UNIVERSIDADE FEDERAL DA BAHIA ESCOLA POLITÉCNICA PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA ELÉTRICA

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1 UNIVERSIDADE FEDERAL DA BAHIA ESCOLA POLITÉCNICA PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA ELÉTRICA PRISCILLA SOUZA NEVES INTERLIGAÇÃO DA GERAÇÃO EOLIELÉTRICA COM O SISTEMA ELÉTRICO DE POTÊNCIA DISSERTAÇÃO DE MESTRADO EM ENGENHARIA ELÉTRICA SALVADOR 2014

2 Página em branco.

3 PRISCILLA SOUZA NEVES INTERLIGAÇÃO DA GERAÇÃO EOLIELÉTRICA COM O SISTEMA ELÉTRICO DE POTÊNCIA Dissertação apresentada ao Programa de Pós Graduação em Engenharia Elétrica, Escola Politécnica, Universidade Federal da Bahia, como requisito para obtenção do grau de Mestre em Engenharia Elétrica. Orientador: Profª. Drª. Cristina de Abreu Silveira SALVADOR 2014

4 N513 Neves, Priscilla Souza. Interligação da geração eolielétrica com o sistema elétrico de potência/ Priscilla Souza Neves. Salvador, f. : il. color. Orientadora: Profª. Drª. Cristina de Abreu Silveira. Dissertação (mestrado) Universidade Federal da Bahia. Escola Politécnica, Energia eólica. 2. Sistemas de energia elétrica. 3. Impacto ambiental. 4. Interligação em rede. I. Silveira, Cristina de Abreu. II. Universidade Federal da Bahia. III. Título. CDD:

5 PRISCILLA SOUZA NEVES INTERLIGAÇÃO DA GERAÇÃO EOLIELÉTRICA COM O SISTEMA ELÉTRICO DE POTÊNCIA Dissertação apresentada ao Programa de Pós Graduação em Engenharia Elétrica, Escola Politécnica da Universidade Federal da Bahia, como requisito para obtenção do título de Mestre em Engenharia Elétrica. Aprovado em: 13/03/2014 BANCA EXAMINADORA i

6 AGRADECIMENTOS Agradeço a Deus por me dar força e saúde para superar as dificuldades impostas nesta vida. Agradeço à minha família que sempre apoiou as decisões e escolhas feitas durante todo este tempo dedicado aos estudos. Agradeço a Profª. Drª. Cristina de Abreu Silveira pela colaboração e contribuição durante o desenvolvimento desta dissertação de mestrado. Agradeço a Janaina Almada, mestranda da Universidade Federal do Ceará, pela colaboração e auxilio no decorrer das simulações computacionais. Agradeço a Pedro Leoni, Engenheiro da Renova Energia, pelos esclarecimentos acerca dos Parques Eólicos na Bahia. Agradeço ao LABEFEA/UFBA pela disponibilidade de espaço e contribuição na elaboração deste trabalho. Finalmente, agradeço a todos os amigos, colegas e parceiros que direta ou indiretamente contribuíram para a elaboração deste trabalho. Muito Obrigada. ii

7 Viver e não ter a vergonha de ser feliz. Cantar e cantar e cantar a beleza de ser um eterno aprendiz. Gonzaguinha iii

8 RESUMO Nas últimas décadas a energia eólica tem tido uma participação significativa na matriz energética de vários países e com isso, a discussão acerca da influência que a conexão de parques eólicos pode causar na rede, preservando a qualidade da energia e estabilidade do sistema tornou-se tema da maior importância para o setor. Este trabalho trata da interligação de parques eólicos ao sistema elétrico de potência (SEP) destacando os impactos que essas novas instalações podem causar à operação do sistema elétrico. Dentro desta proposta, é apresentado um panorama da energia eólica no mundo e sua evolução no Brasil, a capacidade eólica instalada, as configurações, classificações e regulamentações da integração dos sistemas eólicos à rede elétrica. Também são abordados os impactos da interligação de parques eólicos ao sistema elétrico no âmbito da qualidade da energia elétrica e dos afundamentos de tensão decorrentes de curtos-circuitos no sistema no ponto comum de conexão com a rede, além dos impactos que as centrais eólicas podem provocar ao meio ambiente. As análises realizadas neste estudo buscaram avaliar o comportamento do parque eólico interligado ao SEP de acordo com os critérios estabelecidos pelo operador do sistema elétrico (ONS) nas condições mais severas de operação, no que tange à sua capacidade de suportabilidade às faltas na rede elétrica. Palavra-chave: Interligação, energia eólica, impactos, qualidade da energia, afundamentos de tensão. iv

