIA PARA AVALIAÇÃO DO RISCO DE ILHAMENTO NÃO INTENCIONAL DE GERADORES EÓLICOS DISTRIBUÍDOS Trabalho apresentado como requisito parcial para obtenção do título de Mestre em Engenharia Elétrica, sob orientação da Professora Doutora Ahda Pionkoski Grilo Pavani e Co-orientação do Professor Doutor Julio Carlos Teixeira. Santo André 2014

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5 Agradecimentos À Prof a. Dr a. Ahda Pionkoski Grilo Pavani e ao Prof. Dr. Julio Carlos Teixeira pela confiança, colaboração, paciência e suas importantes críticas e sugestões durante o desenvolvimento deste trabalho; Ao Prof. Dr. Ricardo Caneloi Dos Santos pelos esclarecimentos, sugestões e acompanhamento exercido nas etapas iniciais deste trabalho; Aos professores Dr. Haroldo de Faria Junior, Dr. Thales Sousa e Dr. Pedro Sérgio Pereira Lima pelas importantes considerações e sugestões em meu exame de qualificação; A todos os professores da Pós-Graduação em Engenharia Elétrica pela atenção dispensada e orientações fornecidas; À minha família pelo apoio e incentivo; À UFABC pelo suporte técnico e pela bolsa de estudos. i

6 Resumo O ilhamento não intencional ocorre quando a proteção não é capaz de detectar a operação ilhada de parte do sistema de distribuição. Estas falhas ocorrem para condições específicas de geração e carga do subsistema ilhado, nas quais as variações de tensão e frequência após o ilhamento não são suficientes para sensibilizar a proteção. Neste trabalho é apresentada uma metodologia para o cálculo do índice de risco de ilhamento não intencional de geradores eólicos distribuídos, considerando que estes geradores empregam relés de sub/sobrefrequência e sub/sobretensão para proteção anti-ilhamento. A metodologia desenvolvida utiliza curvas características de velocidade de vento de uma região e curvas de carga para identificar as possíveis condições de operação do sistema. Com a aplicação da metodologia proposta é possível avaliar o risco da proteção anti-ilhamento baseada em relés de sub/sobretensão e sub/sobrefrequência não detectar o ilhamento. Como resultado, a concessionária poderá avaliar se somente a proteção anti-ilhamento baseada nestes relés é suficiente, ou se devido ao alto risco de não detecção esquemas mais sofisticados devem ser empregados. Palavras-chave: gerador eólico, geração distribuída, redes de distribuição, proteção. ii

7 Abstract The unintentional islanding occurs when the protection is not able to detect the islanded part of the distribution system operation. These failures occur for specific conditions of generation and load islanded subsystem in which the variations of voltage and frequency after islanding are not sufficient to sensitize protection. In this work a methodology to calculate the unintentional islanding risk index of distributed wind generators is presented, considering that these generators employ under/overfrequency and under/overvoltage protection relays for anti-islanding. The methodology uses the characteristic curves of wind speed in a region and load curves to identify the possible operating conditions of the system. Proposed methodology can assess the risk of anti-islanding protection based on under/overvoltage and under/overfrequency relays not detect islanding condition. As a result, the utility can only assess whether the anti-islanding protection based on these relays is sufficient, or if due to the high risk of failure to detect more sophisticated schemes must be employed. Keywords: wind generator, distributed generation, distribution networks, protection. iii

8 Lista de Figuras 2.1 Classificação das técnicas de proteção anti-ilhamento Técnica de detecção de salto de fase da tensão Método AFD (a) forma de onda da corrente original e corrente AFD de referência (b) forma de onda da corrente original e após a injeção de AFD Típica rede de distribuição Curva de desempenho típica de um relé de frequência Curvas de desempenho dos relés de tensão utilizados na proteção de geradores de indução com rotor tipo gaiola de esquilo a) Q fixo e b) P fixo Exemplo de uma ZND ZNDs do gerador de indução com rotor do tipo gaiola utilizando a) relé de tensão e b) relé de frequência no esquema de proteção anti-ilhamento Ilustração para mostrar quantas vezes e por quanto tempo ocorrem as condições de equilíbrio estável para um sistema fotovoltaico Determinação dos intervalos de não detecção da proteção anti-ilhamento de geradores síncronos Diagrama unifilar do sistema elétrico Modelo do relé de tensão Modelo do relé de frequência Sistema eólico de velocidade fixa Corte transversal da pá de uma turbina eólica Curvas características de c p versus λ para diferentes valores de β Curvas de potência de saída em função da velocidade da turbina para diferentes velocidades do vento e β = iv

9 Lista de Figuras v 3.8 Controle do ângulo de passo do aerogerador empregando gerador de indução com rotor gaiola de esquilo Aplicação da transforma de Park Circuito equivalente de eixo direto (d) da máquina de indução Circuito equivalente de eixo em quadratura (q) da máquina de indução Sistema eólico de velocidade variável Modelo de duas massas do sistema de transmissão do aerogerador Curvas de potência para varias velocidades de vento e curva de potência ótima Controle do torque eletromagnético Controle do ângulo de passo Controle da tensão de referência do eixo direto do conversor ligado a rede Controle da tensão de referência do eixo em quadratura do conversor ligado a rede Controle da tensão de referência do eixo direto do conversor ligado ao rotor Controle da tensão de referência do eixo em quadratura do conversor ligado ao rotor Perfil de potência gerada e curva de carga (a) ativa e (b) reativa ZND do gerador eólico Perfis de vento em um ano típico: a) sem pico (b) 00:00 06:00hs (c) 06:00 12:00hs (d) 12:00 18:00hs (e) 18:00 24:00hs Probabilidade de ocorrência dos perfis de vento ao longo de um ano típico Obtenção do perfil diário de geração do sistema eólico Sistema elétrico utilizado para obtenção das ZNDs Fluxograma para obtenção das ZNDs Potencia de saída do sistema eólico de velocidade fixa e potência demandada pelas cargas (a) ativa e (b) reativa Avaliação do número de amostras nas ZNDs dos relés de tensão e frequência combinados obtidas para o sistema eólico de velocidade fixa Risco de não detecção do ilhamento do sistema eólico de velocidade fixa para um perfil diário de vento típico

10 Lista de Figuras vi 5.4 Potência ativa gerada pelo sistema eólico de velocidade fixa para dias com pico de velocidade de vento: (a) sem pico (b) 00:00-06:00hs (c) 06:00-12:00hs (d) 12:00-18:00hs (e) 18:00-24:00hs Potência reativa consumida pelo sistema eólico de velocidade fixa para dias com pico de velocidade de vento: (a) sem pico (b) 00:00-06:00hs (c) 06:00-12:00hs (d) 12:00-18:00hs (e) 18:00-24:00hs Risco de não detecção da operação ilhada do sistema eólico de velocidade fixa ZNDs obtidas para o sistema eólico de velocidade fixa Risco de não detecção da operação ilhada do sistema eólico de velocidade fixa em função do tipo de relé de proteção: tensão, frequência, e tensão e frequência combinados ZNDs dos relés de tensão e frequência combinados obtidas para o sistema eólico de velocidade fixa considerando diferentes ajustes dos relés de frequência Risco de não detecção da operação ilhada do sistema eólico de velocidade fixa em função do ajuste do relé de frequência ZNDs dos relés de tensão e frequência combinados obtidas para o sistema eólico de velocidade fixa considerando diferentes tempos de detecção Risco de não detecção da operação ilhada do sistema eólico de velocidade fixa em função do tempo de detecção requerido pela concessionária ZNDs obtidas para o sistema eólico de velocidade fixa para bancos de capacitores com potência igual a 0,35p.u. e 0,8p.u Risco de não detecção da operação ilhada do sistema eólico de velocidade fixa em função da potência do banco de capacitores Curvas de carga e potência ativa gerada pelo sistema eólico de velocidade variável para dias com pico de velocidade de vento: (a) sem pico (b) 00:00 06:00hs (c) 06:00 12:00hs (d) 12:00 18:00hs (e) 18:00 24:00hs Potência reativa consumida pelas cargas e fornecida pelo sistema eólico de velocidade variável Risco de não detecção da operação ilhada do sistema eólico de velocidade variável ZNDs obtidas para o sistema eólico de velocidade variável Risco de não detecção da operação ilhada do sistema eólico de velocidade variável em função do tipo de relé de proteção: tensão, frequência, e tensão e frequência combinados ZNDs dos relés de tensão e frequência combinados obtidas para o sistema eólico de velocidade variável considerando diferentes ajustes do relé de frequência... 67

11 Lista de Figuras vii 5.21 Risco de não detecção da operação ilhada do sistema eólico de velocidade variável em função do ajuste do relé de frequência ZNDs dos relés de tensão e frequência combinados obtidas para o sistema eólico de velocidade variável considerando diferentes tempos de detecção Risco de não detecção da operação ilhada do sistema eólico de velocidade variável em função do tempo de detecção requerido pela concessionária B.1 Curvas de carga nas barras do sistema elétrico

12 Lista de Tabelas 3.1 Ajustes de proteção contra variações anormais de tensão Ajustes de proteção contra variações anormais de frequência A.1 Dados dos transformadores e banco de capacitores A.2 Dados do sistema equivalente da concessionária A.3 Parâmetros das linhas A.4 Parâmetros da turbina eólica e controle do ângulo de passo A.5 Parâmetros do gerador de indução com rotor tipo gaiola de esquilo A.6 Parâmetros da malha de controle do ângulo de passo A.7 Parâmetros da turbina eólica e sistema de transmissão A.8 Parâmetros do DFIG A.9 Ganho dos controladores viii

13 Lista de Abreviaturas AFD DFIG FC MPPT PCHs PI PLCC PLL SCADA SFS SVS TDH WWEA ZND Active Frequency Drift Doubly Fed Induction Generator Fator de Correlação Maximum Power Point Tracking Pequenas Centrais Hidrelétricas Proporcional-Integral Power Line Carrier Communications Phase Locked Loop Supervisory Control and Data Acquisition Sandia Frequency Shift Sandia Voltage Shift Taxa de Distorção Harmônica World Wind Energy Association Zona de Não Detecção ix

14 Lista de Símbolos V D V SP V SN I h I 1 H t z T F O cf cf 0 K f P C f linha P Q P G Q G m E v P d q ρ A P tur c p λ β α Desequilíbrio de tensão Componente de sequência positiva da tensão Componente de sequência negativa da tensão Valor eficaz da componente harmônica h da corrente Valor eficaz da componente fundamental da corrente Componente harmônica de 31 ordem Tempo no qual a corrente é igual a zero ao final de cada semi-ciclo Período da forma de onda Fator chopping Fator chopping padrão Ganho AFD Frequência medida no ponto de conexão do gerador distribuído Frequência nominal da tensão da rede de distribuição Desbalanço de potência ativa Desbalanço de potência reativa Potência ativa fornecida pelo gerador Potência reativa consumida ou fornecida pelo gerador Massa de ar Energia cinética Velocidade de vento Potência do vento Fluxo da massa de ar Densidade do ar Área do rotor da turbina eólica Potência mecânica de saída da turbina Coeficiente de eficiência aerodinâmica Razão de velocidade entre a ponta das pás e o vento Ângulo de passo da turbina Ângulo de ataque x

15 Lista de Símbolos xi v as, v bs, v cs i as, i bs, i cs v ar, v br, v cr i ar, i br, i cr r r, r s φ L as, L bs, L cs L ar, L br, L cr L fsfr, L frfs L fsfs, L frfr ω r θ r L aras L arbs L arcs r s L ls r r L lr L m v ds v qs v dr v qr i ds i qs i dr i qr φ ds φ qs φ dr φ qr p T e Tensão do estator da máquina de indução nas fases a, b e c Corrente do estator da máquina de indução nas fases a, b e c Tensão do rotor da máquina de indução nas fases a, b e c Corrente do rotor da máquina de indução nas fases a, b e c Resistências dos enrolamentos de rotor e estator Enlace de fluxo considerando a indutância própria de cada enrolamento e o acoplamento entre os circuitos da máquina de indução Indutâncias próprias dos enrolamentos do estator nas fases a, b e c Indutâncias próprias dos enrolamentos do rotor nas fases a, b e c Indutâncias mútuas entre os circuitos do estator e do rotor da máquina de indução sendo f = [a b c] Indutâncias mútuas entre os três circuitos do estator e os três circuitos do rotor da máquina de indução sendo f = [a b c] Velocidade angular elétrica do rotor Posição angular elétrica do rotor Indutâncias mútuas entre a fase "a"do rotor e a fase "a"do estator em função da posição do rotor Indutâncias mútuas entre a fase "a"do rotor e a fase "b"do estator em função da posição do rotor Indutâncias mútuas entre a fase "a"do rotor e a fase "c"do estator em função da posição do rotor Resistência do estator Indutância do estator Resistência do rotor referida ao estator Indutância do rotor referida ao estator Indutância de magnetização Tensão de eixo direto do estator Tensão de eixo em quadratura do estator Tensão de eixo direto do rotor Tensão de eixo em quadratura do rotor Corrente de eixo direto do estator Corrente de eixo em quadratura do estator Corrente de eixo direto do rotor Corrente de eixo em quadratura do rotor Fluxo de eixo direto do estator Fluxo de eixo em quadratura do estator Fluxo de eixo direto do rotor referido ao estator Fluxo de eixo em quadratura do rotor referido ao estator Número de pares de pólos Torque eletromagnético

16 Lista de Símbolos xii T m H F J r K r T w T eixo ω w ω s θ w θ s K s B s R rl L rl P nd t P Q T I f NZ NT I g n I fi P pi P causa P consequência P Lmax P Lmin Q Lmax Q Lmin v max, v min δp L, δq L δv P L Q L Q C f n Torque mecânico Constante de inércia combinados do rotor e da carga Coeficiente de viscosidade combinados do rotor e da carga Constante de inércia Coeficiente de amortecimento Torque aerodinâmico Torque resultante da inércia e amortecimento no eixo Velocidade da turbina eólica Velocidade do eixo Posição angular da turbina eólica Posição angular do eixo de transmissão Coeficiente de amortecimento do eixo de transmissão Constante de inércia do eixo de transmissão Resistência do filtro RL para conexão do conversor a rede Indutância do filtro RL para conexão do conversor a rede Probabilidade de não detecção Tempo no qual o desbalanço de potência está na ZND Tempo total do período em estudo Índice de risco de não detecção Número de amostras na ZND Número total de amostras analisadas Índice de risco de não detecção global Número de perfis de vento Índice de risco de não detecção do perfil de vento "i" Probabilidade de ocorrência do perfil de vento "i"em um ano Probabilidade de ocorrência de um defeito ou operação de manobra causador da ilha Probabilidade do ilhamento não intencional causar danos aos equipamentos ou expor as pessoas ao risco Valor máximo de potência ativa consumida Valor mínimo de potência ativa consumida Valor máximo de potência reativa consumida Valor mínimo de potência reativa consumida Valores máximos e mínimos da velocidade de vento Passos utilizados no processo de varredura das potências ativa e reativa Passo utilizado no processo de varredura da velocidade de vento Potência ativa demandada pela carga Potência reativa demandada pela carga Potência do banco de capacitores Frequência nominal da rede

17 Sumário 1 Introdução Objetivos Objetivo Geral Objetivos Específicos Organização do Trabalho Revisão Bibliográfica Técnicas de Proteção Anti-Ilhamento Técnicas Remotas Técnicas Locais Passivas Técnicas Locais Ativas Técnicas Locais Hibridas Informações Adicionais Técnicas de Avaliação da Proteção Anti-ilhamento Curvas de Desempenho Zonas de Não Detecção Metodologias para Avaliação do Risco de Ilhamento Não Intencional Encontradas na Literatura Comportamento do Vento Modelagens Utilizadas Sistema Elétrico Relés de Proteção xiii

18 Sumário xiv 3.3 Sistema Eólico de Velocidade Fixa Modelo da Turbina Eólica Controle do Ângulo de Passo Modelo do Gerador de Indução com Rotor Gaiola de Esquilo Sistema Eólico de Velocidade Variável Modelo da Turbina Eólica Modelo do Sistema de Transmissão do Sistema Eólico Modelo do Doubly Fed Induction Generator Controle da Velocidade da Turbina Eólica Controle do Conversor do Lado da Rede Controle do Conversor do Lado do Rotor Metodologia para Avaliação do Risco de Ilhamento Não Intencional Aspectos Básicos Perfil de Geração Curvas de Carga Zonas de Não Detecção Procedimentos para Uso da Metodologia Resultados Sistema Eólico de Velocidade Fixa Risco de Ilhamento Não Intencional em Função do Tipo de Relé de Proteção Risco de Ilhamento Não Intencional em Função dos Ajustes dos Relés de Proteção Risco de Ilhamento Não Intencional em Função do Tempo de Detecção Requerido Risco de Ilhamento Não Intencional em Função da Potência do Banco de Capacitores Sistema Eólico de Velocidade Variável Risco de Ilhamento Não Intencional em Função do Tipo de Relé de Proteção

19 Sumário xv Risco de Ilhamento Não Intencional em Função dos Ajustes dos Relés de Proteção Risco de Ilhamento Não Intencional em Função do Tempo de Detecção 68 6 Conclusões Sugestões para Trabalhos Futuros Referências Bibliográficas 73 A Dados do Sistema Elétrico e dos Sistemas Eólicos 79 A.1 Parâmetros do Sistema Elétrico A.2 Parâmetros do Sistema Eólico de Velocidade Fixa A.3 Parâmetros do Sistema Eólico de Velocidade Variável B Curvas de Carga 82 B.1 Curvas de Carga nos Barramentos do Sistema Elétrico

