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1 V SIMPÓSIO BRASILEIRO DE SISTEMAS ELÉTRICOS, ABRIL Aerogeradores de velocidade variável em sistemas elétricos de potência: análises de estabilidade A. P. Sohn, Membro Estudante, IEEE e L. F. C. Alberto, Membro Sênior, IEEE Resumo O presente artigo investiga o problema de análise de estabilidade transitória e de tensão de aerogeradores de velocidade variável em sistemas elétricos de potência e a relação destes com os geradores síncronos convencionais. As unidades eólicas em estudo compreendem o tipo C, que utiliza o gerador de indução duplamente alimentado (GIDA) e o tipo D, que emprega o gerador síncrono a ímã permanente (GSIP). As análises são realizadas frente a grandes perturbações provocadas ao sistema elétrico sul-brasileiro equivalente reduzido de 45 barras, acrescentado do sistema elétrico equivalente de um parque eólico. O parque eólico é composto ora por aerogeradores tipo C, ora por aerogeradores tipo D. O mesmo parque eólico é substituído por um gerador síncrono convencional de potência equivalente, a fim de comparar os resultados para as mesmas contingências aplicadas ao sistema. Palavras-chave Estabilidade, aerogeradores, parque eólico. I. INTRODUÇÃO Inicialmente, aerogeradores eram utilizados de forma isolada, fornecendo baixa potência para pequenos consumidores. Com a crescente demanda por energia elétrica e o incentivo às fontes de energia renováveis, os sistemas de conversão de energia eólica tornaram-se tecnologias promissoras para a produção de eletricidade. O desenvolvimento destas tecnologias iniciou-se substancialmente na década de 1970, acentuando-se na década de Dentre os aerogeradores existentes, os tipos A, B, C e D são considerados os principais. As unidades eólicas tipo A e B foram as primeiras tecnologias exploradas e caracterizam-se pela operação à velocidade fixa e pelo deficiente suporte de energia reativa à rede elétrica. Já as unidades eólicas tipo C e D aproveitam-se dos benefícios proporcionados pelos conversores eletrônicos de potência, que permitem aos aerogeradores o fornecimento e controle da potência reativa [1-3]. Um sistema elétrico de potência convencional é constituído, essencialmente, por sistemas de geração dotados de geradores síncronos, cargas e linhas de transmissão. O comportamento dinâmico do sistema é ditado principalmente pelos elementos ativos que o constituem. Devido às diferenças existentes entre os sistemas de geração convencionais e os sistemas de conversão de energia eólica, a interação destes com a rede elétrica mostra-se distinta sob vários aspectos [2] e [4]. Consequentemente, o sistema elétrico de potência na presença de diferentes sistemas de geração estará sujeito a diferentes respostas perante às contingências que eventualmente ocorram. Então, torna-se necessário analisar os efeitos decorrentes A. P. Sohn e L. F. C. Alberto pertencem ao Laboratório de Análise Computacional em Sistemas Elétricos de Potência do Departamento de Engenharia Elétrica e de Computação da Escola de Engenharia de São Carlos da Universidade de São Paulo, São Carlos, São Paulo, Brasil. s: nestes sistemas, durante e após perturbações. Para tanto, análises de estabilidade são fundamentais para o entendimento do comportamento dinâmico e da relação entre os sistemas de geração citados. Este artigo é organizado conforme a sequência: a seção II apresenta, em linhas gerais, a configuração de cada aerogerador em estudo; a seção III introduz os modelos genéricos, mostra os modelos dos aerogeradores e faz uma breve descrição sobre os subsistemas e a interação entre estes; a seção IV descreve o sistema teste; a seção V especifica as simulações realizadas; a seção VI mostra os resultados obtidos e as discussões pertinentes às análises elaboradas e por fim, a seção VII discursa sobre as conclusões deste trabalho. II. AEROGERADORES DE VELOCIDADE VARIÁVEL As tecnologias de aerogeradores de velocidade variável dominam o atual cenário da geração eólica [1] e [5]. Esta tecnologia viabiliza a variação da velocidade da turbina em uma ampla faixa de velocidades, de forma a maximizar a eficiência aerodinâmica, a potência mecânica produzida pela turbina e a produção de energia elétrica pelo aerogerador. Ainda, os conversores eletrônicos de potência permitem o controle completo das potências ativa e reativa fornecidas à rede elétrica [3] e [6-8]. A. Aerogerador tipo C O aerogerador tipo C emprega o GIDA, cujo estator é conectado diretamente à rede elétrica e o rotor é conectado ao conversor eletrônico de potência bidirecional, que também é conectado à rede. É necessário nesta configuração, conforme mostra a Figura 1, a utilização de uma caixa de transmissão, visto a diferença de velocidades entre o rotor da turbina e o rotor do gerador elétrico. Fig. 1. Configuração típica do aerogerador tipo C e GIDA.