9 ABSTRACT In recent decades wind energy has had a significant share in the energy matrix from various countries and with that, the discussion about the influence that the connection of wind farms can cause in the power grid, preserving power quality and system stability has become the subject of most importance for the sector. This paper broaches the interconnection of wind farms in power system highlighting the impacts that these new installations may cause the operation of the electric system. Within this proposal, an overview of wind energy in the world and its development in Brazil's installed wind capacity, settings, classifications and regulations of the integration of wind farms to the grid is displayed. Are also addressed the impact of the interconnection of wind power to the electrical system within the power quality parks, to the variations of short - term effects of short circuits in the system voltage, the temporal variability of these effects at the point of connection to the network the Point of Common Connection (PCC), in addition to the impact that the installation of wind power plants can cause the environment. The analyzes performed in this study sought to evaluate the behavior of the wind farm connected to the power system in accordance with criteria established by the operator of the electric system (ONS) in the most severe operating conditions, in terms of its ability to withstand faults in the power grid. Keyword: Interconnection, wind power, impact, power quality, voltage sags. v

10 SUMÁRIO 1. INTRODUÇÃO ENERGIA EÓLICA NO BRASIL MOTIVAÇÃO E OBJETIVOS DA DISSERTAÇÃO ESTRUTURA DA DISSERTAÇÃO INTEGRAÇÃO DE PARQUES EOLIELÉTRICOS NO SISTEMA ELÉTRICO DE POTÊNCIA REVISÃO BIBLIOGRAFICA SISTEMAS DE GERAÇÃO EÓLICA SISTEMAS ISOLADOS SISTEMAS HÍBRIDOS SISTEMAS INTERLIGADOS CONFIGURAÇÕES DO AEROGERADOR CONSIDERAÇÕES PARA A CONEXÃO DE PARQUES EÓLICOS REGULAMENTAÇÃO TÉCNICA ANÁLISE DOS CÓDIGOS DE REDE REQUISITOS DE ACESSO À REDE ELÉTRICA NO BRASIL FORMAS DE ACESSO AO SISTEMA ELÉTRICO BRASILEIRO IMPACTOS DA CONEXÃO DE PARQUES EÓLICOS NO SEP QUALIDADE DA ENERGIA ELÉTRICA IMPACTOS EM REGIME PERMANENTE IMPACTOS EM REGIME DINÂMICO IMPACTOS EM REGIME TRANSITÓRIO VARIAÇÃO DE FREQUÊNCIA EFEITO DA INTERFERÊNCIA ELETROMAGNÉTICA (EMI) IMPACTOS AMBIENTAIS ESTUDO DE CASO vi

11 6.1 REPRESENTAÇÃO DE PARQUES EÓLICOS PARA ESTUDOS NO SEP APRESENTAÇÃO DO PARQUE EÓLICO EM ESTUDO MODELAGEM IMPACTOS ELÉTRICOS AFUNDAMENTOS EQUILIBRADOS AFUNDAMENTOS DESEQUILIBRADOS ANÁLISE DOS RESULTADOS OBTIDOS CONCLUSÕES SUGESTÕES PARA TRABALHOS FUTUROS REFERÊNCIAS APÊNDICE A APÊNDICE B ANEXO A ANEXO B vii

12 LISTA ABREVIATURAS E SIGLAS ABEEólica AMT AVF-SCIG Gaiola Associação Brasileira de Energia Eólica Afundamento Momentâneo de Tensão Aerogerador de Velocidade Fixa com Gerador de Indução de Rotor em AVV-GIDA Aerogerador de Velocidade Variável com Gerador de Indução Duplamente Alimentado AVV-PMSG Aerogerador de Velocidade Variável com Gerador Síncrono de Imãs Permanentes AVV-WRSG Aerogerador de Velocidade Variável com Gerador Síncrono Alimentado Eletricamente CLM CLR DFIG DTH EIA EMI EPE FT GIDA GWEC IEEE LFA LRE ONS Conversor do Lado da Máquina Conversor do Lado da Rede Doubly Fed Induction Generator Distorção de Tensão Harmônica Estudo de Impacto Ambiental Eletromagnetic Interference Empresa de Pesquisa Energética Fator de Transferência Gerador de Indução Duplamente Alimentado Global Wind Energy Council Institute of Eletrical and Eletronics Engineers Leilão de Fontes Alternativas Leilão de Reserva Operador Nacional do Sistema Elétrico viii

13 PCA PCC PCH PMSG PROINFA PROREDE QEE RAS SCIG SEP SIN VTCD WRSG WWEA Projeto de Controle Ambiental Ponto de Conexão Comum Pequena Central Hidrelétrica Permanent Magnet Synchronous Generator Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica Procedimentos de Rede Qualidade da Energia Elétrica Relatório Ambiental Simplificado Squirrel-Cage Induction Generator Sistema Elétrico de Potência Sistema Interligado Nacional Variação de Tensão de Curta Duração Wound Rotor Synchronous Generator World Wind Energy Association ix