20 Capítulo 1 Introdução A disponibilidade de energia elétrica é um fator preponderante para o desenvolvimento de um país, pois interfere de forma determinante na capacidade de geração de bens e na segurança de investimentos financeiros em setores que consomem quantidades consideráveis de energia. Devido a essa característica estratégica para o país, observa-se a necessidade de diversificação da matriz energética como forma de reduzir a vulnerabilidade do sistema de geração de energia, no qual, a escassez de uma fonte primária é compensada pelas outras fontes. Outros fatores como necessidade de fontes de energia elétrica renováveis e menos poluentes, reestruturação da indústria de energia elétrica para atender as novas demandas do mercado e avanços tecnológicos na geração de energia a partir de fontes alternativas são responsáveis por um crescimento considerável do número de geradores de pequeno e médio porte conectados diretamente às redes de distribuição de energia elétrica, denominados genericamente de geradores distribuídos (El-Ela et al., 2010). Diferentes tecnologias vêm sendo exploradas na geração distribuída. As principais são pequenas centrais hidrelétricas (PCHs), máquinas a combustão interna, turbinas a gás, turbinas a vapor, células a combustível, células fotovoltaicas e turbinas eólicas (Jenkins et al., 2000). Dentre estas tecnologias, a geração eólica apresenta os maiores avanços. Segundo a Associação Mundial de Energia Eólica (WWEA World Wind Energy Association), atualmente a capacidade instalada de energia eólica em nível mundial atende aproximadamente 3,5% da demanda de energia elétrica do mundo (El-Khattam et al., 2011; The World Wind Energy Association, 2013). A instalação de geradores distribuídos proveniente de diversas fontes, como a eólica, pode afetar adversamente o desempenho da rede por possibilitar alterações em sua operação como: o surgimento de fluxos bidirecionais, alterações no perfil de tensão da rede e alterações no funcionamento e coordenação dos dispositivos de proteção (El-Khattam et al., 2011). Nesse sentido, a instalação desses geradores deve atender a uma série de requisitos técnicos relacionados à operação e proteção com o objetivo de manter a segurança e a confiabi- 1

21 Capítulo 1. Introdução 2 lidade da rede de distribuição (ANEEL, 2008; Electricity Association Standard G75/1, 1996; IEEE Standard P1547, 2003). Entre os requisitos técnicos, está a detecção e posterior desconexão do gerador distribuído nos casos de operação ilhada. A operação ilhada ocorre quando parte da rede de distribuição, eletricamente isolada da fonte de energia principal (subestação), continua sendo energizada por um ou mais geradores distribuídos. A formação de ilhas na rede de distribuição pode ocorrer tanto pela abertura de disjuntores para operações de manutenção quanto por falhas que promovam a abertura automática dos disjuntores. Nestas condições, a existência de um gerador distribuído em operação nesta ilha pode gerar uma série de problemas como (Brundlinger e Bletterie, 2005; El-Khattam et al., 2011): Violação dos limites aceitáveis de tensão e frequência, harmônicas e demais parâmetros de qualidade da energia; Possibilidade de falhas não serem detectadas por causa da baixa capacidade de curtocircuito do gerador distribuído, podendo ocasionar danos aos equipamentos da rede; Falta de sincronismo entre o gerador e a rede no instante de reenergização, o que pode gerar altas correntes de inrush que, consequentemente, podem causar danos ao gerador; Risco à segurança do pessoal de manutenção e dos consumidores pelo contato com condutores que permanecem energizados após a perda do suprimento da concessionária, sem o conhecimento da mesma. Várias técnicas de proteção anti-ilhamento de geradores distribuídos são encontradas na literatura aplicadas a diferentes tecnologias como geradores síncronos (Salles et al., 2012), geradores conectados via inversores (Rani et al., 2013; Velasco et al., 2011) e aerogeradores (El-Khattam et al., 2011; Karegar e Sobhani, 2012). A divisão destas técnicas pode ser feita em quatro grupos: técnicas remotas, técnicas locais passivas, técnicas locais ativas e técnicas locais híbridas (Khamis et al., 2013; Reigosa et al., 2012). As técnicas remotas são caracterizadas pela necessidade de um sistema de comunicação entre a rede e o gerador distribuído, não sendo muito usual em função do seu alto custo (Heidari et al., 2013). Já as técnicas locais ativas se baseiam na avaliação do comportamento da rede após a inserção de pequenas perturbações e são mais indicadas para geradores conectados à rede via inversores (El-Khattam et al., 2011). As técnicas locais passivas são consideradas a primeira opção entre as técnicas de proteção antiilhamento, pois utilizam dispositivos como os relés de sub/sobretensão e sub/sobrefrequência que são facilmente obtidos no mercado a um baixo custo. As técnicas híbridas utilizam uma combinação de técnicas locais passivas e ativas no esquema de proteção anti-ilhamento, consequentemente, possuem maior custo e complexidade quando comparadas às técnicas locais ativas e passivas operando de forma isolada (Khamis et al., 2013). Os esquemas de proteção baseados no uso dos relés de sub/sobretensão e sub/sobrefrequência (por praticidade denominados de relés de tensão e frequência nesta dissertação) são

22 Capítulo 1. Introdução 3 os mais atrativos para a proteção anti-ilhamento de geradores distribuídos. Entretanto, estes dispositivos podem falhar quando as diferenças entre geração e demanda são pequenas, visto que nessas condições a variação dos valores de tensão e frequência pode não ser suficiente para violar os limites pré-ajustados nos relés de proteção (Reigosa et al., 2012). Esta falha é denominada tecnicamente de ilhamento não intencional. O risco de ilhamento não intencional é abordado em alguns trabalhos na literatura, como por exemplo para sistemas fotovoltaicos (Brundlinger e Bletterie, 2005; Ranade et al., 2007; Verhoeven e Nederland B.V., 2002) e para geradores síncronos (Salles et al., 2012). No entanto, é escassa a literatura específica que discute o risco de ilhamento não-intencional de geradores eólicos distribuídos. Em Salles et al. (2012) é apresentada uma metodologia para cálculo do risco de ilhamento de geradores síncronos distribuídos. Este método, entretanto, não é aplicável a geradores eólicos pois considera um patamar fixo de potência injetada no sistema, enquanto a potência injetada por geradores eólicos depende da intermitência do vento. As metodologias para avaliação do risco de ilhamento não intencional podem ser utilizadas para avaliar se o esquema de proteção baseado no uso de relés de tensão e frequência é adequado ou se é necessário o uso de técnicas mais complexas como, por exemplo, as técnicas remotas de proteção anti-ilhamento. 1.1 Objetivos Objetivo Geral Desenvolver uma metodologia para o cálculo do índice de risco de ilhamento nãointencional de geradores eólicos distribuídos utilizando relés de tensão e frequência no esquema de proteção anti-ilhamento Objetivos Específicos Avaliar a possibilidade de falha da proteção anti-ilhamento em função das condições de operação do gerador eólico; Definir um índice de risco de ilhamento não intencional considerando o comportamento do vento na região de instalação do gerador; Validar a metodologia desenvolvida considerando duas topologias de sistemas eólicos: sistema eólico de velocidade fixa com gerador de indução com rotor tipo gaiola de esquilo e sistema eólico de velocidade varável com gerador de indução de dupla alimentação (DFIG - Doubly Fed Induction Generator); Analisar a sensibilidade do risco de ilhamento não intencional em função do tipo de relé de proteção (tensão, frequência ou tensão e frequência combinados), ajustes do esquema de proteção, tempo de detecção requerido e potência do banco de capacitores.

23 Capítulo 1. Introdução Organização do Trabalho Esta dissertação está organizada da seguinte maneira: Capítulo 2: apresenta uma revisão bibliográfica sobre proteção de geradores distribuídos; Capítulo 3: apresenta a modelagem do sistema elétrico, dos relés de proteção e dos sistemas eólicos utilizados na avaliação do risco de ilhamento não intencional; Capitulo 4: apresenta a metodologia para avaliação do risco de ilhamento não intencional de geradores eólicos distribuídos; Capítulo 5: apresenta os resultados da aplicação da metodologia desenvolvida em alguns estudos de casos e a análise de sensibilidade do risco de ilhamento não intencional; Capítulo 6: apresenta as conclusões obtidas com o trabalho e algumas sugestões de trabalhos futuros que poderão contribuir nesta linha de pesquisa.

24 Capítulo 2 Revisão Bibliográfica A operação ilhada de geradores distribuídos resulta em uma série de problemas técnicos relacionados à qualidade da energia elétrica fornecida aos consumidores e a operação confiável da rede de distribuição. Por este motivo, a existência de um esquema de proteção que detecte as condições de operação ilhada do gerador distribuído no intervalo de tempo especificado pela concessionária de energia elétrica é um requisito importante para a conexão de geradores diretamente em redes de distribuição. Pesquisas mostram que algumas técnicas de proteção anti-ilhamento podem apresentar falhas em condições de equilíbrio entre geração e demanda no subsistema ilhado. Para determinar o risco de ilhamento de geradores distribuídos diversas técnicas de avaliação da proteção anti-ilhamento e metodologias para o cálculo do índice de risco de ilhamento são encontradas na literatura. Neste capítulo é apresentada uma revisão bibliográfica sobre as técnicas de proteção anti-ilhamento, as principais técnicas de avaliação da proteção anti-ilhamento e as metodologias para o cálculo do índice de risco do gerador distribuído operar de forma ilhada. 2.1 Técnicas de Proteção Anti-Ilhamento As técnicas de proteção anti-ilhamento podem ser classificadas em função das suas características operativas em técnicas remotas e técnicas locais. As técnicas locais geralmente são divididas em três classes: passivas, ativas e híbridas (Khamis et al., 2013). A Figura 2.1 ilustra como as técnicas de proteção anti-ilhamento são classificadas atualmente. Estas técnicas são descritas nas seções a seguir. 5

25 Capítulo 2. Revisão Bibliográfica 6 Figura 2.1: Classificação das técnicas de proteção anti-ilhamento Técnicas Remotas As técnicas remotas são baseadas na comunicação entre a concessionária, os dispositivos de proteção e manobra da rede de distribuição e os geradores distribuídos (Vieira, 2006). Embora estas técnicas de proteção anti-ilhamento sejam mais confiáveis que as técnicas locais passivas e ativas, elas são pouco utilizadas em função da necessidade de um sistema de comunicação sofisticado e de elevado custo (Velasco et al., 2010). Portanto, a escolha desta técnica de proteção anti-ilhamento não é recomendada para geradores distribuídos de pequeno porte e deve ser justificada por questões técnicas. A seguir será feita uma breve descrição de algumas técnicas remotas. Power Line Carrier Communications (PLCC): na proteção anti-ilhamento baseada em PLCC um transmissor localizado na subestação envia continuamente um sinal para receptores localizados nos pontos de conexão dos geradores distribuídos utilizando como meio de transmissão os cabos da rede de distribuição (Vieira, 2006). Assim, caso exista a perda da alimentação principal devido a abertura de um disjuntor ou dispositivo de manobra o sinal enviado pelo transmissor não será detectado pelo receptor e o gerador distribuído será imediatamente desconectado da rede de distribuição. Os sinais enviados pela rede de distribuição devem ter frequências iguais ou inferiores a 500Hz para evitar atenuações devido as indutâncias dos transformadores de distribuição (Ropp et al., 2000). Em Xu et al. (2007) foi aplicada a técnica de distorção de forma de onda no esquema de proteção anti-ilhamento de geradores síncronos distribuídos baseado em PLCC sendo analisado a atenuação do sinal em função dos parâmetros do sistema elétrico. Os autores ressaltam que o esquema de proteção desenvolvido tem o mesmo desempenho independentemente da topologia da rede de distribuição e tem um custo atraente quando se trata da instalação de múltiplos geradores distribuídos. Supervisory Control and Data Acquisition (SCADA): as técnicas de proteção de geradores distribuídos baseadas no sistema SCADA consistem em monitorar o estado dos disjuntores

26 Capítulo 2. Revisão Bibliográfica 7 e religadores, cuja atuação pode formar ilhas onde existam geradores distribuídos instalados (Ahmad et al., 2013). Dessa forma, se for detectada a atuação de um disjuntor ou religador formando uma ilha com um ou mais geradores distribuídos instalados, os disjuntores correspondentes são acionados desconectando os geradores da rede de distribuição. Em Task (2002) é descrita uma técnica de proteção anti-ilhamento baseada no sistema SCADA para sistemas fotovoltaicos onde são utilizados sensores para medir a tensão no local de instalação do gerador distribuído. Assim, caso ocorra a perda da fonte de alimentação principal e os alimentadores continuarem sendo alimentados pelos geradores distribuídos, ações corretivas podem ser tomadas como acionar alarmes para alertar a equipe de manutenção ou desconectar imediatamente o gerador da rede. A principal vantagem desta técnica de proteção é o fato dela não apresentar zonas de não detecção (ZNDs). As ZNDs mapeiam os valores de desbalanço de potência ativa e reativa nos quais a proteção anti-ilhamento falha em um plano de desbalanço de potência ativa versus desbalanço de potência reativa. Além disso, estas técnicas possibilitam a coordenação entre os geradores distribuídos e as redes de distribuição através de um controle adicional dos geradores distribuídos pelas concessionárias de energia elétrica (Task, 2002). No entanto, a necessidade de dispositivos adicionais como sensores específicos para cada unidade de geração distribuída e redes de comunicação para a transmissão de dados torna esta técnica inviável para instalações de geração distribuída de pequeno porte (Velasco et al., 2010). Redes de comunicação: nesta técnica, quando um disjuntor ou religador automático interrompe a fonte de alimentação principal, um sinal é enviado para os geradores distribuídos na parte ilhada da rede de distribuição utilizando linhas telefônicas, sinais de radio-frequência ou outro meio de comunicação. Neste caso, diferentemente das técnicas baseadas em PLCC, os cabos da rede de distribuição não são utilizados como meio de transmissão de dados. Quando os dispositivos estão instalados adequadamente, esta técnica tem a vantagem de não possuir ZNDs. No entanto, quando são utilizadas as linhas telefônicas para a transmissão de dados, podem ser necessários cabos de telefonia adicionais e o desenvolvimento de protocolos de comunicação específicos para a transmissão dos dados. Já para a transmissão dos dados através de sinais de radio-frequência, pode ser necessário a instalação de muitas estações repetidoras quando os dispositivos de interrupção estão distantes do gerador distribuído (Task, 2002) Técnicas Locais Passivas As técnicas locais passivas são baseadas no fato da operação ilhada de geradores distribuídos resultar em variações de parâmetros do sistema elétrico como: tensão, frequência e distorção harmônica (Yu et al., 2010). As variações observadas nestes parâmetros ocorrem principalmente em função dos desbalanços entre a potência gerada pelo gerador distribuído e a potência demandada pelas cargas conectadas na parte ilhada da rede de distribuição (Khamis et al., 2013). Neste sentido, a principal desvantagem destas técnicas é a possibilidade de falhas quando a diferença entre a potência injetada pelo gerador distribuído e demandada pelas cargas conectadas ao subsistema ilhado é pequena. A principal vantagem está no fato destas técnicas serem

27 Capítulo 2. Revisão Bibliográfica 8 baseadas unicamente em medidas no ponto de conexão dos geradores distribuídos, por conseguinte, não são necessários sistemas de comunicação para transmissão de dados entre diferentes pontos da rede de distribuição. A seguir será feita a descrição de algumas técnicas locais passivas de proteção anti-ilhamento encontradas na literatura. Sub/sobretensão e Sub/sobrefrequência: esta é a primeira técnica utilizada na proteção de geradores distribuídos e consiste basicamente na utilização dos relés de tensão e/ou frequência na proteção anti-ilhamento (Khamis et al., 2013; Velasco et al., 2010). Neste caso, medidas de tensão e/ou frequência são realizadas no ponto de conexão do gerador distribuído e posteriormente os valores medidos são comparados com os limites estabelecidos pelas normas técnicas. Caso alguns dos limites sejam violados os geradores distribuídos são imediatamente desconectados da rede de distribuição. A principal vantagem desta técnica é a utilização de dispositivos comumente empregados na proteção de redes de distribuição e a desvantagem está na grande zona em que a condição de operação ilhada não é detectada devido principalmente às condições de equilíbrio entre geração e demanda na ilha (Khamis et al., 2013). Desequilíbrio de tensão: a formação de ilhas altera a topologia da rede de distribuição e as características das cargas conectadas ao gerador distribuído. Portanto, torna-se provável o surgimento de desequilíbrios de tensão devido a existência de cargas monofásicas conectadas a rede de distribuição (Mahat et al., 2008). Dessa forma, esta técnica de proteção detecta a operação ilhada por meio de medidas de desequilíbrios de tensão no ponto de conexão do gerador distribuído (Jang e Kim, 2004). O desequilíbrio de tensão é definido pela Equação 2.1, V D = V SN V SP (2.1) sendo V SP e V SN as componentes de sequência positiva e negativa da tensão, respectivamente. É importante destacar que mesmo quando existe o equilíbrio entre geração e demanda na ilha, é provável o surgimento de desequilíbrios de tensão em função das mudanças na configuração da rede (Mahat et al., 2008). Medição de harmônicos: outro fator utilizado na detecção da operação ilhada é o surgimento de determinadas harmônicas de tensão e corrente em função das alterações na característica das cargas conectadas ao gerador distribuído após a ocorrência do ilhamento. Em Jang e Kim (2004) é discutida uma abordagem em que a operação ilhada pode ser detectada através da medida da TDH (Taxa de Distorção Harmônica) da corrente. A TDH é definida pelo autor como a relação entre o total de distorção harmônica e a componente fundamental da corrente descrita pela Equação 2.2. T DH = H h=2 I 2 h I (2.2)

28 Capítulo 2. Revisão Bibliográfica 9 sendo, I h o valor eficaz da componente harmônica h da corrente, I 1 o valor eficaz da componente fundamental da corrente e H a componente harmônica de 31 o ordem. Outra abordagem se resume ao monitoramento da terceira harmônica da tensão que aumenta significativamente quando ocorre o ilhamento em função da histerese dos transformadores conectados na parte ilhada da rede de distribuição (Kobayashi et al., 1991; Yin et al., 2004). A principal dificuldade encontrada na aplicação desta técnica está no ajuste adequado dos valores de referência para que a proteção anti-ilhamento não atue de forma inadequada quando cargas não lineares são conectadas à rede de distribuição (Khamis et al., 2013). Detecção de salto de fase de tensão: a corrente de saída de geradores conectados à rede de distribuição via inversores de frequência geralmente é sincronizada com a tensão da rede utilizando um PLL (Phase Locked Loop). Dessa forma, a sincronização é feita toda vez que ocorre a passagem pelo zero da curva de tensão. Com a perda da fonte de alimentação principal, é provável que a tensão na parte ilhada da rede de distribuição, controlada agora apenas pelo gerador distribuído, sofra um deslocamento de fase devido as mudanças no valor da impedância vista por este gerador. Este deslocamento de fase da tensão resulta em uma defasagem entre a tensão e a corrente de saída do gerador distribuído que será corrigida apenas no próximo cruzamento pelo zero da tensão, como ilustra a Figura 2.2. Assim, a técnica de proteção baseada na detecção de salto de fase de tensão consiste em monitorar a defasagem entre a tensão e a corrente de saída do inversor de frequência para detectar a operação ilhada de geradores distribuídos (Khamis et al., 2013; Task, 2002). Figura 2.2: Técnica de detecção de salto de fase da tensão. Fonte: Adaptado de Velasco et al. (2010). A principal dificuldade na implementação desta técnica é determinar o valor limite de defasagem entre a tensão e a corrente que configura a operação ilhada, pois a partida de motores e a manipulação de algumas cargas pode gerar um deslocamento de fase significativo, e por conseguinte, atuação indevida da proteção anti-ilhamento (Velasco et al., 2010).