2 V SIMPÓSIO BRASILEIRO DE SISTEMAS ELÉTRICOS, ABRIL Nesta configuração de aerogerador, os conversores permitem a operação em uma faixa de velocidades que tipicamente varia entre -30 % a 20 % da velocidade síncrona. Os conversores são projetados para uma potência elétrica de até 30 % da capacidade de fornecimento de potência do gerador e a topologia back-to-back com transistores IGBT permite o fluxo de potência em ambos os sentidos, devido à operação em quatro quadrantes. No modo de operação supersíncrono, o gerador fornece potência ativa pelos circuitos rotórico e estatórico. Em operação subsíncrona, o circuito rotórico consome potência ativa da rede, porém o estator continua a fornecer [8]. Normalmente, o sistema de controle do conversor referente ao lado do rotor regula os fluxos de potência ativa e reativa através do controle das correntes rotóricas. O torque e as potências ativa e reativa do rotor e estator são controladas pelo ajuste da amplitude, fase e frequência da tensão introduzida no rotor, independentemente da frequência do estator. Já o sistema de controle do conversor referente ao lado da rede, normalmente controla a tensão no barramento CC. Utilizandose das técnicas de controle vetorial, é possível desacoplar o controle da potência ativa da potência reativa. Diferentes estratégias de controle são viabilizadas, dentre as quais podem ser citadas: controle da potência ativa, que relaciona-se à máxima eficiência aerodinâmica e à velocidade da turbina e o controle da potência reativa, que relaciona-se ao controle de tensão. Devido à presença dos conversores e ao desacoplamento parcial entre o gerador e a rede, é possível separar as frequências provenientes das flutuações do vento das frequências provenientes da rede elétrica, assim como o inverso, de tal forma a minimizar os esforços mecânicos no aerogerador, as perturbações na qualidade da energia elétrica gerada e também oferecer maior suportabilidade a afundamentos de tensão [2] e [3]. Para a limitação da potência mecânica, utiliza-se o controle de pitch [3]. B. Aerogerador tipo D Uma das possíveis configurações para o aerogerador tipo D consiste no emprego do GSIP multipólos projetado para baixas velocidades, que elimina a caixa de transmissão e onde o conversor ao lado do gerador é conectado ao estator e o conversor ao lado da rede é conectado à rede elétrica, conforme mostra a Figura 2. Outras configurações são passíveis de implementação [3], [7] e [8]. Fig. 2. Configuração típica do aerogerador tipo D e GSIP. Os conversores bidirecionais permitem a operação do aerogerador em uma faixa de velocidades que varia entre 0 % e 100 % da velocidade síncrona e os mesmos são projetados para 100 % da capacidade de fornecimento de potência do gerador. As mesmas estratégias de controle para o aerogerador tipo C são passíveis de implementação para o aerogerador tipo D, onde as técnicas de controle vetorial podem ser utilizadas e portanto, é possível desacoplar o controle da potência ativa da potência reativa [8]. O desacoplamento total entre o gerador e a rede permite a separação completa das frequências oriundas do vento das frequências da rede, de tal forma a minimizar substancialmente as oscilações mecânicas e elétricas no aerogerador, assim como as perturbações na energia elétrica gerada. O conversor ao lado do gerador determina a magnitude e fase da tensão, além da frequência nos terminais do gerador, que corresponde à rotação desejada do rotor da turbina. O conversor ao lado da rede atua como uma fonte de tensão, cuja magnitude, fase e frequência são geradas de acordo com os padrões da rede elétrica. A regulação dos fluxos de potência ativa e reativa, assim como o controle da tensão, podem ocorrer no conversor ao lado da rede [4] e [7]. Entretanto, o sistema de controle do conversor referente ao lado do gerador também pode regular os fluxos de potência ativa e reativa, enquanto o sistema de controle do conversor referente ao lado da rede realiza o controle da tensão [2] e [5]. Para a limitação da potência mecânica, utiliza-se o controle de pitch [3]. III. MODELOS GENÉRICOS DE AEROGERADORES Historicamente, modelos de