14 LISTA DE FIGURAS Figura 1 Capacidade eólica instalada no período de 1997 a Figura 2 Capacidade eólica instalada em diversos países Figura 3 Matriz de eletricidade brasileira Figura 4 Potência eólica instalada de 2005 até Figura 5 Configuração de um sistema eólico isolado Figura 6 Configuração do sistema híbrido solar-eólico-diesel Figura 7 Conexão através de um transformador por aerogerador à rede elétrica Figura 8 - Conexão através de um transformador por conjunto de aerogeradores à rede Figura 9 Grupo eólico de velocidade fixa conectada diretamente à rede elétrica Figura 10 Grupo eólico conectado à rede através de soft starter Figura 11 Grupo eólico conectado a rede através do conjunto retificador/inversor Figura 12 Grupo eólico com gerador de indução duplamente alimentado Figura 13 Grupo eólico com gerador com rotor (a) bobinado; (b) ímãs permanentes Figura 14 Curva de suportabilidade a faltas para rede de distribuição Figura 15 Curva de suportabilidade à falta no nível de transmissão Figura 16 Curva LVRT aos centros geradores de energia em Portugal Figura 17 - Suportabilidade a faltas no sistema de transmissão Figura 18 Curva de suportabilidade à falta aplicada no Canadá Figura 19 Curva de suportabilidade a faltas para parques eólicos conectados a rede Figura 20 Curva de suportabilidade a falta na rede básica dos aerogeradores Figura 21 Aerogerador contendo circuito de proteção crowbar Figura 22 Tipos de circuito de proteção crowbar Figura 23 Dispersão dos sinais eletromagnéticos pelas turbinas eólicas Figura 24 Exemplo de conexão de parque eólico com o SEP Figura 25 Esquema elétrico do parque eólico em estudo x

15 Figura 26 Parque eólico no PSCAD Figura 27 Interação entre o modelo da turbina e gerador Figura 28 Máquina de indução no referencial dq síncrono Figura 29 Topologia do conversor do lado da máquina Figura 30 Topologia do conversor do lado da rede Figura 31 Bloco correspondente à falta trifásica e controle do tempo da falta Figura 32 Circuito correspondente ao controle da intensidade da falta trifásica Figura 33 - Afundamento de tensão de 60% no PCC Figura 34 Afundamento de tensão de 40% no PCC Figura 35 Afundamento de tensão de média severidade Figura 36 Atuação da proteção crowbar no inicio do afundamento de tensão Figura 37 Atuação continua do crowbar após restauração do sistema Figura 38 Atuação do sistema de proteção do parque eólico Figura 39 Afundamento de tensão de 80% dentro de 500 ms Figura 40 Atuação do disjuntor de proteção do parque eólico Figura 41 - Corrente do rotor durante afundamento de tensão com uso do crowbar Figura 42 Bloco lógico para simulação de faltas assimétricas Figura 43 Falta monofásica aplicada no PCC Figura 44 Afundamento de tensão oriundo de falta monofásico no PCC Figura 45 Amortecimento da corrente no rotor durante o afundamento de tensão Figura 46 Correntes oriundas da falta bifásica do tipo Fase-Fase no PCC Figura 47 Afundamento de tensão devido à falta bifásica no PCC Figura 48 Afundamento de tensão devido à falta bifásica para terra Figura 49 Tensão na fase não afetada pela falta bifásica Figura 50 Correntes do PCC oriunda da falta bifásica para terra Figura 51 Ativação do crowbar durante o afundamento de tensão xi

16 LISTA DE TABELAS Tabela 1 Capacidade eólica instalada por estado no Brasil Tabela 2 Classificação das tensões no Brasil Tabela 3 - Condições de suportabilidade a faltas de parques eólicos na Dinamarca Tabela 4 - Sumário da suportabilidade a faltas de parques eólicos para diferentes países.. 31 Tabela 5 Efeitos das turbinas eólicas no sistema elétrico Tabela 6 Faixa da tensão de leitura (TL) em relação à tensão contratada (TC) Tabela 7 Limites globais de tensão expressos em (%) da tensão fundamental Tabela 8 Limites globais de flutuação de tensão Tabela 9 Fatores de transferência (FT) Tabela 10 Denominação das variações de tensão de curta duração Tabela 11 Comparação dos impactos entre fontes de energia xii