29 Capítulo 2. Revisão Bibliográfica Técnicas Locais Ativas As técnicas locais ativas são uma alternativa às técnicas passivas, pois podem detectar o ilhamento mesmo em condições de equilíbrio entre a potência gerada pelo gerador distribuído e a potência consumida pelas cargas locais (Funabashi et al., 2003). Estas técnicas consistem em monitorar a variação de parâmetros do sistema elétrico após a inserção de pequenas perturbações na rede de distribuição, e assim, detectar a operação ilhada do gerador distribuído (Velasco et al., 2010). A principal desvantagem das técnicas ativas é a possibilidade de problemas relacionados à qualidade da energia em função das perturbações inseridas no sistema elétrico e a principal vantagem é que estas técnicas tem uma ZND pequena podendo até mesmo ser eliminadas em alguns casos (Yu et al., 2010). Algumas técnicas locais ativas de proteção anti-ilhamento são: Medida de impedância: nesta técnica, as variações de impedância do sistema elétrico medidas no ponto de conexão do gerador distribuído são utilizadas para detectar o ilhamento. Para isso, uma das abordagens utilizadas é a conexão periódica de um indutor em derivação durante um pequeno período de tempo em que são realizadas medidas de tensão e corrente de curto-circuito. Neste caso, a impedância medida no ponto de conexão do gerador distribuído será mais baixa quando a fonte de alimentação principal estiver conectada ao sistema elétrico (Khamis et al., 2013). Em outro esquema de proteção de sistemas fotovoltaicos discutido em Ropp et al. (2006) são inseridos distúrbios na corrente de saída do inversor conectado a rede e, se for medida uma variação de tensão correspondente aos distúrbios injetados na corrente, o gerador distribuído é imediatamente desconectado da rede de distribuição. Geralmente os esquemas de proteção anti-ilhamento baseados em medidas de impedância tem a vantagem de possuir uma ZND pequena (Kunte e Gao, 2008). Active Frequency Drift (AFD): o princípio de operação desta técnica é a inserção de uma perturbação que gera um desvio de frequência na corrente de saída do inversor apenas quando o gerador distribuído está desconectado da fonte de alimentação principal (Kunte e Gao, 2008). Neste caso, o gerador distribuído é desconectado da rede de distribuição quando os limites préajustados no relé de frequência instalado no sistema são violados. Na técnica AFD clássica, a forma de onda desta perturbação é escolhida para gerar um tempo t z em que a corrente de saída do inversor é igual a zero ao final de cada semi-ciclo da forma de onda como mostra a Figura 2.3 (Yafaoui et al., 2012).

30 Capítulo 2. Revisão Bibliográfica 11 Figura 2.3: Método AFD (a) forma de onda da corrente original e corrente AFD de referência (b) forma de onda da corrente original e após a injeção de AFD. Fonte: Adaptado de Yafaoui et al. (2012). A relação entre t z e o período da forma de onda T F O define o fator chopping, Equação 2.3. cf = 2t z T F O (2.3) O valor de cf está relacionado com o quanto a frequência da corrente de saída do inversor será desviada do valor nominal da frequência da tensão da rede de distribuição em casos de operação ilhada do gerador distribuído (Velasco et al., 2010). Neste caso, se a fonte de alimentação principal estiver conectada ao gerador distribuído, a frequência da componente fundamental da corrente não sofre alterações significativas em função das perturbações, pois nestas condições de operação a corrente de saída do inversor é sincronizada com a tensão da rede de distribuição. A principal vantagem desta técnica está na facilidade de implementação em geradores distribuídos com inversores microcontrolados. No entanto, esta técnica apresenta uma grande zona em que a operação ilhada do gerador distribuído não é detectada. Além disso, as perturbações inseridas alteram de forma negativa parâmetros utilizados para avaliar a qualidade da energia como a TDH. Em Yafaoui et al. (2012) foi proposto uma nova técnica de AFD que possibilita uma redução de 30% da TDH em comparação com o método de AFD clássico através da inserção de uma perturbação em apenas meio ciclo da forma de onda. Sandia Frequency Shift (SFS): esta técnica pode ser tratada como uma extensão da téc-

31 Capítulo 2. Revisão Bibliográfica 12 nica AFD em que uma realimentação positiva é utilizada para calcular o valor de cf em função do erro entre a frequência medida no ponto de conexão do gerador distribuído e a frequência nominal da tensão da rede de distribuição (Velasco et al., 2010). Neste caso, o valor de cf pode ser calculado utilizando a Equação 2.4 (Kunte e Gao, 2008). cf = cf 0 + K(f P C f linha ) (2.4) onde, cf 0 é o fator chopping padrão, K é o ganho AFD, f P C é a frequência medida no ponto de conexão do gerador distribuído e f linha é a frequência nominal da tensão da rede de distribuição. Quando a fonte de alimentação principal está conectada à rede elétrica os distúrbios inseridos causam apenas pequenos desvios no valor da frequência da corrente de saída do inversor e o valor de cf é aproximadamente igual a cf 0. No entanto, quando a fonte de alimentação principal é desconectada do sistema elétrico, o erro entre a frequência medida no ponto de conexão do gerador distribuído e a frequência da rede tende a aumentar, consequentemente, o valor de cf também aumenta de forma a tornar mais rápida a variação da frequência da corrente de saída do inversor (Task, 2002). Em Zeineldin e Kennedy (2009) foi verificado que K é o parâmetro com maior influência sobre a eficiência desta técnica de proteção anti-ilhamento e um novo método SFS utilizando apenas este parâmetro foi proposto. A eliminação do parâmetro cf 0 tem a vantagem de reduzir o impacto da técnica SFS sobre a qualidade da energia. Os resultados obtidos mostram que a técnica proposta é eficiente em detectar a condição de operação ilhada do gerador distribuído. Sandia Voltage Shift (SVS): nesta técnica uma malha de realimentação positiva é utilizada para controlar a corrente de saída do gerador distribuído conectado a rede via inversor, em função do erro entre a tensão nominal da rede e a tensão medida no ponto de conexão do gerador distribuído (Khamis et al., 2013). Quando a fonte de alimentação principal é desconectada do sistema elétrico a tensão na parte ilhada da rede geralmente tem uma pequena redução, pois passa a depender apenas das cargas conectadas na parte ilhada da rede de distribuição e da corrente de saída do inversor (Kunte e Gao, 2008). Portanto, a ideia da técnica SVS é identificar esta variação de tensão e variar proporcionalmente a corrente de saída do inversor com o objetivo de atingir os limites pré-ajustados na proteção de sub/sobretensão com mais rapidez (Kunte e Gao, 2008). A técnica SVS tem grande eficácia em detectar o ilhamento de geradores distribuídos, porém tem as desvantagens de prejudicar a eficiência do gerador distribuído e a qualidade da energia (Velasco et al., 2010). Em Karimi et al. (2008) foi proposta uma nova técnica SVS que considera a variação da componente de sequência negativa da tensão no ponto de conexão do gerador distribuído na malha de realimentação positiva. Neste caso, o ilhamento não intencional do gerador distribuído é detectado para o pior cenário analisado em um tempo inferior a 60ms através da injeção de uma pequena corrente de sequência negativa (2% a 3% do valor nominal).

32 Capítulo 2. Revisão Bibliográfica Técnicas Locais Hibridas As técnicas locais híbridas utilizam uma combinação das técnicas locais passivas e ativas na proteção anti-ilhamento (Khamis et al., 2013). Inicialmente, as técnicas locais passivas, por serem mais rápidas que as técnicas ativas, são utilizadas para detectar alterações suspeitas nos parâmetros do sistema elétrico. Ao ser detectada alguma variação suspeita, as técnicas locais ativas passam a ser empregadas com o objetivo de detectar a operação ilhada com maior precisão (Mahat et al., 2008). Algumas técnicas de proteção anti-ilhamento híbridas são: Desequilíbrio de tensão e realimentação positiva (Menon e Nehrir, 2007): esta técnica combina a técnica passiva de desequilíbrio de tensão com uma técnica ativa baseada em realimentação positiva para detectar o ilhamento de geradores distribuídos. O princípio de operação desta técnica consiste em monitorar o desequilíbrio de tensão e comparar os valores calculados com os limites aceitáveis em regime permanente. Se algum limite de desequilíbrio de tensão for violado a frequência da corrente de saída do inversor é reduzida de forma contínua através de um laço de realimentação positiva. Nestas condições, a frequência medida na rede de distribuição tem uma redução significativa apenas se o gerador distribuído estiver operando de forma ilhada. Portanto, a técnica ativa tem a função principal de diferenciar desequilíbrios de tensão ocasionados pelo ilhamento do gerador distribuído ou por grandes variações de carga. Os resultados obtidos mostram que a técnica híbrida é mais eficiente que as técnicas ativas e passivas atuando de forma isolada. Injeção de flutuação de tensão (Chang, 2010): neste método de proteção anti-ilhamento, as técnicas passivas de taxa de variação de tensão e taxa de variação de frequência são combinadas com uma técnica ativa de medição de fator de correlação (FC) entre a variação da tensão no ponto de conexão do gerador distribuído e a fonte de injeção de flutuação de tensão. Neste caso, a flutuação de tensão na rede de distribuição ocorre pela comutação periódica de uma carga de alta impedância quando a tensão da rede de distribuição está próxima à passagem por zero. Neste esquema de proteção, a técnica ativa FC funciona como proteção backup das técnicas passivas de forma a aumentar a eficiência do esquema de proteção anti-ilhamento. Os resultados obtidos mostram que esta técnica é capaz de detectar a operação ilhada do gerador distribuído considerando diferentes tipos de cargas com um tempo máximo de 216 ms Informações Adicionais Conforme a descrição dos esquemas de proteção anti-ilhamento realizada anteriormente, as técnicas passivas são menos complexas que as técnicas ativas e remotas. Dentre as técnicas passivas, as técnicas baseadas em sub/sobrefrequência e sub/sobretensão possuem o menor custo, pois os dispositivos empregados nesta proteção já são utilizados na proteção contra variações anormais de tensão e frequência de geradores distribuídos. As técnicas remotas não apresentam falhas na detecção do ilhamento, porém o seu alto custo torna inviável a sua implementação na proteção anti-ilhamento de geradores distribuídos de pequeno porte.

33 Capítulo 2. Revisão Bibliográfica Técnicas de Avaliação da Proteção Anti-ilhamento A maior parte das técnicas de proteção anti-ilhamento locais apresentadas na seção anterior podem não detectar o ilhamento no tempo especificado pela concessionária de energia elétrica. Portanto, a avaliação da capacidade de detecção da proteção anti-ilhamento considerando diferentes condições de operação do gerador distribuído é um critério importante na escolha do esquema de proteção anti-ilhamento. As técnicas mais difundidas na literatura para avaliar a possibilidade de ilhamento não intencional utilizam as curvas de desempenho e as ZNDs Curvas de Desempenho Em uma típica rede de distribuição várias ilhas podem ser formadas em função da quantidade e localização de disjuntores, religadores automáticos ou dispositivos de manobra. Por exemplo, na rede de distribuição ilustrada na Figura 2.4 duas ilhas podem ser formadas com a atuação dos religadores automáticos RL-01 e RL-02. Figura 2.4: Típica rede de distribuição. Para cada ilha, a falha da proteção anti-ilhamento está relacionada ao desbalanço de potência ativa e reativa no subsistema ilhado que depende do consumo e da geração. O consumo varia de acordo com as cargas conectas ao subsistema ilhado. Por exemplo, na rede de distribuição ilustrada na Figura 2.4 o consumo na Ilha 1 é maior que na Ilha 2. Neste sentido, a capacidade de detecção da proteção anti-ilhamento pode ser avaliada através de gráficos que relacionam cada valor de desbalanço de potência ativa ou reativa com o tempo de detecção do ilhamento. A curva formada por todos os pontos de potência ativa ou reativa versus tempo de detecção é conhecida como curva de desempenho (Vieira et al., 2006). A partir dessas curvas, é possível identificar os valores de desbalanço de potência ativa ou reativa para os quais o tempo de detecção da proteção anti-ilhamento é maior que o valor especificado pela concessionária de energia elétrica. A Figura 2.5 ilustra uma curva de desempenho típica de um relé de frequência empregado na proteção anti-ilhamento de geradores síncronos. Neste gráfico os valores de potência ativa são relacionados ao tempo de detecção de ilhamento.

34 Capítulo 2. Revisão Bibliográfica 15 Figura 2.5: Curva de desempenho típica de um relé de frequência. Fonte: Vieira et al. (2006). Como pode ser observado na Figura 2.5, o tempo de detecção do ilhamento cresce exponencialmente com a redução do valor de desbalanço de potência ativa e, consequentemente, existe um valor crítico de desbalanço de potência ativa a partir do qual qualquer redução resulta na violação do tempo de detecção especificado pela concessionária (Vieira et al., 2006). Por exemplo, para um tempo máximo de detecção do ilhamento igual a 400ms, o valor de desbalanço crítico é igual a 0,21p.u. Isso significa que os valores de desbalanço de potência menores que esse valor crítico pertencem a uma zona na qual o ilhamento do gerador distribuído não é detectado em tempo hábil (Vieira et al., 2006). É importante ressaltar que a frequência em um subsistema ilhado alimentado por geradores síncronos distribuídos é altamente influenciada pelo desbalanço de potência ativa, enquanto que apresenta pouca variação em função do desbalanço de potência reativa. Neste caso, a capacidade de detecção de ilhamento dos relés de frequência pode ser feita utilizando apenas a curva de desempenho de desbalanço de potência ativa versus tempo de detecção do ilhamento. O contrário ocorre com a tensão, que é pouco influenciada pelo desbalanço de potência ativa, e altamente influenciada pelo desbalanço de potência reativa e, portanto, a capacidade de detecção de ilhamento dos relés de tensão pode ser avaliada utilizando apenas a curva de desempenho de desbalanço de potência reativa versus tempo de detecção do ilhamento (Correa, 2008). No caso de geradores de indução com rotor tipo gaiola de esquilo diretamente conectados à rede de distribuição, as potências ativa e reativa não são independentes, pois a geração de potência ativa e o consumo de potência reativa variam com o escorregamento da máquina de indução (Meira, 2010). A dependência entre as potências ativa e reativa na máquina de indução diretamente conectada à rede de distribuição pode ser observada nas curvas de desempenho dos relés de tensão ilustradas nas Figuras 2.6a e 2.6b.