aerogeradores para estudos dinâmicos foram desenvolvidos pelos próprios fabricantes. Estes modelos, de origem proprietária, apresentavam características específicas para as unidades eólicas construídas. Os modelos genéricos foram desenvolvidos com os seguintes objetivos: divulgar os modelos para a comunidade acadêmica e industrial; possibilitar a troca de informações entre usuários; facilitar as comparações entre os aerogeradores e a implementação dos modelos em diferentes softwares; possibilitar aos fabricantes a representação de seus aerogeradores através de parametrização adequada. O desenvolvimento destes modelos é liderado pela Western Electricity Coordinating Council, em conjunto ao IEEE Power and Energy Society e empresas líderes no setor de programas computacionais para sistemas elétricos de potência, como a General Electric, proprietária do programa Power Systems Loadflow Software (PSLF) e Siemens, proprietária do programa Power System Simulator for Engineering (PSS/E). Os modelos genéricos foram validados nestes softwares e neste trabalho é utilizado o PSS/E. Algumas das principais características dos modelos genéricos são: foram desenvolvidos para simulações em curto período de tempo, normalmente até 30 s; o vento é considerado constante; o foco das análises são distúrbios de origem elétrica, portanto, não oriundos do vento; para os conversores eletrônicos de potência, aplicam-se limites de potência e corrente; podem representar um único aerogerador ou um grupo de aerogeradores; não são incluídos sistemas de proteção, [9-15]. Para a implementação nestes e em outros programas computacionais, os diagramas de bloco dos subsistemas que compõem cada modelo de aerogerador, assim como todos os parâmetros e descrições destes para as unidades eólicas em análise, podem ser encontrados em [9-12].

3 V SIMPÓSIO BRASILEIRO DE SISTEMAS ELÉTRICOS, ABRIL A. Modelo genérico para o aerogerador tipo C O modelo genérico para o aerogerador tipo C compreende quatro subsistemas, como pode ser observado na Figura 3. A seguir, apresenta-se uma breve descrição sobre a relação entre os subsistemas. Fig. 3. Subsistemas do aerogerador tipo C. O subsistema de controle do conversor é responsável pelo controle da potência ativa e reativa a serem entregues à rede, via comandos de corrente e tensão para o gerador/conversor. A referência de velocidade é obtida da curva de potência versus velocidade da turbina. No subsistema de controle de pitch, a posição das pás é limitada para um ângulo superior e inferior e tal posição é calculada a partir da potência e velocidade de referência proveniente do subsistema de controle do conversor. No subsistema aerodinâmico/mecânico, o módulo aerodinâmico recebe o ângulo das pás como entrada e para uma potência e ângulo de referência, como saída, entrega ao módulo mecânico o torque aerodinâmico [9], [11] e [12]. Neste trabalho, este último módulo é representado por duas massas quando não especificado, cujo modelo compreende os eixos de baixa e alta velocidade, as massas rotóricas da turbina e do gerador. A estratégia de controle utilizada referese ao controle da potência reativa pelo aerogerador, em que a potência reativa é fornecida e controlada durante períodos transitórios, no sentido de manter a tensão terminal em nível adequado. Aqui, a tensão de referência é a tensão terminal do parque eólico. A unidade eólica em estudo e adotada para o modelo genérico refere-se ao aerogerador GE 1.5 MW, da General Electric. B. Modelo genérico para o aerogerador tipo D O modelo genérico para o aerogerador tipo D compreende dois subsistemas, como pode ser observado na Figura 4. A seguir, apresenta-se uma breve descrição sobre a relação entre os subsistemas. comportamento do aerogerador [16]. Desta forma, o presente modelo é representado pelo sistema de controle do conversor referente ao lado da rede e o modelo do conversor/gerador. Esta simplificação pode ser explicada pelo fato do controle da potência reativa e da tensão depender apenas do conversor ao lado da rede [4]. O subsistema de controle do conversor é responsável pelo controle das potências ativa e reativa a serem