17 1. INTRODUÇÃO A pressão ambiental a favor da redução do uso de fontes de energia poluentes, a diminuição dos níveis de armazenamento dos reservatórios das hidrelétricas, a necessidade de suprir a crescente demanda por energia elétrica, a escassez de petróleo associado à volatilidade do preço do barril e a diversificação da matriz energética, são alguns dos elementos que impulsionam o crescimento das fontes renováveis, e.g. eólica, solar, biomassa e pequenas centrais hidrelétricas (PCHs). Neste cenário, o Brasil também reconheceu a necessidade de ampliar e diversificar a matriz energética nacional, através das fontes alternativas de energia que até então não tinham sua utilização em larga escala devido ao custo pouco competitivo se comparado às fontes tradicionais de energia elétrica, pois, apesar de possuir cerca de 70% da sua geração de energia obtida a partir de usinas hidrelétricas, que são fontes de energia limpa, estas possuem restrições por causar grandes impactos ambientais (WWF, 2012). O aproveitamento da energia eólica vem se destacando como uma fonte promissora e economicamente competitiva, pois, com o avanço tecnológico alcançado nos últimos anos, o custo da geração eólica está se aproximando dos custos das fontes convencionais de energia devido aos incentivos governamentais empregados e o aumento da escala de produção neste setor. Os incentivos permitem que os sistemas de conversão eólica não só tenham a tecnologia necessária para a geração de energia oriunda dos grandes parques eólicos, como também permite a utilização na forma de geração distribuída, visando flexibilizar o sistema elétrico com o consequente aumento na segurança operacional, na redução de perdas de transmissão de energia e também, na diminuição dos grandes impactos socioambientais inerentes a expansão energética. O paradigma de produção e consumo de energia com economia, eficiência e segurança e a integração das fontes renováveis com as fontes convencionais leva a um novo modelo de sistema de geração de energia elétrica menos centralizada que o atual, como por exemplo, as redes inteligentes que preveem o uso de sistemas de geração de energia local em pequena escala (micro geração), preferencialmente renovável, e o gerenciamento do consumo. Neste aspecto, a interligação de parques eólicos ao Sistema Elétrico de Potência (SEP) oferece maior segurança no suprimento nos momentos em que a produção por fontes tradicionais é menor (MME, 2010). 1

18 O gráfico da Figura 1 mostra a evolução mundial da instalação de parques eólicos no período de 1997 a 2013, na qual fica evidente a quantidade de potência eólica, 318 GW, inserida no setor elétrico até 2013 (WWEA, 2014). Figura 1 Capacidade eólica instalada no período de 1997 a (WWEA, 2014) (Adaptada) O gráfico da Figura 2 evidencia a baixa expressividade da geração eólica do Brasil no cenário mundial, a despeito dos investimentos no setor, tendo atingido MW instalados (WWEA, 2013). Figura 2 Capacidade eólica instalada em diversos países. (WWEA, 2013) (Adaptada) 2

19 O intenso incremento de capacidade nos últimos anos provocou a redução dos custos da tecnologia eólica disponível no mercado, hoje associado aos incentivos governamentais de cada país. Isso estimula o desenvolvimento de conhecimento e empregos e contribui para a expansão da oferta energética e, o Brasil, apesar de possuir um potencial econômico evidentemente menor quando comparado com os países líderes em instalação eolielétrica, já possui experiência na execução de programas de incentivo a fontes limpas que visam à ampliação da capacidade de geração de energia elétrica. 1.1 ENERGIA EÓLICA NO BRASIL Apesar da energia eólica ainda ser pouco representativa na matriz energética nacional quando comparada com o aproveitamento do potencial das fontes hídricas e térmicas, atualmente a capacidade eólica instalada no Brasil responde por aproximadamente 2% da potência elétrica gerada, como apresentado no gráfico da Figura 3 (ABEEólica, 2013). Figura 3 Matriz de eletricidade brasileira. (ABEEólica, 2013) A ampliação da capacidade de gerar energia elétrica a partir da fonte eólica no Brasil foi iniciada em 2002, com a criação do Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica (PROINFA), que estimulou o desenvolvimento de fontes alternativas de energia destinadas a diversificar a matriz energética do país, sendo MW de capacidade distribuída entre as fontes contempladas, MW foram de projetos de geração eolielétrica. Registrou a existência de 51 parques eólicos totalizando 926 MW de potência instalada correspondentes a 40 projetos deste programa até 2010 (Renergy, 2010). 3

20 Com o PROINFA, a geração eólica continua recebendo incentivos através de mecanismos de contratação regulada habilitados pelo MME, para a contratação de energia elétrica através de leilões (LER-2009, LFA-2010, LER-2010, LER 2011 e LFA 2012), que permitirá aumentar até MW de potência eólico instalado para o horizonte de 2013 e 8.802,1 MW até O gráfico da Figura 4 apresenta a potência eólica instalada no Brasil de 2005 com previsão de ampliação da capacidade eólica até 2017 (ABEEólica, 2013). Figura 4 Potência eólica instalada de 2005 até (ABEEólica, 2013) Nestas circunstâncias, a implantação de usinas eolielétricas 1 continua sendo uma alternativa para o setor elétrico, pois boa parte deste crescimento é devido ao compromisso os países assinantes do protocolo de Kyoto em cumprir seus acordos de redução das emissões de gases de efeito estufa (Procobre, 2010). Investimentos na ampliação da capacidade de geração de energia elétrica a partir da exploração das fontes eólica, biomassa, solar e PCHs, trazem benefícios com relação aos custos de produção de energia, diminuem a emissão de gases do efeito estufa e aumentam a oferta energética. Bem como, 1 Eolielétrica Expressão adotada pela ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica) para designar Usinas Eólicas ou Parques Eólicos. 4