35 Capítulo 2. Revisão Bibliográfica 16 (a) (b) Figura 2.6: Curvas de desempenho dos relés de tensão utilizados na proteção de geradores de indução com rotor tipo gaiola de esquilo a) Q fixo e b) P fixo. Fonte: Meira (2010). As curvas de desempenho de desbalanço de potência ativa versus tempo de detecção do ilhamento possuem comportamentos diferentes para cada valor de desbalanço de potência reativa. No caso das curvas de desempenho de desbalanço de potência reativa versus tempo de detecção do ilhamento comportamentos diferentes para cada valor de desbalanço de potência ativa são observados. Portanto, a avaliação da capacidade de detecção do ilhamento dos relés de tensão considerando todas as condições de operação do gerador de indução no subsistema ilhado demanda a construção e análise de uma grande quantidade de curvas de desempenho. A mesma análise feita anteriormente cabe à avaliação da capacidade de detecção de ilhamento dos relés de frequência utilizados na proteção anti-ilhamento de geradores de indução (Meira, 2010) Zonas de Não Detecção As ZNDs mapeiam os valores de desbalanço de potência ativa e reativa nos quais a proteção anti-ilhamento não atua em tempo hábil em um plano de desbalanço de potência reativa ( Q) versus desbalanço de potência ativa ( P) (Vieira et al., 2006). A área sombreada na Figura 2.7 é um exemplo de ZND em que valores de P e Q positivos representam um excesso de potência no subsistema ilhado e os valores de P e Q negativos um déficit. As ZNDs são utilizadas na avaliação da proteção anti-ilhamento de diversas tecnologias de geradores distribuídos. Em Vieira et al. (2011) as ZNDs foram utilizadas na avaliação e ajuste de relés de frequência utilizados na proteção anti-ilhamento de geradores síncronos distribuídos. Para obtê-las foram realizadas várias simulações de transitórios eletromagnéticos utilizando o SimPowerSystems do Matlab/Simulink. As ZNDs obtidas possuem um formato retangular e com certo ângulo de inclinação em relação ao sistema de eixos para o caso de cargas modeladas como impedância constante. Este formato retangular facilita a obtenção de modelos analíticos para obtenção das ZNDs (Vieira et al., 2011).

36 Capítulo 2. Revisão Bibliográfica 17 Figura 2.7: Exemplo de uma ZND. Suppioni e Grilo (2012) utilizaram uma metodologia semelhante para avaliar a proteção anti-ilhamento de geradores eólicos baseados em geradores de indução com rotor em gaiola de esquilo diretamente conectado a rede de distribuição utilizando relés de tensão e frequência. As ZNDs dos relés de tensão são mostradas na Figura 2.8a e as ZNDs dos relés de frequência na Figura 2.8b. No caso dos relés de frequência as ZNDs não possuem um formato retangular como é observado nas ZNDs de geradores síncronos. (a) (b) Figura 2.8: ZNDs do gerador de indução com rotor do tipo gaiola utilizando a) relé de tensão e b) relé de frequência no esquema de proteção anti-ilhamento. Fonte: Suppioni e Grilo (2012). 2.3 Metodologias para Avaliação do Risco de Ilhamento Não Intencional Encontradas na Literatura A primeira metodologia discutida neste trabalho para o cálculo da probabilidade de ilhamento não intencional foi desenvolvida por Verhoeven e Nederland B.V. (2002), sendo utilizada na avaliação do risco de ilhamento de sistemas fotovoltaicos. A metodologia foi baseada

37 Capítulo 2. Revisão Bibliográfica 18 em medições das cargas conectadas ao sistema de distribuição e da potência gerada pelo sistema fotovoltaico. Por meio da comparação entre carga e potência gerada, foi determinada a frequência e o tempo em que situações de equilíbrios são observadas. O equilíbrio entre potência gerada e carga, que configura a condição de ilhamento, ocorre quando a potência gerada está dentro de uma margem de erro de 5% em relação à carga (Verhoeven e Nederland B.V., 2002). A Figura 2.9 ilustra a aplicação do método desenvolvido, onde é possível observar duas condições de equilíbrio com duração de 3s e 2s. Figura 2.9: Ilustração para mostrar quantas vezes e por quanto tempo ocorrem as condições de equilíbrio estável para um sistema fotovoltaico. Fonte: Adaptado de Verhoeven e Nederland B.V. (2002). Os resultados obtidos mostram que a probabilidade de ocorrer a condição de equilíbrio em uma rede de baixa tensão está abaixo de e não depende do número de residências conectadas ao alimentador (Verhoeven e Nederland B.V., 2002). Para avaliar a probabilidade de ilhamento não intencional utilizando relés de tensão e frequência na proteção anti-ilhamento de geradores síncronos distribuídos, Correa (2008) desenvolveu uma segunda metodologia que utiliza as ZNDs em conjunto com as curvas de carga para obter os índices numéricos de risco de ilhamento. A Figura 2.10 ilustra a utilização da metodologia proposta. No caso do gerador síncrono, a potência ativa gerada P G e a potência reativa gerada Q G são constantes. A ideia básica da metodologia consiste em identificar situações de operação que estariam dentro da ZND em caso da ocorrência de ilhamento. Como as ZNDs de geradores síncronos são retangulares, as ZNDs podem ser mapeadas pelos seus limites máximos e mínimos de potência ativa e reativa. Com a curva de carga do alimentador é possível identificar os períodos de tempo durante um dia em que, caso ocorra ilhamento, as condições de operação estarão dentro da ZND (Correa, 2008).

38 Capítulo 2. Revisão Bibliográfica 19 Figura 2.10: Determinação dos intervalos de não detecção da proteção anti-ilhamento de geradores síncronos. Fonte: Correa (2008). A metodologia proposta foi utilizada para calcular a probabilidade de ilhamento não intencional de geradores síncronos considerando dois ajustes de sensibilidade dos relés de tensão e frequência. Os resultados obtidos revelam que o ajuste mais sensível dos relés de proteção reduz a probabilidade de ilhamento não intencional em todos os casos analisados. As metodologias para avaliação do risco de ilhamento não intencional de geradores síncronos e sistemas fotovoltaicos consideram que a ZND possui formato retangular. Estas metodologias não podem ser utilizadas em sistemas eólicos com geradores de indução, porque nestes sistemas a ZND possui formato irregular e depende da velocidade de vento. Além disso, a potência fornecida pelo gerador eólico à rede de distribuição e, consequentemente, o desbalanço de potência no subsistema ilhado também depende do comportamento do vento. 2.4 Comportamento do Vento A variação temporal de vento é resultado de complexas interações como as diferenças de pressão e temperatura, a rotação da terra e as características locais da superfície. A melhor maneira de obter informações da variação temporal de vento em uma região é por meio de medidas diretas de velocidade de vento. Entretanto, por causa do comportamento estocástico do vento essas medidas podem resultar em uma grande quantidade de estados de vento. Uma solução para este problema consiste em identificar em dados históricos padrões que representem de forma simplificada as variações diárias e sazonais. Considerando que as características locais da superfície não sejam alteradas, as variações sazonais de vento dependem basicamente das condições climáticas. Em regiões nas quais o regime climático é conhecido as variações sazonais podem ser representadas por um perfil diário típico de velocidade de vento para cada estação ou período do ano (Pérez et al., 2005; Radics e Bartholy, 2002).

39 Capítulo 2. Revisão Bibliográfica 20 O comportamento do vento também pode ser representado por perfis diários típicos obtidos a partir de um banco de dados utilizando técnicas de agrupamento (Duarte et al., 2012; Souza, 2008). Estas técnicas possibilitam dividir o banco de dados em grupos utilizando como critério o grau de proximidade ou semelhança entre os perfis diários de vento. Com isso podem ser obtidas outras informações como o número de dias que ocorre cada perfil de vento e a distribuição de probabilidade de velocidade de vento média. Na geração eólica os efeitos diurnos de vento podem resultar em maior disponibilidade de energia em diferentes períodos do dia. Assim, outra metodologia consiste em definir os perfis diários típicos de vento em função do período do dia com maior velocidade de vento (Suomalainen et al., 2012). Esta metodologia possibilita a geração de cenários sintéticos de vento durante vários anos realistas quanto aos efeitos sazonais e diurnos. Os métodos baseados em Cadeia de Markov ou modelos auto-regressivos utilizados na previsão do comportamento do vento geralmente não consideram os efeitos diurnos. Os efeitos diurnos são importantes na avaliação do risco de ilhamento não intencional, haja visto, que este risco depende basicamente da geração e demanda em cada instante de tempo. Por este motivo a metodologia desenvolvida por Suomalainen et al. (2012) é mais adequada para ser utilizada na avaliação do risco de ilhamento não intencional de geradores eólicos.

40 Capítulo 3 Modelagens Utilizadas Neste capítulo são descritos os modelos do sistema elétrico, do relé de frequência e do relé de tensão utilizados na avaliação do risco de ilhamento não intencional. Duas topologias de sistemas eólicos foram consideradas: sistema eólico de velocidade fixa com gerador de indução com rotor tipo gaiola de esquilo e sistema eólico de velocidade variável com DFIG. As simulações computacionais foram realizadas utilizando o SimPowerSystems do MATLAB. Neste ambiente computacional, são encontrados os modelos das duas topologias de sistemas eólicos consideradas neste trabalho, cuja descrição também será o objetivo deste capítulo. 3.1 Sistema Elétrico O diagrama unifilar do sistema elétrico utilizado na avaliação do risco de ilhamento não intencional das duas topologias de sistemas eólicos discutidas neste capítulo é mostrado na Figura 3.1 (os parâmetros do sistema elétrico estão no Apêndice A). Neste sistema elétrico três prováveis ilhas com topologias diferentes podem ser formadas como consequência da atuação dos religadores automáticos RL-01, RL-02 ou RL-03. Cada ilha possui uma demanda específica que depende das curvas de carga dos consumidores que permanecem conectados ao gerador eólico após a perda da fonte de alimentação principal. As curvas de carga em cada barramento do sistema elétrico estão no Apêndice B. No sistema elétrico da Figura 3.1 a subestação foi modelada como uma fonte de alimentação ideal, em série com uma impedância de curto-circuito. As cargas trifásicas simétricas foram modeladas com impedância constante, pois cargas com esta característica apresentam maior risco de ocorrência de ilhamento não intencional (Meira, 2010). O banco de capacitores conectado na Barra 7 foi utilizado na compensação de potência reativa apenas nas simulações envolvendo o sistema eólico de velocidade fixa. A tensão fase-fase na Barra 7, V7, é igual a 0,69kV para o sistema eólico de velocidade fixa e 575V para o sistema eólico de velocidade variável. 21

41 Capítulo 3. Modelagens Utilizadas 22 Figura 3.1: Diagrama unifilar do sistema elétrico. Fonte: Adaptado de Correa (2008). 3.2 Relés de Proteção Dentre os requisitos técnicos para a instalação de geradores distribuídos estão as proteções contra variações anormais de tensão e frequência. Os relés de tensão e frequência empregados nestes esquemas de proteção também podem ser utilizados na proteção anti-ilhamento dos geradores distribuídos. A justificativa para este fato é que com a perda da fonte de alimentação principal a impedância vista dos terminais do gerador pode sofrer variações, que por sua vez resulta em mudanças na amplitude e frequência da tensão no ponto de conexão do gerador. Nesta dissertação, os relés de tensão e frequência foram modelados para atender aos critérios de variações anormais de tensão e frequência das Tabelas 3.1 e 3.2 (IEEE Standard P1547, 2003). Neste caso, os critérios anormais de tensão são padronizados (fixos) para geradores distribuídos acima de 30kW, por sua vez os critérios de subfrequência podem mudar dentro de uma faixa pré-estabelecida. Esta flexibilidade nos critérios de subfrequência possibilita alterar o ajuste do relé de frequência de forma a reduzir o risco de ilhamento não intencional dos geradores distribuídos. Tabela 3.1: Ajustes de proteção contra variações anormais de tensão. Variação de tensão [p.u.] Tempo de desconexão [s] a V < 0, 50 0,16 0, 50 V 0, 88 2,00 1, 10 V 1, 20 1,00 V 1, 20 0,16 a Gerador 30kW, tempo máximo de desconexão; gerador > 30kW, tempo de desconexão padrão.

42 Capítulo 3. Modelagens Utilizadas 23 Tabela 3.2: Ajustes de proteção contra variações anormais de frequência. Capacidade do gerador Variação frequência [Hz] Tempo de desconexão [s] a 30kW > 30kW > 60, 5 0,16 < 59, 3 0,16 > 60, 5 0,16 < {59, 8 57} 0, < 57 0,16 a Gerador 30kW, tempo máximo de desconexão; gerador > 30kW, tempo de desconexão padrão. O relé de tensão modelado para atender aos critérios de variação anormal de tensão da Tabela 3.1 emprega o cálculo do valor RMS da tensão fase-fase nos terminais do gerador eólico. O valor RMS da tensão é calculado considerando uma janela móvel de medição de um ciclo da frequência fundamental e é atualizado a cada passo de execução do programa. Um esquema deste relé de tensão é ilustrado na Figura 3.2. Neste modelo o valor eficaz da tensão é comparado com os limites de tensão ajustados, se algum desses limites for violado por um tempo maior ou igual ao configurado nos temporizadores um sinal de disparo é enviado para abertura do disjuntor do gerador distribuído. Figura 3.2: Modelo do relé de tensão. Considerando os critérios de frequência da Tabela 3.2 o modelo do relé de frequência está ilustrado na Figura 3.3. Neste modelo utiliza-se o componente sintetizador de frequência PLL (Phase Locked Loop) disponível no SimPowerSystems do MATLAB para medir a frequência da tensão nos terminais do gerador eólico. O sinal de disparo é gerado se os ajustes de subfrequência ou sobrefrequência são violados por um tempo superior ao configurado nos temporizadores.

43 Capítulo 3. Modelagens Utilizadas 24 Figura 3.3: Modelo do relé de frequência. 3.3 Sistema Eólico de Velocidade Fixa A topologia do sistema eólico de velocidade fixa estudada neste trabalho consiste na conexão direta do estator do gerador de indução com rotor tipo gaiola de esquilo à rede elétrica como ilustra a Figura 3.4. Neste sistema eólico a rotação do eixo do rotor é mantida pela frequência da tensão da rede elétrica (Nunes, 2003). Neste caso, um banco de capacitores foi utilizado para a auto-excitação do gerador de indução e para realizar a compensação de energia reativa (Dutra et al., 2008). Figura 3.4: Sistema eólico de velocidade fixa. As vantagens destes sistemas eólicos são a sua robustez e a não injeção de componentes harmônicas de corrente na rede (Rosas e Estanqueiro, 2003). A potência eólica de saída da turbina é limitada através do controle do ângulo de passo. Neste controle as pás da turbina eólica ou parte delas rotacionam em torno do seu eixo longitudinal, ou seja, varia-se o ângulo de passo para alterar o ângulo de ataque e, consequentemente, controlar a potência de saída do sistema eólico para que o torque máximo não seja excedido ou o gerador sobrecarregado quando ocorrem ventos com maior velocidade (Nunes, 2003). Referindo-se a Figura 3.5, o ângulo de passo β é definido como o ângulo entre o plano de rotação da pá, plano contendo a área varrida durante a rotação das pás, e a linha de corda, linha reta ligando a borda de fuga (pontiaguda) e a borda de ataque (arredondada). Por sua vez o ângulo de ataque, α, é o ângulo entre a linha de corda e a velocidade de vento resultante (v r ) da velocidade de vento que incide perpendicularmente ao plano de rotação, v, e a velocidade de vento paralelo ao plano de rotação, v u (Silva, 2006).

44 Capítulo 3. Modelagens Utilizadas 25 Figura 3.5: Corte transversal da pá de uma turbina eólica. Fonte: Adaptado de Silva (2006). O sistema eólico é constituído por: turbina eólica, gerador de indução com rotor tipo gaiola de esquilo, banco de capacitores e sistema de controle do ângulo de passo Modelo da Turbina Eólica A turbina eólica converte a energia cinética do vento em energia mecânica rotacional no eixo do gerador. A energia cinética de uma massa de ar, m, que se desloca com uma velocidade uniforme e constante, v, é calculada por (Marques, 2004): E = m 2 v2 (3.1) tempo: A potência do vento é obtida a partir da derivada da energia cinética em relação ao P d = E t = 1 m 2 t v2 = q 2 v2 (3.2) Sendo q o fluxo da massa de ar, calculado através da Equação 3.3 (Marques, 2004). q = ρva (3.3) Sendo, ρ: densidade do ar (kg/m 3 ); A: área do rotor da turbina eólica (m 2 ). Apenas uma parte da potência do vento pode ser convertida em potência rotacional no eixo do rotor. A eficiência de uma turbina eólica depende de suas características construtivas, da razão entre a velocidade de ponta das pás e a velocidade do vento, e do ângulo de passo. Assim, a potência mecânica de saída da turbina eólica pode ser calculada através da Equação 3.4 (Ferreira, 2005).