entregues à rede, via comandos de corrente para o gerador/conversor. No subsistema de controle do conversor, existe um limitador de corrente, que tem por finalidade prevenir a combinação de correntes excessivas ao conversor [9], [12] e [16]. A mesma estratégia de controle para o modelo anterior é aqui utilizada. A unidade eólica em estudo e adotada para o modelo genérico refere-se ao aerogerador GE 2.5 MW, da General Electric. IV. SISTEMA TESTE O sistema elétrico sul-brasileiro equivalente reduzido pode ser visualizado na Figura 5. Fig. 5. Sistema elétrico sul-brasileiro equivalente reduzido. Este sistema possui 45 barras, 10 geradores síncronos de modelo clássico (6625 MW / 27 Mvar), 24 cargas (6470 MW / 732 Mvar) e 6 reatores (880 Mvar). Os dados de fluxo de potência do sistema e dinâmicos dos geradores podem ser encontrados em [17]. Neste sistema, será introduzido um parque eólico, cujo diagrama pode ser observado na Figura 6. Fig. 4. Subsistemas do aerogerador tipo D. O modelo foi concebido considerando-se que as variáveis mecânicas do aerogerador não são relevantes, devido ao desacoplamento entre o aerogerador e a rede elétrica, proporcionado pelo conversor eletrônico de potência, que rege o Fig. 6. Sistema elétrico de um parque eólico. Este sistema possui 4 barras, em que o ponto de interconexão (POI), representa uma barra do sistema de 45 barras.

4 V SIMPÓSIO BRASILEIRO DE SISTEMAS ELÉTRICOS, ABRIL O parque eólico é composto por 144 unidades de 1,5 MW cada para aerogeradores tipo C. Para aerogeradores tipo D, o parque totaliza 86 unidades de 2,5 MW cada. Os dados de fluxo de potência do sistema e dinâmicos dos aerogeradores podem ser encontrados em [9-11], [13] e [14]. O sistema teste compreende o sistema de 45 barras acrescentado do sistema do parque eólico. Devido à adição de potência ao sistema de 45 barras, as cargas foram proporcionalmente aumentadas de forma a manter o balanço de potência no novo sistema. As conexões ocorrem separadamente em duas barras, 374 e 396, cujas tensões são de 230 kv. níveis adequados. Percebe-se que logo após a falta e durante esta, ambos aerogeradores mantém o fornecimento de potência reativa ao sistema. Tanto a tensão como a potência reativa sofrem oscilações após a eliminação da falta, de forma mais acentuada para o aerogerador tipo C. V. SIMULAÇÕES O sistema teste é simulado para um parque eólico composto por um conjunto de aerogeradores, tipo C ou tipo D. Também, é simulado o sistema teste substituindo o parque eólico por um gerador síncrono de modelo clássico, de potência equivalente e cujos dados dinâmicos correspondem ao gerador síncrono situado na barra 369. Os três casos simulados são: caso I - sistema cujo parque eólico é conectado à barra 374, curtocircuito trifásico sólido aplicado muito próximo à barra 374, com a posterior retirada da linha 2, ; caso II - a mesma falta é aplicada muito próxima à barra 504, com a retirada da mesma linha anterior; caso III - para o parque eólico conectado à barra 396, o curto-circuito trifásico sólido é aplicado muito próximo a esta barra, com a posterior retirada da linha Ao todo são realizadas nove simulações, compreendendo os três casos para cada sistema de geração. O software PSS/E utiliza os dados de fluxo de potência como condições iniciais para as simulações dinâmicas. Para o fluxo de potência, utiliza-se o método de Newton-Raphson e para as simulações dinâmicas, utiliza-se o método de Euler modificado, cujo passo de integração é de 0, s. VI. RESULTADOS A seguir, apresentam-se os resultados das simulações. A. Análise I - comparações entre aerogeradores Um sistema elétrico de potência é transitoriamente estável, se possui a capacidade de encontrar um ponto de operação estável após a ocorrência de um grande distúrbio [18]. Em sistemas elétricos de potência que apresentam grandes penetrações de aerogeradores, os modelos genéricos de unidades eólicas foram concebidos para investigar o comportamento dinâmico das variáveis que pertencem a cada modelo, sejam de natureza elétrica ou mecânica, para análises de estabilidade em curto período de tempo e sistemas severamente perturbados [3] e [4]. A