21 a utilização e tecnologias limpas também contribui para elevar o país a uma posição de destaque na economia de baixo carbono 2. Além disso, o aproveitamento da energia dos ventos nesta região apresenta um aspecto estratégico e favorável para a geração de energia elétrica nacional (MME, 2010). Como por exemplo, a complementaridade sazonal da gestão hídrica e eólica potencializa uma maior estabilidade na oferta de energia, já que em períodos de estiagem, quando as barragens estão em seu nível mais baixo, coincidem com o período de maior incidência e intensidade de ventos. Com isso, há um equilíbrio quase perfeito entre a geração das usinas eolielétrica e hidrelétrica para garantir o suprimento de energia contínuo e confiável ao longo do ano, o que diminui os riscos de apagões energéticos, além de preservar as bacias hidrográficas fechando ou minimizando o uso das hidrelétricas. O melhor exemplo desta sazonalidade está na região do Rio São Francisco. Esta complementaridade justifica os investimentos do setor elétrico que contemplam principalmente a geração eólica, em face da baixa pluviosidade e a distribuição geográfica dos recursos hídricos existentes no país. Segundo a ABEEólica, atualmente a região Nordeste possui 81 dos 111 parques eólicos em funcionamento no Brasil, dos quais 25 estão no estado do Rio Grande do Norte (capacidade total de 727,2 MW), como mostrado na Tabela 1 (ABEEólica, 2013). Tabela 1 Capacidade eólica instalada por estado no Brasil. (ABEEólica, 2013) Estado Número de Parques Potência Instalada (MW) Pernambuco 5 24,8 Rio de janeiro 1 28,1 Sergipe 1 34,5 Paraíba 13 69,0 Santa Catarina ,4 Bahia ,5 Rio Grande do Sul ,0 Ceará ,8 Rio Grande do Norte ,2 Total ,25 2 Economia de Baixo Carbono Processos produtivos e soluções tecnológicas que resultam em menor impacto sobre o clima do planeta, com destaque para a busca de eficiência e alternativas energéticas, redução de emissões e gestão em sustentabilidade. 5

22 Considerando o perfil do sistema elétrico brasileiro com geração hidroelétrica de grande porte, distantes dos centros de consumo, e a necessidade de ampliar e flexibilizar esse sistema através da diversificação da matriz energética, de modo a atender a demanda crescente e a evitar o colapso energético, é interesse do Setor avaliar as possibilidades de integração de geração eólica ao sistema elétrico existente, em todas as configurações possíveis: Como sistema isolado, em locais que ainda não são atendidos pela rede elétrica existente; Como grandes centros geradores de energia, que são usinas eólicas de grande porte; Como geração distribuída, em utilização direta pelos consumidores. Estudos vêm sendo feitos com relação aos problemas inerentes à integração dos sistemas eolielétricos e o SEP convencional, quanto às variações de potência devido às oscilações da velocidade do vento, a possibilidade de conexão de aerogeradores em locais remotos com pontos de acesso com baixa potência de curto-circuito, a variabilidade da tecnologia empregada na conversão eolielétrica que têm sido as principais questões consideradas quanto à inserção segura desta fonte. Desta forma, a fim de estender as análises e considerando aspectos transitórios do sistema elétrico, os objetivos desta dissertação são apresentados no item seguinte. 1.2 MOTIVAÇÃO E OBJETIVOS DA DISSERTAÇÃO Devido ao crescimento exponencial do número de usinas pelo mundo e no Brasil, como já mencionado anteriormente, a participação da energia eólica na rede elétrica tem aumentado bastante e, por conseguinte, os aerogeradores começam a interagir com cargas e outros componentes do sistema elétrico, influenciando o comportamento sistêmico como um todo (Mendes et al., 2008). Sendo assim, esforços têm se desenvolvido para o estudo da integração de aerogeradores com a rede elétrica. Em vários países, os operadores do sistema elétrico têm desenvolvido critérios para a integração de usinas eólicas a rede elétrica. Estes critérios agregam, entre outros requisitos, a suportabilidade de usinas frente à faltas ( ride-through fault capability ou RTF) (Erlich and Bachmann, 2005), isto é, a capacidade de manter-se conectadas à rede durante afundamentos momentâneos de tensão (AMTs) no ponto comum de conexão (PCC). No 6