45 Capítulo 3. Modelagens Utilizadas 26 P tur = c p (λ, β) P d = c p (λ, β) ρa 2 v3 (3.4) Sendo, P tur : potência mecânica de saída da turbina (W); c p : coeficiente de eficiência aerodinâmica; λ: razão de velocidade entre a ponta das pás e o vento; β: ângulo de passo da turbina ( ). A equação empírica para o cálculo do coeficiente de eficiência aerodinâmica baseado na modelagem da turbina eólica desenvolvida em Heier (1998) é, Sendo, ( ) 116 c p (λ, β) = 0, , 4β 5 e 21 λ i + 0, 0068λ (3.5) λ i 1 λ i = 1 λ + 0, 08β 0, 035 β (3.6) As curvas de c p em função de λ para diferentes ângulos de passo são mostradas na Figura 3.6. O valor nominal de λ é escolhido de forma a obter o valor máximo de c p para o ângulo β = 0. Figura 3.6: Curvas características de c p versus λ para diferentes valores de β. A Figura 3.7 mostra as curvas de potência de saída em função da velocidade da turbina eólica para diferentes velocidades do vento e β = 0. A velocidade da turbina eólica é constante no caso dos geradores com velocidade fixa, assim, nesta concepção de sistemas eólicos não

46 Capítulo 3. Modelagens Utilizadas 27 é possível extrair o máximo de potência para velocidades de vento diferentes da velocidade nominal. Figura 3.7: Curvas de potência de saída em função da velocidade da turbina para diferentes velocidades do vento e β = 0. No sistema eólico de velocidade fixa utilizado não foi modelado o sistema de transmissão entre a turbina eólica e o gerador de indução com rotor tipo gaiola de esquilo. Neste caso, o torque de saída da turbina eólica é diretamente aplicado ao gerador Controle do Ângulo de Passo No controle do ângulo de passo, o ângulo de ataque das pás é aumentado ou reduzido para limitar a potência de saída da turbina eólica ao seu valor nominal (Tibola, 2009). Neste controle, ilustrado na Figura 3.8, a potência elétrica de saída do gerador de indução é comparada com a velocidade mecânica nominal da turbina eólica e o erro é processado por um controlador proporcional-integral (PI), que calcula o valor do ângulo de passo que reduz o erro entre a potência elétrica gerada e a potência mecânica nominal (The MathWorks, 2013). Figura 3.8: Controle do ângulo de passo do aerogerador empregando gerador de indução com rotor gaiola de esquilo.

47 Capítulo 3. Modelagens Utilizadas 28 No modelo do aerogerador utilizado, a taxa de variação do ângulo de passo em função do tempo é limitada a 2 graus por segundo e o valor do ângulo de passo é limitado entre 0 e 45 (Meira, 2010) Modelo do Gerador de Indução com Rotor Gaiola de Esquilo Nesta seção são descritos o modelo clássico da máquina de indução trifásica, o conceito da transformada de Park aplicadas à modelagem de máquinas de indução e o modelo do gerador de indução com rotor gaiola de esquilo em variáveis dq. Modelo Clássico da Máquina de Indução O modelo clássico da máquina de indução apresentado a seguir, modelo em variáveis de fase, pode ser utilizado tanto para os geradores de indução com rotor tipo gaiola de esquilo quanto para o DFIG. No primeiro caso, a gaiola é representada de forma equivalente por três enrolamentos trifásicos e simétricos (Leite, 1996). Nesta modelagem, leva-se em consideração as seguintes hipóteses (Aguiar Junior, 2007): Os três enrolamentos do estator, assim como, os três enrolamentos do rotor são balanceados e iguais entre si; Efeitos da histerese e saturação são desprezados; O entreferro é considerado constante; Apenas a componente fundamental da força magnetomotriz produzida no rotor e estator é considerada. A tensão em cada fase é calculada considerando a queda de tensão devido a resistência elétrica dos enrolamentos e as variações nos enlaces de fluxo dos circuitos do rotor e estator. As equações de tensão por fase do estator da máquina de indução trifásica são: v as = r s i as + dφ as dt (3.7) v bs = r s i bs + dφ bs dt (3.8) v cs = r s i cs + dφ cs dt (3.9) As equações de tensão por fase do rotor são: v ar = r r i ar + dφ ar dt (3.10)

48 Capítulo 3. Modelagens Utilizadas 29 v br = r r i br + dφ br dt (3.11) v cr = r r i cr + dφ cr dt (3.12) Onde, r r e r s são as resistências dos enrolamentos de rotor e estator, respectivamente, e φ o enlace de fluxo considerando a indutância própria de cada enrolamento e o acoplamento entre os circuitos da máquina de indução. Dessa forma, as equações do enlace de fluxo por fase do estator e rotor são (Aguiar Junior, 2007): φ as = L as i as + L asbs i bs + L ascs i cs + L asar i ar + L asbr i br + L ascr i cr φ bs = L bs i bs + L bsas i as + L bscs i cs + L bsar i ar + L bsbr i br + L bscr i cr φ cs = L cs i cs + L csas i as + L csbs i bs + L csar i ar + L csbr i br + L cscr i cr φ ar = L ar i ar + L arbr i br + L arcr i cr + L aras i as + L arbs i bs + L arcs i cs φ br = L br i br + L brar i ar + L brcr i cr + L bras i as + L brbs i bs + L brcs i cs φ cr = L cr i cr + L crar i ar + L crbr i br + L cras i as + L crbs i bs + L crcs i cs (3.13) Sendo, L as, L bs, L cs : indutâncias próprias dos enrolamentos do estator; L ar, L br, L cr : indutâncias próprias dos enrolamentos do rotor; L fsfr, L fsfs, L frfs, L frfr : indutâncias mútuas entre os circuitos da máquina de indução onde f = [a b c]. Sendo, ω r a velocidade angular do rotor e θ r a posição angular do eixo magnético da fase a do rotor tendo como referência a posição do eixo magnético da fase a do estator as indutâncias mútuas em função da posição do rotor são dadas por (Aguiar Junior, 2007): L aras = L asar = L brbs = L bsbr = L crcs = L cscr = L aras cos (θ r ) L arbs = L bsar = L brcs = L csbr = L cras = L ascr = L aras cos ( θ r + 2π 3 L arcs = L csar = L bras = L asbr = L crbs = L bscr = L aras cos ( ) θ r 2π 3 ) (3.14) Transformada de Park A transformada de Park transforma uma máquina de indução simétrica trifásica em uma máquina bifásica com enrolamentos do estator fixos e do rotor pseudo-estacionários. A Figura 3.9 ilustra a aplicação dessa transformada na modelagem da máquina de indução trifásica.

49 Capítulo 3. Modelagens Utilizadas 30 Na transformada de Park todas as grandezas da máquina são colocadas em um referencial comum formado por dois eixos ortogonais: direto (d) e quadratura (q). A utilização de um referencial comum formado por dois eixos ortogonais elimina o acoplamento magnético entre os circuitos do estator e do rotor, além disso, após a transformada não existe variação da indutância mútua em função da posição do rotor tornando a modelagem mais simples (Barbi, 1985). Figura 3.9: Aplicação da transforma de Park. As Equações 3.15 e 3.16 descrevem a transformada de Park aplicada às tensões fase-fase do estator e do rotor da máquina de indução. Estas equações são válidas para sistemas elétricos trifásicos e equilibrados o que implica na ausência de componentes homopolares. [ v qs v ds ] [ = 1 3 2cos (θ) 2sen (θ) cos (θ) + 3sen (θ) sen (θ) 3cos (θ) ] [ v abs v bcs ] (3.15) [ v qr v dr ] [ = 1 3 2cos (ψ) 2sen (ψ) cos (ψ) + 3sen (ψ) sen (ψ) 3cos (ψ) ] [ v abr v bcr ] (3.16) Por sua vez as Equações 3.17 e 3.18 são utilizadas para calcular as correntes de saída do modelo em variáveis dq para o sistema de coordenadas abc. [ i as i bs ] = cos (θ) cos (θ) + 3sen (θ) 2 sen (θ) 3cos (θ) sen (θ) 2 [ i qs i ds ] (3.17) [ i ar i br ] = cos (ψ) cos (ψ) + 3sen (ψ) 2 sen (ψ) 3cos (ψ) sen (ψ) 2 [ i qr i dr ] (3.18)

50 Capítulo 3. Modelagens Utilizadas 31 i cs = i as i bs (3.19) i cr = i ar i br (3.20) A Figura 3.9 ilustra a transformação das grandezas para um sistema de referência arbitrário. Geralmente três referenciais são utilizados na modelagem da máquina de indução: estacionário (θ = 0 e ψ = θ r ), fixo no rotor (θ = θ r e ψ = 0) ou síncrono (θ = θ e e ψ = θ e θ r, sendo θ e a posição angular do referencial síncrono). Modelo do Gerador de Indução com Rotor Tipo Gaiola de Esquilo em Variáveis dq Os circuitos equivalentes de eixo direto e em quadratura da máquina de indução trifásica simétrica após a transformação (abc dq) são ilustrados nas Figuras 3.10 e A máquina de indução pode estar no referencial estacionário quando a velocidade angular do sistema de eixos de referência dq, ω, é igual a zero, no referencial síncrono quando ω = 2πf (sendo f a frequência fundamental da tensão de alimentação da máquina) ou no referencial fixo no rotor quando ω é igual a velocidade angular de giro do rotor. Neste trabalho, a máquina de indução está no referencial fixo no rotor. Figura 3.10: Circuito equivalente de eixo direto (d) da máquina de indução. Figura 3.11: Circuito equivalente de eixo em quadratura (q) da máquina de indução.

51 Capítulo 3. Modelagens Utilizadas 32 As grandezas apresentadas nas figuras são: r s : resistência do estator; L ls : indutância do estator; r r: resistência do rotor referida ao estator; L lr : indutância do rotor referida ao estator; L m : indutância de magnetização; v ds : tensão de eixo direto do estator; v qs : tensão de eixo em quadratura do estator; v dr : tensão de eixo direto do rotor; v qr : tensão de eixo em quadratura do rotor; i ds : corrente de eixo direto do estator; i qs : corrente de eixo em quadratura do estator; i dr : corrente de eixo direto do rotor; i qr : corrente de eixo em quadratura do rotor; φ ds : fluxo de eixo direto do estator; φ qs : fluxo de eixo em quadratura do estator; φ dr : fluxo de eixo direto do rotor referido ao estator; φ qr: fluxo de eixo em quadratura do rotor referido ao estator; ω r : velocidade angular elétrica (ω m p); p: número de pares de pólos. Dessa forma, as equações que descrevem o modelo elétrico da máquina de indução trifásica no sistema de eixos de referência dq são: v qs = r s i qs + ωφ ds + dφ qs dt (3.21) v ds = r s i ds ωφ qs + dφ ds dt (3.22) v qr = r ri qr + (ω ω r ) φ dr + dφ qr dt (3.23) v dr = r ri dr (ω ω r ) φ qr + dφ dr dt (3.24)

52 Capítulo 3. Modelagens Utilizadas 33 onde, T e = ( ) 3 p (φ ds i qs φ qs i ds ) (3.25) 2 φ qs = L ls i qs + L m ( iqs + i qr ) (3.26) φ ds = L ls i ds + L m (i ds + i dr) (3.27) φ qr = L lri qr + L m ( iqs + i qr ) (3.28) φ dr = L lri dr + L m (i ds + i dr) (3.29) O sistema mecânico da máquina de indução é representado pela Equação Sendo, ω r : velocidade angular do rotor; p: número de pares de polos; θ r : posição angular elétrica do rotor (θ m p); T e : torque eletromagnético; T m : torque mecânico; dω r dt = 1 2H (T e F ω r T m ) (3.30) H: constante de inercia combinados do rotor e da carga; F : coeficiente de viscosidade combinados do rotor e da carga. No gerador de indução com rotor do tipo gaiola de esquilo o rotor é curto-circuitado. Assim, as equações (3.23) e (3.24) utilizadas para calcular a tensão nos terminais do rotor da máquina de indução são reescritas da seguinte forma: 0 = r ri qr + (ω ω r ) φ dr + dφ qr dt (3.31) 0 = r ri dr (ω ω r ) φ qr + dφ dr dt (3.32)

53 Capítulo 3. Modelagens Utilizadas Sistema Eólico de Velocidade Variável A topologia do sistema eólico de velocidade variável utilizada nesta dissertação emprega um gerador de indução de dupla alimentação e está ilustrada na Figura Neste sistema eólico a rotação do rotor do gerador é desacoplada da frequência da tensão da rede elétrica através da inserção de um conversor back-to-back (bidirecional em potência) no circuito do rotor (Marques, 2004; Nunes, 2003; Voltolini, 2007). O conversor do lado da rede tem a função de controlar a tensão no barramento CC e o fator de potência entre o circuito rotórico e a rede elétrica, já o conversor do lado do rotor faz o controle da potência ativa injetada na rede e da troca de potência reativa entre o estator e a rede (Marques, 2004; Nunes, 2003). Figura 3.12: Sistema eólico de velocidade variável. As vantagens deste sistema eólico quando comparado aos sistemas eólicos com velocidade fixa são: maior eficiência e a possibilidade de controle da potência reativa fornecida pelo aerogerador à rede (Nunes, 2003). A seguir serão apresentados os modelos matemáticos da turbina eólica, sistema de transmissão e do DFIG, bem como a descrição do controle do ângulo de passo e dos conversores do aerogerador Modelo da Turbina Eólica Os parâmetros da turbina eólica dependem de suas características construtivas e podem variar com a potência nominal ou com o fabricante. Neste sentido, os parâmetros da turbina utilizada no sistema eólico de velocidade fixa difere dos parâmetros da turbina utilizada no sistema eólico de velocidade variável. Neste último o coeficiente de eficiência aerodinâmica da turbina é descrito pela Equação 3.33 (The MathWorks, 2013). c p (λ, β) = 0, 645 0, 00912λ + [ 5 0, 4 (2, 5 + β) ] e λ i 21 λ i (3.33)

54 Capítulo 3. Modelagens Utilizadas 35 Sendo, 1 λ i = 1 λ + 0, 08 (2, 5 + β) 0, (2, 5 + β) 3 (3.34) Modelo do Sistema de Transmissão do Sistema Eólico Neste trabalho a dinâmica da turbina eólica conectada ao gerador por meio de um eixo foi representada por um modelo de duas massas. Este modelo é amplamente utilizado em estudos de estabilidade transitória e análise de falhas envolvendo sistemas eólicos (Muyeen et al., 2007). O modelo básico de duas massas, ilustrado na Figura 3.13, considera a inércia e o amortecimento da turbina eólica e do eixo da transmissão. Figura 3.13: Modelo de duas massas do sistema de transmissão do aerogerador. Referindo-se a Figura 3.13, a dinâmica do movimento de uma turbina eólica com constante de inércia J r e coeficiente de amortecimento K r ao ser aplicado um torque aerodinâmico T w é descrita pela Equação 3.35 (Boukhezzar e Siguerdidjane, 2011). J r dω w dt = T w T eixo K r ω w (3.35) Sendo, T eixo o torque resultante da inércia e amortecimento no eixo que gera a diferença entre as velocidades na turbina eólica ω w e no eixo ω s. O torque no eixo é descrito pela Equação 3.36 (Boukhezzar e Siguerdidjane, 2011). T eixo = K s (θ w θ s ) + B s (ω w ω s ) (3.36) Sendo, θ w : posição angular da turbina eólica; θ s : posição angular do eixo de transmissão; K s : coeficiente de amortecimento do eixo de transmissão; B s : constante de inercia do eixo de transmissão.

55 Capítulo 3. Modelagens Utilizadas Modelo do Doubly Fed Induction Generator O modelo elétrico do DFIG é o mesmo modelo ilustrado nas Figuras 3.10 e 3.11 e descrito pelas Equações 3.21 a O modelo do sistema mecânico é descrito pela Equação Controle da Velocidade da Turbina Eólica As curvas de potência de saída de uma turbina eólica para diferentes velocidades de vento (Figura 3.14) mostram que para cada velocidade de vento existe uma velocidade da turbina que maximiza a potência de saída (Koutroulis e Kalaitzakis, 2006). Assim, através do controle do torque eletromagnético do DFIG é possível controlar a velocidade da turbina eólica para extrair continuamente a máxima potência de saída. Figura 3.14: Curvas de potência para varias velocidades de vento e curva de potência ótima. Fonte: Adaptado de Koutroulis e Kalaitzakis (2006). No modelo em estudo a turbina eólica opera com velocidade igual a 1,2p.u. em condições normais, no entanto, quando a potência mecânica de saída é inferior a 75% do valor nominal a velocidade da turbina é reduzida. Neste caso, a curva de potência ótima utilizada para calcular a velocidade de referência da turbina eólica quando a potência de saída é inferior a 75% é descrita pela Equação 3.37 (Miller et al., 2003). ω ref = 0, 67P 2 + 1, 42P + 0, 51 (3.37) A velocidade da turbina eólica é controlada por meio de um método de controle de rastreamento do ponto de potência máxima (MPPT maximum-power-point-tracking). O método de controle da potência de saída da turbina eólica consiste em calcular a velocidade de referência da turbina eólica através da curva de potência ótima (Equação 3.37) e das curvas de potência de saída em função da velocidade do vento. A velocidade da turbina eólica, então, é comparada

56 Capítulo 3. Modelagens Utilizadas 37 com a velocidade de referência e o erro é processado por um controlador PI que calcula o torque eletromagnético. A Figura 3.15 mostra o diagrama de blocos deste sistema de controle, em que o valor do torque eletromagnético será utilizado como entrada para o sistema de controle do conversor ligado a rede (Koutroulis e Kalaitzakis, 2006; Miller et al., 2003). Figura 3.15: Controle do torque eletromagnético. Quando a potência de saída da turbina eólica ultrapassa os valores nominais dos equipamentos do aerogerador, o controle do ângulo de passo atua variando o ângulo de passo para limitar a potência de saída da turbina eólica ao seu valor nominal. O diagrama de blocos de controle do ângulo de passo é ilustrado na Figura Figura 3.16: Controle do ângulo de passo. O controle do ângulo de passo e o controle do torque eletromagnético atuam em condições de operação distintas do aerogerador. Para valores de potência de saída da turbina eólica acima do valor nominal o controle da velocidade é feito principalmente pelo controle do ângulo de passo. Para valores de potência de saída abaixo do valor nominal o controle de velocidade da turbina eólica é realizado principalmente pelo controle do torque eletromagnético (Miller et al., 2003) Controle do Conversor do Lado da Rede O controle vetorial do DFIG permite o controle das potências ativa e reativa de forma independente (Jacomini, 2008). No sistema de coordenadas dq, tomando como referencial o estator, a componente de corrente direta é responsável pelo controle da potência ativa enquanto a componente de corrente em quadratura é responsável pelo controle da potência reativa (Meira, 2010).