Figura 7 mostra o perfil da tensão para o caso II, cuja duração da falta é de 166 ms. Nesta situação, o sistema é transitoriamente estável. A curva de suportabilidade a afundamentos de tensão, Low Voltage Ride Through (LVRT), segue o padrão determinado pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico [19]. Verifica-se que o aerogerador tipo D viola a curva LVRT, permitindo-se que o mesmo seja desconectado do sistema. Isto ocorre devido ao imediato decréscimo do fornecimento de potência reativa, conforme mostra a Figura 8. Já o aerogerador tipo C consegue manter a tensão em Fig. 7. Tensão terminal - vermelho: tipo C - azul: tipo D. Fig. 8. Potência reativa - vermelho: tipo C - azul: tipo D. A Figura 9 mostra que para ambos os aerogeradores, a potência ativa sofre um decréscimo imediato no início da falta e se mantém em nível baixo durante esta. Logo após a eliminação da falta, ocorrem oscilações acentuadas para o aerogerador tipo C. Fig. 9. Potência ativa - vermelho: tipo C - azul: tipo D. Para o aerogerador tipo D, o desacoplamento total torna o mesmo menos sensível às perturbações oriundas da rede.

5 V SIMPÓSIO BRASILEIRO DE SISTEMAS ELÉTRICOS, ABRIL Ainda que o modelo ignore as variáveis mecânicas, o mesmo representa de forma fiel o comportamento do aerogerador [16]. As Figuras 10 e 11 mostram o torque aerodinâmico e o ângulo de pitch para o aerogerador tipo C, cujo módulo mecânico é aqui representado por duas massas e por uma massa. Fig. 10. Torque aerodinâmico - vermelho: duas massas - preto: uma massa. Tipo C e Tipo D referem-se aos sistemas compostos por geradores síncronos e aerogeradores tipo C ou tipo D e GS ao sistema composto somente por geradores síncronos. Em todas as situações o TCA é superior para os sistemas que empregam aerogeradores. Este fato mostra que a capacidade que as unidades eólicas possuem em controlar as potências ativa e reativa durante a falta torna o sistema menos susceptível à instabilidade. Também, verifica-se que quanto mais próxima a falta do parque eólico, o sistema apresenta maior resistência a perder a estabilidade. A Tabela I mostra que para o caso II e sistemas tipo C e tipo D, os TCAs são muito superiores às demais situações. Salienta-se que os geradores síncronos em estudo não apresentam reguladores de tensão e de velocidade, o que torna os mesmos mais susceptíveis à instabilidade. C. Análise III - sincronismo e aerogeradores Tratando-se de geradores síncronos, a estabilidade transitória pode ser definida como a habilidade que o sistema apresenta em manter o sincronismo dos geradores quando sujeito a severas perturbações [20]. A Figura 12 mostra o sincronismo entre os geradores síncronos para o caso I. Observa-se na Figura 13, que ambos aerogeradores permanecem estáveis. Fig. 11. Ângulo de pitch - vermelho: duas massas - preto: uma massa. Percebe-se que o torque aerodinâmico diminui no momento da falta. Isto ocorre devido à atuação do controle de pitch, que altera a posição das pás de forma a limitar a potência mecânica disponível no rotor da turbina. As oscilações de alta frequência para o módulo mecânico representado por duas massas tem origem nas torções dos eixos, que provocam deslocamentos angulares entre as extremidades destes [2], [3], [9] e [16]. Fig. 12. Ângulo dos geradores síncronos - tempo de abertura de 166 ms. B. Análise II - comparações entre tempos críticos de abertura O tempo crítico de abertura (TCA), pode ser definido como o tempo máximo de duração da falta em que o sistema permanece estável [18]. A Tabela I mostra os TCAs para os casos e sistemas simulados. TABELA I COMPARAÇÕES ENTRE TEMPOS CRÍTICOS DE ABERTURA Caso POI Barra da falta Tipo C Tipo D GS I ms 166 ms 91 ms II > 1 s > 1 s 166 ms III ms 225 ms 150 ms Fig. 13. Tensão terminal - vermelho: tipo C - azul: tipo D. Para o mesmo caso anterior, a Figura 14 mostra a perda de sincronismo entre os geradores síncronos e a Figura 15 mostra que ambos aerogeradores não encontram um ponto de operação estável após a eliminação da falta. Para os três casos simulados, se os geradores síncronos perdem o sincronismo, os aerogeradores não mais operam de forma estável.