23 Brasil, como em várias nações, um requisito de suportabilidade frente à AMTs foi proposto pelo ONS buscando garantias para a manutenção da qualidade da energia e da estabilidade do sistema elétrico. Os requisitos presentes nos códigos de rede mais modernos, no que se refere aos aerogeradores, são abrangentes e podem tratar os parques eolielétricos cada vez mais como uma usina convencional no SEP. Neste contexto, o objetivo geral deste trabalho é apresentar os aspectos da interligação de sistemas eolielétricos ao sistema elétrico mostrando as principais configurações e requisitos técnicos relacionados à conexão, destacando os impactos da operação destes sistemas no ponto de conexão comum (PCC). O objetivo específico é analisar o comportamento de um parque eólico conectado à rede de transmissão frente aos afundamentos de tensão no ponto comum de conexão (PCC) diante de curtos-circuitos no sistema elétrico de acordo com os requisitos de suportabilidade dos aerogeradores a sobtensões low voltage ride-through - (LVRT), definidos nos Procedimentos de Rede do Sistema Elétrico Brasileiro. Devido ao fato do afundamento de tensão ser um dos principais responsáveis pela queda na qualidade de energia do sistema, o estudo do mesmo será de grande relevância para o presente trabalho, pois o comprometimento da qualidade da energia pode ocasionar prejuízos financeiros, parando processos fabris, apesar de existirem dispositivos eletrônicos que possibilita uma rápida compensação de afundamentos. 1.3 ESTRUTURA DA DISSERTAÇÃO Esta dissertação encontra-se dividida em oito capítulos. Este capítulo Introdução - traz uma breve introdução sobre a energia eólica mostrando as perspectivas da energia eólica mundial e no Brasil destacando os países que utilizam a geração eólica a fim de diversificar a matriz energética nacional e apresenta a proposta desta dissertação. O capítulo dois Integração de Parques Eolielétricos no Sistema Elétrico de Potência apresenta uma pesquisa bibliográfica com a finalidade de contextualizar o tema e servir de referencial para as conclusões obtidas nas simulações realizadas no presente trabalho. Na sequência, o capítulo três Sistemas Eólicos - apresenta os tipos de sistemas eólicos e suas topologias. O capítulo quatro - Considerações para a Conexão de Parques Eólicos apresenta as principais regulamentações e requisitos técnicos para a conexão de parques eólicos à rede elétrica. O capítulo cinco - Impactos da Interligação de Parques 7

24 Eólicos ao SEP - aborda os impactos da interligação de parques eólicos no sistema elétrico no âmbito da qualidade de energia elétrica, com foco nas variações de tensão de curta duração decorrentes de curtos-circuitos ocorridos no ponto de interligação dos sistemas. O capítulo seis - Estudo de Caso- apresenta uma simulação de um caso exemplo de interligação de um parque eólico à rede elétrica diante de afundamentos de tensão no ponto de conexão comum (PCC). O capítulo sete Conclusões e Recomendações - aponta as conclusões resultantes deste trabalho e indica propostas de continuidade e aprofundamento do tema pesquisado e áreas afins. 8

25 2. INTEGRAÇÃO DE PARQUES EOLIELÉTRICOS NO SISTEMA ELÉTRICO DE POTÊNCIA Inicialmente, unidades eólicas eram utilizadas de forma isolada, fornecendo baixa potência para pequenos consumidores em formas híbridas de geração, tais como sistemas compostos por unidades eólicas e baterias ou unidades eólicas e geradores a diesel, o que caracterizou os primeiros sistemas eólicos a conectarem-se no sistema elétrico de alguns países. Com o desenvolvimento de tais sistemas de conversão de energia, os aerogeradores adquiriram potências elevadas e a conexão destes ao sistema elétrico passou a ser realizada em maior escala, primeiramente em sistemas de distribuição de energia elétrica conectadas diretamente à rede elétrica, de forma unitária ou em conjunto, formando os parques eólicos. Com a evolução tecnológica experimentada no setor eólico ao longo dos anos, os parques eólicos passaram a gerar uma quantidade elevada de potência a ser inserida no sistema elétrico e o grupo de aerogeradores é então conectado ao sistema de transmissão de energia elétrica. O comportamento do SEP é ditado pelas características do sistema de geração e por determinados tipos de cargas. Um sistema elétrico constituído por sistemas de conversão de energia eólica apresenta um comportamento diferente dos sistemas elétricos convencionais, estes compostos por geradores síncronos, a exemplo das hidrelétricas. Dentre as tecnologias utilizadas na conversão eolielétrica destacam-se aerogeradores de velocidade fixa com geradores de indução de rotor em gaiola (AVF-SCIG) 3, aerogeradores de velocidade variável com geradores de indução com dupla alimentação (AVV-GIDA), aerogeradores de velocidade variável com geradores síncronos com conversor instalado no estator, sendo o rotor alimentado eletricamente (AVV-WRSG) ou por ímãs permanentes (AVV-PMSG). Até pouco tempo atrás, AVF-SCIG eram bastante empregados por se tratarem de máquinas robustas, porém, a tecnologia AVV-GIDA é uma das com maior penetração no mercado eólico devido às vantagens econômicas e operacionais, como a de utilizar conversores dimensionados para apenas uma parcela da potência nominal da máquina, geralmente 30% (Hansen et al., 2007). Apesar destas vantagens, a tecnologia GIDA é alvo de estudo em muitos trabalhos em decorrência da sua rápida expansão e também por este sistema ser suscetível a distúrbios provenientes da rede elétrica. Os 3 SCIG, WRSG e PWSG são siglas em inglês para Squirrel-Cage Induction Generator, Wound Rotor Synchronous Generator e Permanent Magnet Synchronous Generator, respectivamente. 9