57 Capítulo 3. Modelagens Utilizadas 38 No controle do DFIG o conversor do lado da rede tem a função de manter a tensão no barramento CC constante e igual ao seu valor nominal. Este controle é feito através do controle do fluxo de potência ativa entre o barramento CC e a rede, ou seja, pela componente de corrente direta (Meira, 2010). O controle da tensão no barramento CC, ilustrado na Figura 3.17, pode ser dividido em dois estágios. No primeiro estágio, a tensão de referência do barramento CC é comparada com a tensão medida e o erro é processado por um controlador PI que calcula a corrente de eixo direto de referência. Um segundo estágio consiste em comparar a componente de eixo direto da corrente de referência com o valor atual dessa variável e o erro é processado por um controlador PI que calcula o valor da tensão de eixo direto de referência. Figura 3.17: Controle da tensão de referência do eixo direto do conversor ligado a rede. O controle de potência ativa e reativa do gerador é normalmente realizado pelo conversor do lado do rotor que tem como fonte de tensão o barramento CC. Neste caso, a corrente de eixo em quadratura é ajustada para que a troca de potência reativa entre o barramento CC e a rede seja nula. Assim, o controle de potência reativa é realizado apenas pelo conversor do lado do rotor. A Figura 3.18 ilustra o diagrama de controle de potência reativa, em que a corrente de eixo em quadratura de referência é fixada em zero para que o fluxo de potência reativa entre o barramento CC e a rede seja nulo. Figura 3.18: Controle da tensão de referência do eixo em quadratura do conversor ligado a rede. A conexão do conversor do lado da rede à rede de distribuição é feita através de um filtro RL. Assim, a amplitude e a fase da tensão de referência d e q são compensadas para considerar o efeito desta impedância. A tensão a ser sintetizada pelo conversor do lado da rede, após a compensação, é calculada pelas Equações 3.38 e 3.39 (Meira, 2010). V d = V ds + I q ωl rl I dr rl V d (3.38) V q = V qs I dωl rl I q R rl V q (3.39)

58 Capítulo 3. Modelagens Utilizadas Controle do Conversor do Lado do Rotor O controle do conversor do lado do rotor é responsável pelo controle do fluxo de potência ativa e reativa entre o estator do DFIG e a rede elétrica. A potência ativa injetada na rede pelo aerogerador varia com a velocidade do vento e a potência máxima para cada velocidade de vento pode ser obtida através do controle da velocidade de rotação da turbina eólica como já discutido na seção A corrente de eixo direto de referência, responsável pelo controle da potência ativa é calculada dividindo o torque eletromagnético de referência na saída da malha de controle da velocidade da turbina eólica pelo fluxo mútuo. A corrente de eixo direto é comparada com a corrente de referência e o erro é processado por um controlador PI que calcula a tensão de eixo direto de referência, como ilustra a Figura 3.19 (Meira, 2010). Figura 3.19: Controle da tensão de referência do eixo direto do conversor ligado ao rotor. O controle de potência reativa entre o estator do gerador de indução e a rede é feita a partir do monitoramento da potência reativa de saída e da tensão nos terminais do gerador como ilustra a Figura A malha de controle do fluxo de potência reativa pode ser dividida em três estágios. No primeiro estágio a potência reativa medida é comparada com o valor de referência e o erro é processado por um controlador integral que calcula o valor da tensão nos terminais do gerador de referência. No segundo estágio, este valor da tensão de referência é comparado com o valor de tensão medido e o erro é processado por um controlador integral que calcula a corrente de eixo em quadratura de referência. Por fim, a componente de corrente de eixo em quadratura, responsável pelo controle de potência reativa, é comparada com o valor atual desta variável e o erro é processado por um controlador PI que calcula o valor de referência da tensão de eixo em quadratura (Miller et al., 2003). Figura 3.20: Controle da tensão de referência do eixo em quadratura do conversor ligado ao rotor.

59 Capítulo 4 Metodologia para Avaliação do Risco de Ilhamento Não Intencional Neste capítulo é apresentada a metodologia para análise do risco de ilhamento não intencional de geradores eólicos distribuídos. Como já discutido os relés de tensão e frequência podem falhar na detecção do ilhamento de geradores distribuídos. Neste sentido, a metodologia desenvolvida nesta dissertação consiste em identificar o risco das condições operativas do gerador distribuído estarem na ZND. 4.1 Aspectos Básicos A probabilidade de ilhamento não intencional está associada a dois fatores: a probabilidade de ocorrer um defeito ou operação de manutenção formando uma ilha e o risco dos desbalanços de potência nesta ilha estarem nas ZNDs. O evento que gera a formação de uma ilha com um ou mais geradores distribuídos pode ser a atuação de um disjuntor, religador automático ou dispositivo de manobra. Os religadores automáticos são os dispositivos que necessitam de maior atenção, uma vez que o gerador deve ser desconectado antes do religamento. Assim, não existe a possibilidade de severos transitórios de corrente quando a fonte de alimentação principal for restabelecida. Como já mencionado a falha da proteção anti-ilhamento depende do consumo e da geração no subsistema ilhado. O consumo pode ser obtido por meio das curvas de carga dos consumidores. Por sua vez a geração em sistemas eólicos é uma função da velocidade de vento e pode ser calculada por meio da curva de potência do aerogerador. Uma vez conhecidos os valores de desbalanços de potência ativa e reativa ao longo de um período a probabilidade de não detecção pode ser estimada com a Equação 4.1 (Salles et al., 2012). P nd = t P Q T (4.1) 40

60 Capítulo 4. Metodologia para Avaliação do Risco de Ilhamento Não Intencional 41 Sendo, P nd a probabilidade de não detecção, t P Q o tempo total em que o desbalanço de potência está na ZND e T o tempo total do período em estudo. Devido as variações de geração e demanda em um período pode haver diferentes intervalos de tempo nos quais o desbalanço de potência está nas ZNDs. Dessa forma, t P Q corresponde a soma de todos estes intervalos. Para um alimentador de uma rede de distribuição é comum caracterizar a demanda por um perfil de carga com uma variação em função do horário do dia. Este perfil apresenta características diferentes de acordo com o tipo de consumidor, residencial, comercial ou industrial (Jardini et al., 2000). A geração eólica pode também ser caracterizada por um perfil diário de variação da velocidade de vento (Suomalainen et al., 2012). Por este motivo escolheu-se realizar o cálculo do risco de ilhamento não intencional ao longo de um dia. Um exemplo de perfil diário de carga e de geração é apresentado na Figura 4.1, em que a potência injetada pelo gerador eólico depende da velocidade de vento. Com o uso desta figura, é possível obter para diferentes instantes de tempo a potência gerada e consumida e, com isso, calcular os desbalanços de potência da ilha. Potência ativa [p.u.] Potência ativa demandada Potência ativa fornecida Potência reativa [p.u.] Potência reativa demandada Potencia reativa fornecida 0 t1 Tempo t2 0 t1 Tempo t2 (a) (b) Figura 4.1: Perfil de potência gerada e curva de carga (a) ativa e (b) reativa. Utilizando como período de interesse um dia é necessário definir um período de amostragem para análise dos valores de desbalanço de potência ativa e reativa. Nesse caso convém escolher o maior período para o qual não são observadas variações bruscas de potência consumida e injetada no subsistema ilhado. Considerando este critério, o intervalo escolhido para coleta dos valores de desbalanço de potência ativa e reativa foi igual a quinze minutos. Destacase que este intervalo pode ser alterado devido as características das curvas de carga ou perfis de geração. Assim, para cada intervalo deve ser coletada a potência injetada pelo gerador e a potência consumida para o cálculo do desbalanço de potência. Com este desbalanço verifica-se na ZND se a proteção é capaz de atuar. Por exemplo, para os dois instantes de tempo, t 1 e t 2, apresentados na Figura 4.1, os desbalanços de potência ativa são obtidos. Considerando o perfil diário para potência reativa, os desbalanços de potência reativa para os dois instantes de tempo também

61 Capítulo 4. Metodologia para Avaliação do Risco de Ilhamento Não Intencional 42 podem ser obtidos. Uma vez obtidos estes desbalanços de potência, eles devem ser rebatidos na Figura 4.2 com o intuito de verificar a atuação da proteção. Como se pode verificar, para o instante t 1 o desbalanço não é suficiente para a atuação da proteção e para o instante t 2 a proteção deve atuar sem problemas t 1 Q [p.u.] t P [p.u.] Figura 4.2: ZND do gerador eólico. Para o período total, o risco de falha da proteção anti-ilhamento pode ser obtido por meio da relação entre o número de amostras dentro das ZNDs e o número total de amostras ao longo do dia como proposto por Ranade et al. (2007). Este índice de risco é definido pela Equação 4.2. I f = NZ NT (4.2) Sendo, NZ: número de amostras na ZND; NT : número total de amostras analisadas. Além das variações diárias de velocidade de vento a metodologia para análise do risco de ilhamento não intencional deve considerar as variações sazonais. Estas variações tem influência nas características do perfil diário do vento ao longo do ano. Na metodologia desenvolvida em Suomalainen et al. (2012) diferentes perfis de vento podem ser identificados e sua probabilidade de ocorrência calculada. Com estes dados pode-se então definir o risco da proteção anti-ilhamento não detectar o ilhamento em um ano típico pela Equação 4.3. Este índice de risco é denominado de índice de risco global. I g = n P pi I fi (4.3) i=1 Sendo, I g : Índice de risco de não detecção global;

62 Capítulo 4. Metodologia para Avaliação do Risco de Ilhamento Não Intencional 43 n: número de perfis de vento; I fi : índice de risco de falha da proteção anti-ilhamento do perfil de vento "i"; P pi : probabilidade de ocorrência do perfil de vento "i"em um ano. Nesta dissertação será analisado apenas o risco global de falha da proteção anti-ilhamento. Outros fatores como a probabilidade de ocorrência de um defeito ou operação de manobra causador da ilha (P causa ) e a probabilidade do ilhamento não intencional causar danos aos equipamentos ou expor as pessoas ao risco (P consequência ) não serão avaliados neste trabalho. Ressalta-se que as concessionárias de energia têm pouco ou nenhum controle sobre os fatores P causa e P consequência em função dos custos significativos associados as mudanças de procedimentos e treinamentos. Portanto, o fator I g é o principal critério utilizado na especificação do esquema de proteção (Correa, 2008). Como já mencionado as ZNDs mudam com o tipo de esquema de proteção anti-ilhamento. Tendo em vista a redução de custos torna-se de interesse avaliar se a proteção contra variações anormais de tensão e frequência, um dos requisitos para a instalação de geradores distribuídos, é suficiente para detectar o ilhamento. Dessa forma, o esquema de proteção anti-ilhamento utilizado na análise do risco de não detecção é baseado no emprego dos relés de tensão e frequência. Entretanto, o método proposto pode ser utilizado para avaliar o risco de ilhamento associado a outros esquemas de proteção. De acordo com o método apresentado, é fundamental para a metodologia os perfis de carga e de velocidade de vento e a ZND do gerador, os quais são discutidos a seguir. 4.2 Perfil de Geração O perfil diário de potência injetada pelo gerador eólico pode ser obtido utilizando-se o perfil diário de velocidade de vento e a curva de potência do gerador. A curva de potência relaciona a potência de saída do gerador com a velocidade de vento e é fornecida pelo fabricante do gerador. O vento de uma região pode ser caracterizado por um perfil diário devido às variações cíclicas de velocidade de vento decorrentes de circulações locais como as brisas terrestres e marítimas. Além disso, características como configuração topográfica, rugosidade e vegetação do terreno também influenciam no comportamento diário do vento. Este comportamento diário do vento apresenta uma periodicidade. Esta periodicidade pode, por exemplo, ser representada por uma função senoidal, conforme proposto por (Skidmore e Tatarko, 1990). Nesta representação, a fase e a amplitude da função senoidal devem ser ajustadas conforme base de dados históricos disponíveis. Nesta proposta, no entanto, não é levado em consideração que o comportamento do vento ao longo do dia também está sujeito ao período ou estação do ano. Uma metodologia que pondera o período do ano para obter padrões típicos de vento diário de uma região é proposta em Suomalainen et al. (2012). Neste trabalho é proposta

63 Capítulo 4. Metodologia para Avaliação do Risco de Ilhamento Não Intencional 44 uma metodologia para obter padrões diários de velocidade de vento utilizando análise estatística de dados de medições. Como resultado é possível gerar uma série sintética de velocidade de vento, que representa o perfil típico de vento diário de uma região para um determinado período do ano. Tal metodologia é baseada de forma bastante resumida nos seguintes passos (Suomalainen et al., 2012): O dias são agrupados em 5 categorias de acordo com o período do dia com máxima disponibilidade energética como ilustra a Figura 4.3. As seguintes categorias são definidas: dias com máxima disponibilidade energética entre 0:00 e 6:00h, entre 6:00 e 12:00h, entre 12:00 e 18:00 h e entre 18:00 e 24:00h e dias sem grandes variações de disponibilidade energética; v [m.s 1 ] 10 5 v [m.s 1 ] Tempo [h] (a) Tempo [h] (b) v [m.s 1 ] 10 5 v [m.s 1 ] Tempo [h] (c) Tempo [h] (d) 15 v [m.s 1 ] Tempo [h] (e) Figura 4.3: Perfis de vento em um ano típico: a) sem pico (b) 00:00 06:00hs (c) 06:00 12:00hs (d) 12:00 18:00hs (e) 18:00 24:00hs. Fonte: Adaptado Suomalainen et al. (2012).

64 Capítulo 4. Metodologia para Avaliação do Risco de Ilhamento Não Intencional 45 Para cada categoria de dia é construído um dia típico com as velocidades médias horárias para cada dia; Utilizando a análise estatística é associada uma probabilidade de ocorrência de cada categoria de dia ao longo de um ano. Um exemplo de distribuição de probabilidade de ocorrência dos perfis diários de vento é mostrado na Figura 4.4. Figura 4.4: Probabilidade de ocorrência dos perfis de vento ao longo de um ano típico. Fonte: Suomalainen et al. (2012). Desta forma, este procedimento resulta em perfis diários de velocidade de vento típicos, aos quais é associada uma probabilidade de ocorrência destes ao longo do ano. Utilizando estes perfis e a curva de potência do sistema eólico é possível obter o perfil de geração típico diário. A Figura 4.5 mostra o processo de obtenção do perfil de geração utilizando a curva de potência típica de um sistema eólico. Esta curva pode ser dividida em quatro partes. Na parte I as velocidades de vento não são suficientes para acionar o gerador e a potência de saída do sistema eólico é igual a zero. Na parte II a potência fornecida pelo sistema eólico aumenta gradativamente com o aumento da velocidade de vento conforme Equação 3.4. Na parte III a potência é limitada ao valor nominal do sistema eólico para evitar que o gerador seja sobrecarregado ou que o torque máximo seja excedido. Por fim no estágio IV o sistema eólico é retirado de operação para evitar danos mecânicos por causa das altas velocidades de vento. Figura 4.5: Obtenção do perfil diário de geração do sistema eólico.

65 Capítulo 4. Metodologia para Avaliação do Risco de Ilhamento Não Intencional 46 Outros métodos também podem ser utilizados para obter um perfil diário de velocidade de vento, como o utilizado em Lira et al. (2011). No entanto, o método proposto por Suomalainen et al. (2012) é mais adequado por apresentar perfis diferentes, mesmo que estes tenham baixa probabilidade de ocorrência. Uma vez obtido o perfil de potência ativa do gerador a potência reativa é calculada considerando-se a relação entre potência ativa e reativa do gerador no caso do sistema eólico de velocidade fixa. No sistema eólico de velocidade variável a potência reativa depende do valor de referência utilizado no controle de potência reativa do sistema eólico. 4.3 Curvas de Carga O consumo das cargas conectadas em um sistema elétrico geralmente é representado pelas curvas de cargas diárias dos consumidores (Carpaneto et al., 2003; Espinoza et al., 2005; Jardini et al., 2000). Estas curvas de carga podem ser determinadas por meio da identificação de um padrão típico de consumo para as diferentes categorias de clientes: residenciais, comerciais e industriais (Espinoza et al., 2005). Nesta representação, a demanda diária do cliente pode ser obtida por meio da curva de carga típica associada à categoria do cliente em p.u. e sua média mensal de consumo. Uma metodologia que possibilita identificar as categorias de clientes e o perfil de consumo diário típico de cada cliente é discutida em Jardini et al. (2000). Os procedimentos para obtenção das curvas de carga seguindo esta metodologia são: Realizar medições das curvas de carga de consumidores individuais de diferentes setores durante um período igual ou superior a 15 dias. A grandeza medida é a potência média consumida em intervalos de 15 minutos; Representar todas as curvas de carga em uma mesma base possibilitando o agrupamento em diferentes categorias. A potência de base para cada cliente é calculada utilizando a Equação 4.4. P B = Consumo mensal (kw ) (4.4) As curvas de potência em p.u. são obtidas dividindo as curvas de carga com os valores reais pela potência de base; Determinar quais são as curvas de carga representativas e as diferentes categorias de clientes. Neste caso, os clientes residenciais são agrupados em função da faixa de consumo e os clientes comerciais e industriais em função do tipo de atividade; Conhecendo o consumo mensal do cliente, obter a curva de carga multiplicando a curva diária de consumo representativa da categoria do cliente em p.u. por sua potência de base.