6 V SIMPÓSIO BRASILEIRO DE SISTEMAS ELÉTRICOS, ABRIL Fig. 14. Ângulo dos geradores síncronos - tempo de abertura de 167 ms. Fig. 15. Tensão terminal - vermelho: tipo C - azul: tipo D. VII. CONCLUSÕES Da análise I, observa-se que o comportamento dinâmico de ambos aerogeradores são coerentes com as características apresentadas nas seções II e III. Da análise II, concluise que os sistemas elétricos de potência compostos por aerogeradores de velocidade variável apresentam TCAs superiores para os casos simulados, o que revela o impacto positivo destes em estabilizar o sistema. Se os modelos dos geradores síncronos apresentassem reguladores de tensão e de velocidade, certamente os resultados seriam diferentes no contexto da estabilidade transitória e as diferenças entre os TCAs mostrariam-se provavelmente reduzidas. Também, para o sistema que apresenta geradores síncronos e aerogeradores de velocidade variável, mostra-se que as faltas que ocorrem mais próximas ao parque eólico provocam menores impactos aos geradores síncronos. Da análise III, verifica-se que em todos os casos simulados, a perda de sincronismo entre os geradores síncronos provoca oscilações ao sistema, de tal forma a impossibilitar a operação estável dos aerogeradores. AGRADECIMENTOS Os autores agradecem à CAPES pelo auxílio financeiro proporcionado à realização desta pesquisa. REFERÊNCIAS [1] H. Li e Z. Chen, Overview of Different Wind Generator Systems and their Comparisons, IET Renewable Power Generation, v. 2, p , [2] J. G. Slootweg, Wind Power Modelling and Impact on Power System Dynamics, Tese de Doutorado, Universidade Técnica de Delft, Delft, Holanda, [3] T. Ackermann, Wind Power in Power Systems, 1a ed. Chichester, Inglaterra: John Wiley & Sons, [4] V. 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Possui graduação em Engenharia Industrial Elétrica com ênfase em Eletrotécnica pela Universidade Tecnológica Federal do Paraná (2011). Possui formação profissional em Eletrotécnica Industrial pelo SENAI (2004). Membro estudante do IEEE e SBA desde Luís Fernando Costa Alberto é professor associado do Departamento de Engenharia Elétrica e de Computação da Escola de Engenharia de São Carlos, da Universidade de São Paulo, Diretor Secretário da Sociedade Brasileira de Automática ( ) e membro do Comitê Técnico Power and Energy Circuits and Systems do IEEE Circuits and System Society. É autor do livro Análise de Estabilidade de Sistemas Eletroenergéticos e de um capítulo de livro sobre estabilidade e equilíbrio que foi publicado na Enciclopédia de Automática da SBA. Graduou-se em Engenharia Elétrica pela EESC, USP (1995). É mestre (1997) e doutor (2000) em Engenharia Elétrica pela EESC, USP, ingressando nesta como professor em Participou de estágio pós-doutoral em Cornell University (2005) e foi professor visitante desta universidade por um período de um ano (2012). Membro do IEEE desde 1994 e da SBA desde Recebeu o prêmio Instituto de Engenharia em 1995 por ter sido o melhor aluno da EESC naquele ano.

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