26 detalhes sobre essa tecnologia de geração é largamente difundido na literatura, o que faz com que muitos estudos tratem desde a modelagem do sistema até o desenvolvimento de complexas estratégias de controle. Uma contribuição fundamental nesta área, e uma das primeiras, é a de (Akhmatov, 2003) que trata da modelagem de aerogeradores de indução. Outro trabalho relevante é o de (Kayikci et al., 2008) onde foram analisadas as simplificações dos modelos e parâmetros do GIDA. O progresso da tecnologia eólica experimentado nos últimos anos superou as expectativas, levando à redução de custos para níveis comparáveis, em muitos casos, com os dos métodos convencionais de geração de energia elétrica. Este desenvolvimento suscita uma série de desafios em matéria de operação estável da rede, qualidade de energia e de comportamento do sistema diante de distúrbios no sistema. Em geral, os grandes parques eólicos encontram-se em locais afastados e de difícil acesso onde as redes de conexão possuem impedâncias elevadas, entretanto, os problemas inerentes a esse tipo de geração, como variação da potência ativa e tensão no ponto comum de conexão (PCC) decorrentes da variação da velocidade do vento, podem tomar proporções maiores (Suvire et al., 2008). Pois, em projetos envolvendo fontes renováveis como a eólica, o reforço no sistema de transmissão pode inviabilizar o empreendimento já que o custo de capacidade de geração em termos de kw instalado é relativamente alto e os projetos envolvendo tais fontes são em geral de pequeno porte (baixa e média potência) (O Gorman et al., 2003). A incorporação da energia eólica, de forma significativa, no SEP pode afetar a operação do sistema. No passado, os requisitos para turbinas eólicas estavam focados principalmente na proteção do equipamento, de forma que, em caso de falha na rede, não era considerado o impacto que os aerogeradores poderiam ter sobre a rede elétrica, existindo regras para a desconexão. No entanto, com o aumento do nível de injeção de energia eólica, a perda de uma parte considerável de MW dos geradores eólicos em caso de falha na rede tornou-se inaceitável, já que a estabilidade do sistema de potência pode ser afetada negativamente. Para garantir a estabilidade do sistema elétrico, os operadores de sistemas elétricos em vários países definiram requisitos mínimos de conexão à rede para geradores eólicos, também conhecidos como grid code (ou procedimentos de rede, como denominado no Brasil) (Valentini, et al., 2008). Os requisitos de suportabilidade a afundamentos de tensão dos aerogeradores no PCC decorrentes de faltas na rede elétrica low ride-through são os motivos de análise deste trabalho. Nos Procedimentos de Rede, estabelecidos pela Aneel, o Submódulo

27 Requisitos técnicos mínimos para a conexão às instalações de transmissão, revisão esta capacidade é especificada por um perfil de tensão que os parques eólicos devem suportar e permanecerem conectadas à rede, mesmo que as quedas de tensão atinjam valores muito baixos. 2.1 REVISÃO BIBLIOGRAFICA Com o potencial de energia eólica, com significativa predominância na Região do Nordeste brasileiro, estudos vêm sendo feitos a fim de verificar os impactos da geração eólica no sistema. E a escolha adequada da tecnologia a ser adotada para os parques eólicos pode minimizar os impactos na qualidade de energia, estabilidade de tensão e estabilidade transitória, pois é um fator importante para o correto dimensionamento do sistema, como tratado no artigo da referência (Perrota et al., 2013). Com o crescente número de parques eólicos interligados ao SEP, as concessionárias que administram o sistema de transmissão vêm exigindo uma participação mais efetiva desse tipo de geração a fim de garantir que indicadores de qualidade de tensão e confiabilidade sejam preservados (Pires et al., 2008; Schulz, 2009; Yong et al., 2010). Como exemplo disso, tem-se o critério de suportabilidade a afundamentos momentâneos de tensão (AMTs). Até pouco tempo atrás, as centrais eólicas eram desconectadas do sistema caso a tensão em seus terminais caíssem abaixo de 0,8 pu. Atualmente, alguns códigos de rede estabelecem que na presença de um AMT nos terminais da central eólica, a mesma deve permanecer conectada durante um tempo. Na Alemanha, por exemplo, mesmo com a tensão no PCC chegando a zero, a central eólica deve permanecer conectada (Ferreira et al., 2008). Em alguns países europeus, onde os requisitos técnicos à conexão de centrais eólicas no SEP são mais severos, exige-se que as mesmas participem do controle primário de frequência com 3-5% da capacidade de potência fornecida. Dependendo da tecnologia utilizada na conversão eolielétrica, diversas questões junto aos operadores e proprietários de redes elétricas acessadas têm sido alvo de estudos em muitos trabalhos. Uma delas tem sido a influência da operação, em larga escala, de centrais eólicas sobre a estabilidade do sistema elétrico, a fim de evitar desvios na qualidade da energia decorrentes da conexão destas usinas. Os autores da referência (Santos et al., 2011) avaliaram os critérios atuais utilizados, e quando necessário, identifica novos critérios, relacionados com a instalação, tecnologia do aerogerador e características 11