66 Capítulo 4. Metodologia para Avaliação do Risco de Ilhamento Não Intencional 47 As medições do consumo geralmente são referentes apenas ao consumo de potência ativa uma vez que o cliente é responsável por manter o fator de potência dentro dos limites especificados pela concessionária. Por este motivo existem dispositivos de compensação de reativos que geralmente mantém o fator de potência em torno de 0,94. Assim, uma solução para determinar a curva de carga de potência reativa consiste em considerar que as cargas possuem fator de potência igual a 0,94 indutivo (Correa, 2008). Uma vez que as curvas de carga dos clientes conectados a rede de distribuição são conhecidas é possível determinar a potência demandada em um subsistema ilhado. Esta informação é fundamental na avaliação do risco de ilhamento não intencional posto que o ilhamento depende da diferença entre a geração e a demanda na ilha. 4.4 Zonas de Não Detecção Em ilhas alimentadas por geradores síncronos verifica-se uma forte relação entre desbalanços de potência reativa e variações de tensão; e entre desbalanços de potência ativa e variações de frequência. Para estes geradores as ZNDs possuem um formato retangular e, consequentemente, podem facilmente ser obtidas a partir de um conjunto reduzido de simulações ou tabela de dados (Vieira, 2006). No caso da geração eólica composta por geradores de indução não se verifica este desacoplamento (Meira, 2010). Por conseguinte, para obtenção da ZND é necessário realizar uma varredura de todos os pontos de desbalanços de potência ativa e reativa. Adicionalmente, na geração eólica composta por geradores de indução as ZNDs mudam com a velocidade de vento. Esta característica implica na necessidade de obtenção de ZNDs que sejam compatíveis com as velocidades do vento observadas nos perfis diários. Neste sentido, dada uma velocidade de vento, v, a ZND é obtida por meio de simulações nas quais é realizada uma varredura dos valores da carga conectada ao subsistema ilhado. Para realizar as simulações deve ser obtido o equivalente da rede de distribuição no ponto de conexão do gerador distribuído como ilustra a Figura 4.6. Para cada valor de potência demandada no subsistema ilhado o ilhamento do gerador distribuído é simulado com a abertura do disjuntor DJ. Após o ilhamento do gerador distribuído é verificado se a proteção anti-ilhamento foi capaz de atuar ou não.

67 Capítulo 4. Metodologia para Avaliação do Risco de Ilhamento Não Intencional 48 Figura 4.6: Sistema elétrico utilizado para obtenção das ZNDs. As etapas para obtenção das ZNDs estão no fluxograma da Figura 4.7. A primeira etapa consiste em definir o ajuste dos relés de proteção conforme requerido pela concessionária de energia elétrica. Em seguida devem ser determinados os seguintes parâmetros a serem considerados nas simulações computacionais: P Lmax e P Lmin : valores máximos e mínimos da potência ativa consumida pelos alimentadores da rede de distribuição; Q Lmax e Q Lmin : valores máximos e mínimos da potência reativa consumida pelos alimentadores da rede de distribuição; v max e v min : valores máximos e mínimos da velocidade de vento no local de instalação do gerador eólico; δp L, δq L e δv: passos utilizados no processo de varredura para a potência ativa, a potência reativa e a velocidade de vento, respectivamente. Uma vez definido o ajuste dos relés de proteção e os parâmetros citados acima inicia-se o processo de varredura dos valores de potência ativa, potência reativa e velocidade de vento. Os valores de P, Q e v para os quais a proteção anti-ilhamento falha são armazenados para posterior construção das ZNDs.

68 Capítulo 4. Metodologia para Avaliação do Risco de Ilhamento Não Intencional 49 Figura 4.7: Fluxograma para obtenção das ZNDs.

69 Capítulo 4. Metodologia para Avaliação do Risco de Ilhamento Não Intencional 50 Concluídas as simulações computacionais os valores de desbalanço de potência ativa e reativa para os quais a proteção anti-ilhamento falha, devem ser calculados utilizando as Equações 4.5 e 4.6, respectivamente. P = P G + P L (4.5) Q = Q C + Q G + Q L (4.6) Sendo, P G : potência ativa fornecida pelo gerador eólico; Q G : potência reativa consumida ou fornecida pelo gerador eólico; P L : potência ativa da carga; Q L : potência reativa da carga; Q C : potência do banco de capacitores (igual a zero no sistema eólico com controle de potência reativa); Para cada velocidade de vento, v, podem existir pontos no plano de desbalanço de potência ativa versus desbalanço de potência reativa nos quais o ilhamento não é detectado. Em conjunto, estes pontos podem formar uma ou mais regiões que compõe a ZND. A representação de uma região em que o ilhamento não é detectado pode ser feita considerando a menor área que contenha todos os pontos dessa região. Para isso pode ser empregado diversos algorítimos que possibilite determinar a envoltória da região. Em Meira (2010) o algorítimo α-shapes foi utilizado com sucesso na construção das ZNDs de geradores de indução. Por este motivo este também foi o algorítimo utilizado neste trabalho. 4.5 Procedimentos para Uso da Metodologia Os passos apresentados a seguir sumariza os procedimentos necessários para o cálculo do risco de ilhamento não intencional: Passo 1: obter os perfis diários típicos de velocidade de vento utilizando dados de medições de vento da região, conforme descrito em Suomalainen et al. (2012); Passo 2: calcular o perfil diário de potência ativa e reativa do gerador eólico utilizando os perfis típicos de velocidade de vento e a curva de potência; Passo 3: identificar os possíveis pontos de formação de ilha no sistema elétrico; Passo 4: obter as curvas de carga para cada possível ilha;

70 Capítulo 4. Metodologia para Avaliação do Risco de Ilhamento Não Intencional 51 Passo 5: simular a ZND de acordo com os ajustes do(s) relé(s) de proteção anti-ilhamento disponíveis para o gerador; Passo 6: comparar se os desbalanços entre geração e carga estão dentro ou fora da ZND; Passo 7: calcular o índice de risco de não detecção da proteção anti-ilhamento.

71 Capítulo 5 Resultados Neste capítulo são apresentados os resultados de estudos de casos destinados ao cálculo do risco de ilhamento não intencional. Nestes estudos são considerados os sistemas eólicos de velocidade fixa e variável discutidos no Capítulo 3. Inicialmente um índice de risco de ilhamento não intencional foi calculado considerando um estudo de caso base. A seguir este estudo é generalizado de forma a considerar as diferenças sazonais dos perfis de velocidade de vento. Por fim, foi analisada a sensibilidade do risco de não detecção em função do tipo de relé empregado na proteção anti-ilhamento (tensão, frequência ou tensão e frequência combinados), do ajuste do relé de proteção e do tempo de detecção requerido pela concessionária. 5.1 Sistema Eólico de Velocidade Fixa A metodologia foi aplicada a um estudo de caso base com a possibilidade de ilhamento em três pontos diferentes no sistema elétrico ilustrado na Figura 3.1. Os pontos prováveis de ilhamento não intencional são nos religadores automáticos. O ilhamento em cada ponto do sistema elétrico resulta nas seguintes condições de desbalanço de potência ativa: Potência consumida pelas cargas aproximadamente duas vezes a potência gerada em horário comercial (RL-01); Potência consumida pelas cargas aproximadamente igual a potência gerada em horário comercial (RL-02); Potência consumida pelas cargas aproximadamente igual a metade da potência gerada em horário comercial (RL-03). As curvas de carga para cada subsistema ilhado e o perfil diário de potência ativa e reativa do sistema eólico são mostrados nas Figuras 5.1a e 5.1b. A potência fornecida pelo gerador eólico foi obtida a partir do perfil de vento ilustrado na Figura 4.3d. Para o gerador eólico de velocidade fixa, a potência reativa consumida depende da potência ativa injetada na rede 52

72 Capítulo 5. Resultados 53 (Nunes, 2003). Nesta relação quando a potência ativa gerada é pequena, ou seja, a velocidade de vento é menor que o valor nominal do gerador eólico, o consumo de potência reativa também é reduzido Potência fornecida pelo gerador Curva de carga RL 01 Curva de carga RL 02 Curva de carga RL Potência consumida pelo gerador Potência consumida RL 01 Potência consumida RL 02 Potência consumida RL 03 P [p.u.] Q [p.u.] Tempo [h] (a) Tempo [h] (b) Figura 5.1: Potencia de saída do sistema eólico de velocidade fixa e potência demandada pelas cargas (a) ativa e (b) reativa. As amostras de desbalanço de potência ativa e reativa para cada uma das possíveis ilhas de um dia são rebatidas nas ZNDs dos relés de tensão e frequência combinados (zonas nas quais tanto os relés de tensão quanto os relés de frequência não detectam a operação ilhada do gerador distribuído) como mostra a Figura 5.2. As ZNDs foram obtidas considerando os seguintes parâmetros: Ajuste dos relés de tensão: 1,2p.u./0,5p.u./0,16s 1,2p.u./1,1p.u./1s 0,88p.u./0,5p.u./2s; Ajuste dos relés de frequência: 60,5Hz/57Hz/0,16s 58,4Hz/0,3s; Tempo de detecção requerido pela concessionária: 500ms; Potência nominal do gerador eólico: 2MVA; Número de geradores no parque eólico: 5 (potência total de 10MVA); Velocidade nominal do vento da turbina eólica: 9m.s 1 ; Potencia nominal do banco de capacitores de cada gerador: 700kvar (potência total 3,5Mvar); Constante de inércia do conjunto turbina-gerador: 3s; δp e δq: 0,05p.u.; Raio do círculo utilizado no algorítimo α shapes: 0,08p.u.

73 Capítulo 5. Resultados 54 (a) v = 6m.s 1 (b) v = 7m.s 1 (c) v = 8m.s 1 (d) v = 9m.s 1 Figura 5.2: Avaliação do número de amostras nas ZNDs dos relés de tensão e frequência combinados obtidas para o sistema eólico de velocidade fixa. As ZNDs ilustradas na Figura 5.2 não são simétricas em relação aos eixos cartesianos. Estas zonas ocupam uma região maior no plano P x Q quando os valores de desbalanço de potência ativa e reativa são negativos, ou seja, quando existe déficit de potência no subsistema ilhado. Como pode ser observado na Figura 5.1 estas condições de operação ocorrem principalmente no subsistema ilhado formado pela atuação do religador RL-01. Enquanto que para o subsistema ilhado formado pela atuação do religador RL-03 existe excesso de potência durante todo o período analisado. O risco de ilhamento não intencional associado a cada subsistema ilhado está no gráfico da Figura 5.3. Para calcular este risco foi utilizada a Equação 4.2. Como esperado para o subsistema ilhado formado pela atuação do religador automático RL-03 não existe o risco de ilhamento não intencional devido ao excesso de potência no subsistema ilhado. O maior risco de ilhamento não intencional ocorre em função da atuação do religador RL-01, pois o déficit de potência não é suficiente para sensibilizar os relés de proteção. No estudo de caso base não existem ZNDs para velocidades de vento acima da velocidade nominal do sistema eólico. Nestas condições de operação, o consumo de potência reativa do gerador é máxima, por conseguinte, o déficit de potência reativa é suficiente para detectar o ilhamento do gerador eólico.

74 Capítulo 5. Resultados 55 Figura 5.3: Risco de não detecção do ilhamento do sistema eólico de velocidade fixa para um perfil diário de vento típico. Os resultados apresentados anteriormente são referentes a um exemplo de perfil diário de vento. Em função das variações sazonais podem ocorrer diferentes perfis diários de vento em um ano. A idéia do método desenvolvido nesta dissertação é calcular um índice de risco de ilhamento não intencional para cada perfil diário de vento. Como já discutido no Capítulo 4, a partir destes índices diários de risco é calculado o risco global de não detecção da operação ilhada do gerador eólico. O risco global é uma função do índice de risco associado a cada perfil de vento e da probabilidade de sua ocorrência em um ano típico. Por meio da metodologia desenvolvida em Suomalainen et al. (2012) é possível identificar quais são os perfis diários de velocidade de vento típicos e sua probabilidade de ocorrência. Nesta dissertação foi considerado um ano com cinco perfis diários típicos de vento, classificados conforme o horário de pico de velocidade do vento, obtidos pelo mesmo autor (Figura 4.3). As Figuras 5.4 e 5.5 mostram, respectivamente, os perfis de potência ativa fornecida e de potência reativa consumida pelo sistema eólico de velocidade fixa para os cinco perfis de vento Potência fornecida pelo gerador Curva de carga RL 01 Curva de carga RL 02 Curva de carga RL Potência fornecida pelo gerador Curva de carga RL 01 Curva de carga RL 02 Curva de carga RL Potência fornecida pelo gerador Curva de carga RL 01 Curva de carga RL 02 Curva de carga RL 03 P [p.u.] P [p.u.] P [p.u.] Tempo [h] (a) Tempo [h] (b) Tempo [h] (c) Potência fornecida pelo gerador Curva de carga RL 01 Curva de carga RL 02 Curva de carga RL Potência fornecida pelo gerador Curva de carga RL 01 Curva de carga RL 02 Curva de carga RL 03 P [p.u.] P [p.u.] Tempo [h] (d) Tempo [h] (e) Figura 5.4: Potência ativa gerada pelo sistema eólico de velocidade fixa para dias com pico de velocidade de vento: (a) sem pico (b) 00:00-06:00hs (c) 06:00-12:00hs (d) 12:00-18:00hs (e) 18:00-24:00hs.

75 Capítulo 5. Resultados Potência consumida pelo gerador Potência consumida RL 01 Potência consumida RL 02 Potência consumida RL Potência consumida pelo gerador Potência consumida RL 01 Potência consumida RL 02 Potência consumida RL Potência consumida pelo gerador Potência consumida RL 01 Potência consumida RL 02 Potência consumida RL 03 Q [p.u.] Q [p.u.] Q [p.u.] Tempo [h] (a) Tempo [h] (b) Tempo [h] (c) Potência consumida pelo gerador Potência consumida RL 01 Potência consumida RL 02 Potência consumida RL Potência consumida pelo gerador Potência consumida RL 01 Potência consumida RL 02 Potência consumida RL 03 Q [p.u.] Q [p.u.] Tempo [h] (d) Tempo [h] (e) Figura 5.5: Potência reativa consumida pelo sistema eólico de velocidade fixa para dias com pico de velocidade de vento: (a) sem pico (b) 00:00-06:00hs (c) 06:00-12:00hs (d) 12:00-18:00hs (e) 18:00-24:00hs. Como pode ser observado nas Figuras 5.4 e 5.5, para o perfil de vento "sem pico", o consumo de potência reativa é igual a aproximadamente 0,5p.u. durante todo o dia. Dessa maneira, existe um déficit de potência no subsistema ilhado de aproximadamente 0,15p.u. mesmo quando não existe demanda de potência reativa pelas cargas, por conseguinte, não existe risco de ilhamento não intencional para este perfil de vento. Esta condição de operação ocorreu devido à potência do banco de capacitores utilizado. É possível encontrar diferentes valores de potência para os bancos de capacitores, a escolha da potência utilizada, usualmente, depende das características dos geradores elétricos e da rede. Neste trabalho utilizou-se a potência de banco de capacitores capaz de compensar 100% da potência reativa para o gerador operando em vazio. Os riscos de não detecção associados a cada perfil de vento, a contribuição de cada perfil no risco de ilhamento não intencional global (IR P perfil ) e o risco de não detecção global estão no gráfico ilustrado na Figura 5.6. Como mostra o gráfico não existe risco de não detecção no subsistema ilhado formado pela atuação do religador RL-03 quando o perfil de vento não tem pico, tem pico entre 12:00-18:00hs ou tem pico entre 18:00-24:00hs, porque o excesso de potência no subsistema ilhado é suficiente para que os relés de proteção detectem o ilhamento. Com exceção dos perfis de vento "sem pico" e com pico entre 00:00-06:00hs o risco de não detecção é maior nos subsistemas ilhados formados pela atuação dos religadores RL-01 e RL-02, pois existe equilíbrio ou déficit de potência ativa para as quais a proteção anti-ilhamento não é capaz de atuar em tempo hábil. O maior risco de não detecção global corresponde ao subsistema ilhado formado pela atuação do religador RL-02 sendo igual a 11%.

76 Capítulo 5. Resultados 57 Figura 5.6: Risco de não detecção da operação ilhada do sistema eólico de velocidade fixa Risco de Ilhamento Não Intencional em Função do Tipo de Relé de Proteção Como o tipo de relé de proteção apresenta influência na forma da ZND (Meira, 2010), nesta seção será avaliada a influência do tipo de relé no risco de não detecção. Dessa maneira, inicialmente as ZNDs do relé de tensão, do relé frequência e do relé de tensão e frequência combinados são mostradas na Figura 5.7. (a) v = 7m.s 1 (b) v = 8m.s 1 (c) v = 9m.s 1 (d) v = 10m.s 1 Figura 5.7: ZNDs obtidas para o sistema eólico de velocidade fixa.

77 Capítulo 5. Resultados 58 Como pode ser observado na Figura 5.7 para velocidades de vento menor ou igual a 8m.s 1 o relé de frequência é mais sensível ao desbalanço de potência ativa, enquanto que para velocidades de vento maior ou igual a 9m.s 1 o relé de frequência é mais sensível a desbalanços de potência reativa. Este comportamento se deve ao fato do consumo de potência reativa se tornar maior com o aumento do fornecimento de potência ativa no sistema eólico de velocidade fixa. Consequentemente, o desbalanço de potência reativa tem maior impacto na frequência da tensão de saída do sistema eólico com o aumento da velocidade de vento. As ZNDs dos relés de tensão e frequência ocupam regiões diferentes no plano de desbalanço de potência ativa versus desbalanço de potência reativa. Neste sentido, caso esteja disponível somente um dos relés, a depender das condições de operação do gerador distribuído, o relé de tensão pode ser mais eficiente que o relé de frequência ou vice-versa. Por exemplo, como mostra o gráfico que apresenta o risco de não detecção em função do tipo de relé de proteção (Figura 5.8) para o subsistema ilhado formado pela atuação do religador RL-01, o risco de não detecção referente aos perfis de vento com pico entre 00:00-06:00hs e 06:00-12:00hs é menor quando empregado o relé de tensão. Entretanto, para os subsistemas ilhados formados pela atuação dos religadores automáticos RL-02 e RL-03, os relés de frequência são mais eficientes. Figura 5.8: Risco de não detecção da operação ilhada do sistema eólico de velocidade fixa em função do tipo de relé de proteção: tensão, frequência, e tensão e frequência combinados. Os resultados revelam que no caso do subsistema ilhado formado pela atuação do religador automático RL-03 a detecção da operação ilhada pode ser feita empregando apenas os relés de frequência, pois os riscos de não detecção global empregando o relé de frequência é aproximadamente igual ao risco empregando os relés de tensão e frequência combinados. Entretanto, para que exista um ganho prático ao utilizar apenas o relé de frequência este fato deve ocorrer em todos os possíveis subsistemas ilhados.

78 Capítulo 5. Resultados Risco de Ilhamento Não Intencional em Função dos Ajustes dos Relés de Proteção Os ajustes dos relés de tensão e frequência para a proteção de geradores distribuídos podem ser ajustados dentro de limites especificados nas normas técnicas. Nesta dissertação foram utilizados os ajustes especificados na norma IEEE Neste caso, os ajustes de subtensão, sobretensão e tempo de detecção do relé de tensão são fixos. Por este motivo a análise de sensibilidade para diferentes ajustes dos relés de tensão não foi realizada neste trabalho. Os relés de frequência possuem uma faixa na qual os limites de subfrequência podem ser ajustados assim como o ajuste do tempo de detecção requerido pela concessionária. Dessa maneira, os estudos de sensibilidade foram realizados para três ajustes de subfrequência denominados nesta dissertação como: ajuste sensível (59,8Hz/0,16s), ajuste com sensibilidade média (57Hz/0,16s 58,4/0,3s) e ajuste não sensível (57Hz/0,16s). As ZNDs dos relés de tensão e frequência combinados para os três ajustes estão ilustradas na Figuras 5.9. (a) v = 7m.s 1 (b) v = 8m.s 1 (c) v = 9m.s 1 (d) v = 10m.s 1 Figura 5.9: ZNDs dos relés de tensão e frequência combinados obtidas para o sistema eólico de velocidade fixa considerando diferentes ajustes dos relés de frequência. As ZNDs são reduzidas significativamente de tamanho com o ajuste mais sensível do relé de frequência, o que resulta em um impacto significativo no risco de ilhamento não intencional do gerador distribuído como pode ser observado na Figura Entretanto o ajuste médio teve impacto significativo apenas na ZND obtida para velocidade de vento igual a 6m.s 1

79 Capítulo 5. Resultados 60 e, portanto, não alterou o risco de não detecção em relação ao ajuste não sensível. Nota-se que é possível eliminar qualquer possibilidade de ilhamento não intencional com o ajuste sensível dos relés de frequência (60,5Hz/0,16s - 59,8Hz/0,16s) em alguns casos como, por exemplo, no subsistema ilhado formado pela atuação do religador RL-01 (RL-02) quando a velocidade de vento tem pico entre 00:00 06:00hs (06:00 12:00hs). Figura 5.10: Risco de não detecção da operação ilhada do sistema eólico de velocidade fixa em função do ajuste do relé de frequência. É importante ressaltar que ao aumentar a sensibilidade dos dispositivos de proteção aumenta-se também o risco de falsa operação. Desta forma, se o ajuste mais sensível especificado não for suficiente para reduzir o risco de não detecção a níveis aceitáveis torna-se necessário o emprego de um esquema de proteção anti-ilhamento mais eficiente Risco de Ilhamento Não Intencional em Função do Tempo de Detecção Requerido O tempo de detecção requerido é especificado pela concessionária de energia elétrica. Um dos fatores para a definição do tempo de detecção é o tempo de atuação dos religadores automáticos instalados na rede de distribuição, pois se um religador atuar antes da desconexão do gerador distribuído, torna-se possível a ocorrência de severos transitórios de corrente. Para avaliar o impacto do tempo de detecção requerido no risco de não detecção da operação ilhada do gerador distribuído foram considerados os seguintes tempos de detecção: 400ms, 500ms e 600ms. As ZNDs para os tempos de detecção em estudo estão ilustrados na Figura Observa-se que quanto maior o tempo de detecção menor são as ZNDs.

80 Capítulo 5. Resultados 61 (a) v = 7m.s 1 (b) v = 8m.s 1 (c) v = 9m.s 1 (d) v = 10m.s 1 Figura 5.11: ZNDs dos relés de tensão e frequência combinados obtidas para o sistema eólico de velocidade fixa considerando diferentes tempos de detecção. A redução do tamanho das ZNDs resultam na redução do risco de ilhamento não intencional como pode ser observado no gráfico da Figura Os resultados revelam que a variação de 100ms no tempo de detecção requerido reduz em até 10% o risco de ilhamento não intencional. Este fato indica que o tempo de detecção especificado pela concessionária de energia elétrica tem grande impacto no risco de não detecção. Figura 5.12: Risco de não detecção da operação ilhada do sistema eólico de velocidade fixa em função do tempo de detecção requerido pela concessionária.

81 Capítulo 5. Resultados Risco de Ilhamento Não Intencional em Função da Potência do Banco de Capacitores Usualmente o banco de capacitores responsável pela compensação de potência reativa do gerador eólico tem potência em torno de 0,35p.u. sendo a potência de base a potência nominal do gerador eólico. Porém, na análise do risco de ilhamento deve ser considerado a possibilidade do sistema elétrico conter outros bancos de capacitores. Por isso, nesta seção são avaliadas o risco de ilhamento não intencional considerando dois patamares de compensação de potência reativa: 0,35p.u. e 0,8p.u. A potência típica do banco de capacitores corresponde ao consumo de potência do gerador em vazio, para o sistema eólico de velocidade fixa utilizado nesta dissertação esse consumo pode ser de até aproximadamente 0,5p.u. quando a velocidade de vento é maior ou igual a velocidade de vento nominal do sistema eólico. Dessa maneira, o banco de capacitores com potência igual a 0,8p.u. é capaz de compensar o consumo do gerador de indução quando a velocidade do vento é maior ou igual a 9m.s 1. Com isso torna-se mais difícil variações anormais de tensão e frequência nestas condições de operação do sistema elétrico. Neste sentido, como pode ser observado na Figura 5.13 quando a potência do banco de capacitores é igual a 0,35p.u. praticamente não existem ZNDs quando a velocidade do vento é maior ou igual a 9m.s 1. Entretanto, se a potência do banco de capacitores for igual a 0,8p.u. existem ZNDs para todas as velocidade de operação do sistema eólico. (a) v = 7m.s 1 (b) v = 8m.s 1 (c) v = 9m.s 1 (d) v = 10m.s 1 Figura 5.13: ZNDs obtidas para o sistema eólico de velocidade fixa para bancos de capacitores com potência igual a 0,35p.u. e 0,8p.u.

82 Capítulo 5. Resultados 63 A Figura 5.14 mostra o gráfico com o risco de não detecção considerando bancos de capacitores com potência igual a 0,35p.u. e 0,8p.u.. Nota-se que o risco de não detecção pode ser igual a 38% se a velocidade do vento é maior ou igual a velocidade nominal do sistema eólico (perfil de vento "sem pico") quando a potência do banco de capacitores é igual a 0,8p.u., enquanto que não existe risco de não detecção quando a potência do banco de capacitores é igual a 0,35p.u. Os resultados revelam que quando a potência do banco de capacitores é igual a 0,8p.u. o risco de não detecção é maior para o subsistema ilhado formado pela atuação do religador RL-02, ou seja, quando a potência demandada pelas cargas aproxima-se da potência nominal do gerador eólico. Assim, a variação da potência dos bancos dos capacitores têm impacto no risco de ilhamento não intencional. Este impacto ocorre pela alteração do ponto de equilíbrio de potência reativa com a mudança do nível de compensação de potência reativa. Figura 5.14: Risco de não detecção da operação ilhada do sistema eólico de velocidade fixa em função da potência do banco de capacitores. 5.2 Sistema Eólico de Velocidade Variável Os sistemas eólicos com velocidade variável que empregam o DFIG vem sendo bastante utilizados por superarem de 5% a 10% a produção anual de energia elétrica quando comparado ao sistema eólico de velocidade fixa. Adicionalmente, este tipo de topologia permite o controle de potência reativa empregando conversores geralmente dimensionados para 20% a 35% da potência nominal do gerador de indução. Por estes motivos esta topologia de sistemas eólicos também fará parte deste estudo (Boukhezzar e Siguerdidjane, 2011; Kayikci e Milanovic, 2009). Os perfis de potência ativa fornecida pelo gerador eólico para os cinco perfis de vento (Figura 4.3) são mostrados na Figura 5.15 e o perfil diário de potência reativa na Figura Neste estudo de caso, o gerador eólico opera com fator de potência unitário. O fator de potência unitário é tipicamente utilizado na geração distribuída com o objetivo de evitar penali-

83 Capítulo 5. Resultados 64 dades quanto ao consumo de potência reativa ou para maximizar a geração de potência ativa (Freitas et al., 2005). 4 3 Potência fornecida Curva de carga RL 01 Curva de carga RL 02 Curva de carga RL Potência fornecida Curva de carga RL 01 Curva de carga RL 02 Curva de carga RL Potência fornecida Curva de carga RL 01 Curva de carga RL 02 Curva de carga RL 03 P [p.u.] 2 P [p.u.] 2 P [p.u.] Tempo [h] (a) Tempo [h] (b) Tempo [h] (c) 4 3 Potência fornecida Curva de carga RL 01 Curva de carga RL 02 Curva de carga RL Potência fornecida Curva de carga RL 01 Curva de carga RL 02 Curva de carga RL 03 P [p.u.] 2 P [p.u.] Tempo [h] (d) Tempo [h] (e) Figura 5.15: Curvas de carga e potência ativa gerada pelo sistema eólico de velocidade variável para dias com pico de velocidade de vento: (a) sem pico (b) 00:00 06:00hs (c) 06:00 12:00hs (d) 12:00 18:00hs (e) 18:00 24:00hs Potência fornecida pelo gerador Potência consumida RL 01 Potência consumida RL 02 Potência consumida RL 03 Q [p.u.] Tempo [h] Figura 5.16: Potência reativa consumida pelas cargas e fornecida pelo sistema eólico de velocidade variável. Os riscos de não detecção do ilhamento do gerador distribuído estão no gráfico da Figura Os resultados revelam que os maiores riscos de não detecção estão associados ao subsistema ilhado formado pela atuação do religador automático RL-01. A potência demandada pelas cargas neste subsistema é aproximadamente duas vezes a potência nominal do gerador eólico. Assim, os maiores riscos de ilhamento não intencional ocorrem quando existe déficit de potência no subsistema ilhado. Como já mencionado as ZNDs do sistema eólico de velocidade fixa indicam que o risco de ilhamento não intencional neste sistema também é maior quando existe déficit de potência no subsistema ilhado. Uma característica inerente de geradores eólicos está no fato do risco de ilhamento não intencional ser uma função dos valores de P, Q e da velocidade de vento. Este fato pode ser comprovado através da análise dos riscos de não detecção associados aos perfis de vento "sem

84 Capítulo 5. Resultados 65 pico" e com pico entre 00:00-06:00hs considerando os subsistemas ilhados formados pela atuação dos religadores automáticos RL-01 e RL-02, respectivamente. Embora as condições de desbalanços de potência ativa e reativa nos dois casos sejam aproximadamente iguais, os riscos de não detecção são diferentes em função da velocidade de vento. Figura 5.17: Risco de não detecção da operação ilhada do sistema eólico de velocidade variável Risco de Ilhamento Não Intencional em Função do Tipo de Relé de Proteção As ZNDs do relé de tensão, do relé de frequência e dos relés de tensão e frequência combinados obtidas para o sistema eólico com velocidade variável são mostradas na Figura Observa-se que nos sistemas eólicos com DFIG os relés de frequência apresentam falhas somente quando existe déficit de potência ativa no subsistema ilhado. Tal comportamento se deve a uma tolerância menor de sobrefrequência no ajuste destes relés (f n + 0, 5Hz) quando comparado aos ajustes de subfrequência (f n 3Hz e f n 1, 6Hz). Estas ZNDs aumentam de tamanho à medida que os valores de desbalanço de potência ativa no subsistema ilhado se tornam maiores. O contrário ocorre com as ZNDs dos relés de tensão que reduzem de tamanho a medida que os valores de desbalanço de potência ativa se tornam maiores. A Figura 5.19 mostra o gráfico com o risco de não detecção da operação ilhada do gerador distribuído em função do tipo de relé empregado no esquema de proteção anti-ilhamento. Assim como ocorre no caso dos sistemas eólicos com velocidade fixa os relés de frequência são mais eficientes que os relés de tensão na maioria das condições de operação estudadas. Quando o ilhamento não intencional ocorre por causa da atuação dos religadores automáticos RL-02 e RL-03 o relé de frequência e os relés de tensão e frequência combinados apresentam o mesmo desempenho. Portanto, nestes casos não é necessário a utilização dos relés de tensão no esquema de proteção anti-ilhamento.

85 Capítulo 5. Resultados 66 (a) v = 7m.s 1 (b) v = 8m.s 1 (c) v = 9m.s 1 (d) v = 10m.s 1 Figura 5.18: ZNDs obtidas para o sistema eólico de velocidade variável. Figura 5.19: Risco de não detecção da operação ilhada do sistema eólico de velocidade variável em função do tipo de relé de proteção: tensão, frequência, e tensão e frequência combinados.

86 Capítulo 5. Resultados Risco de Ilhamento Não Intencional em Função dos Ajustes dos Relés de Proteção O impacto dos diferentes ajustes de subfrequência (sensível, com sensibilidade média e não sensível) nas ZNDs dos relés de tensão e frequência combinados são ilustradas na Figura Nesta figura as superfícies mais escuras estão sobrepostas sobre as superfícies mais claras. Nota-se que as ZNDs são significantemente reduzidas ao ser utilizado um ajuste mais sensível. Entretanto, esta redução no tamanho das ZNDs não necessariamente resulta em uma redução do risco de ilhamento não intencional tendo em consideração que existe uma região de sobreposição entre as ZNDs. (a) v = 7m.s 1 (b) v = 8m.s 1 (c) v = 9m.s 1 (d) v = 10m.s 1 Figura 5.20: ZNDs dos relés de tensão e frequência combinados obtidas para o sistema eólico de velocidade variável considerando diferentes ajustes do relé de frequência. A possibilidade de inexistência de alterações no risco de não detecção em função do ajuste dos relés de frequência pode ser comprovado ao ser analisado o risco de não detecção associado ao perfil de vento "sem pico" (Figura 5.21). Neste caso, para o subsistema ilhado formado pela atuação do religador RL-02 as alterações no ajuste dos relés de frequência não causam nenhum impacto no risco de não detecção. Na Figura 5.21 nota-se que o risco de não detecção global associado ao ao religador RL-01 e considerando o ajuste mais sensível estabelecido na norma IEEE1547 é igual a 22%. Este valor não pode ser reduzido uma vez que a proteção anti-ilhamento deve ser coordenada com a proteção de sub/sobrefrequência do gerador distribuído.

87 Capítulo 5. Resultados 68 Figura 5.21: Risco de não detecção da operação ilhada do sistema eólico de velocidade variável em função do ajuste do relé de frequência Risco de Ilhamento Não Intencional em Função do Tempo de Detecção Nesta seção é avaliado o impacto do tempo de detecção requerido pela concessionária de energia elétrica no risco de não detecção. Os tempos de detecção analisados são iguais a 400ms, 500ms e 600ms. Como mostra a Figura 5.22 o aumento do tempo de detecção causa uma redução no tamanho das ZNDs. Uma característica interessante observada é que com o aumento do tempo de detecção requerido a proteção anti-ilhamento se torna mais eficiente quando os valores de desbalanços de potência reativa são pequenos. Entretanto o aumento do tempo de detecção tem pouco impacto quando os valores de desbalanços de potência reativa são grandes. A Figura 5.23 mostra o gráfico do risco de não detecção em função do tempo de detecção requerido. Observa-se que a redução do risco de não detecção devido ao aumento do tempo de detecção requerido está relacionado com as condições de desbalanço de potência ativa e reativa no subsistema ilhado, ou seja, para que exista uma redução do risco de ilhamento as amostras não podem estar contidas na região de interseção entre as ZNDs obtidas para os diferentes tempos. No caso apresentado em 5.22a, percebe-se que além da zona principal, para condições de desbalanço de potência reativa quase nulo e um grande desbalanço de carga, a operação ilhada foi sustentada por alguns milissegundos, caracterizando uma segunda zona, conforme representado no gráfico. Esta característica não se repete para outras velocidades do vento.