28 da rede elétrica acessada, baseando-se em simulações de redes elétricas contempladas com usinas eólicas, com o objetivo de confirmar a possibilidade de atendimento aos requisitos impostos pelos códigos de rede. Autores (Abbey et al., 2005) sugerem que, com o aumento do consumo de energia em todo o mundo, a geração eólica, em especial, será inevitavelmente obrigada a aderir às mesmas normas que o sistema de geração de energia convencional. De acordo com a referência (Lima, 2009), os códigos para a conexão de parques eólicos à rede elétrica podem ser resumidos nos seguintes requisitos: (i) capacidade de resistir a quedas severas de tensões ou low voltage ride through; (ii) capacidade de controle de potência reativa capacitiva, e, num grau menor; (iii) capacidade de controlar a potência ativa de saída da fazenda eólica, como especificada pelos códigos alemão, britânico e irlandês (E.ON-DE, 2006; NGET-UK,2008;ESB-IE,2007). De acordo com a referência (Firmino et al., 2013), os PCC apresentam baixo nível de curto-circuito e diante disso, analisaram o comportamento do conjunto vento-turbina em estudos de impactos da conexão dos parques eólicos à rede elétrica, destacando os efeitos relacionados com as oscilações de potências, correntes e tensões e suas interações com os indicadores de flutuação de tensão, harmônicos e variações de tensão junto ao PCC através de modelagem matemática e modelos de máquinas elétricas. Modelagens matemáticas para simulação dinâmica de geradores eólicos de indução do tipo gaiola e de dupla alimentação ligados à rede de transmissão de energia elétrica são temas de vários artigos como (Ye et al., 2008; LI et al., 2009). Muitos trabalhos tratam da modelagem matemática do GIDA, projeto das suas malhas de controle e estudos de estabilidade, como Oliveira (2009), Mohamed et al. (2004), dentre muitos outros. Porém, um grande inconveniente para os aerogeradores de velocidade variável, especialmente os equipados com GIDA, é o seu funcionamento durante faltas na rede. Um curto-circuito na rede elétrica, mesmo longe do local do aerogerador, pode causar uma importante queda na tensão do PCC. Recentemente muitos artigos têm surgido tratando especificamente da questão da influência dos afundamentos de tensão no GIDA. Em Erlich et al mostra resultados de simulação do comportamento da tecnologia GIDA durante afundamentos de tensão equilibrados, enquanto em Seman et al as simulações mostram resultados para afundamentos desequilibrados. López et al apresentam o comportamento do 12

29 aerogerador GIDA frente a afundamentos equilibrados e desequilibrados, respectivamente, do ponto de vista matemático. Tendo em vista a exigência dos códigos de rede em manter os parques eolielétricos conectadas à rede durante os afundamentos, grande parte dos trabalhos que abordam o comportamento do GIDA durante os AMT s, descrevem também formas de melhorar o ride-through fault capability ou RTF dessa tecnologia. Uma forma de melhorar a suportabilidade e proteger o GIDA tratada na literatura é o uso do dispositivo crowbar. Lohde et al. (2007), Morren and de Haan (2005), Ling et al. (2009), Anaya-Lara et al. (2008), dentre outros artigos, mostram resultados do uso desse dispositivo, o qual também será utilizado e discutido no presente trabalho. Outros trabalhos (Hu et al., 2011) propõem estratégias de controle para a melhoraria o desempenho dos sistemas equipados com a tecnologia GIDA durante os afundamentos. A exemplo da referência (Mendes et al., 2012), que a implementação de estratégias de controle é proposta para reduzir as componentes natural e de sequência negativa das correntes do rotor através do uso de controladores ressonantes para modificar o comportamento do GIDA durante afundamento. Outro artigo (Cota et al., 2012) propõe controlar a resistência externa do aerogerador através do Método de Newton-Raphson, no qual os resultados mostraram que é possível diminuir a aceleração do gerador durante a falta e consequentemente retornar as condições anteriores ao afundamento em um menor intervalo de tempo. Para a elaboração da dissertação foi realizada a pesquisa bibliográfica com o objetivo de aprofundar e amadurecer o tema escolhido, observando-se os estudos já realizados em diversos países e as respostas encontradas em relação ao tema. Artigos foram citados sobre a interligação de parques eólicos equipados com aerogeradores GIDA diante de afundamentos de tensão no PCC, apresentando suas ideias principais e as pesquisas realizadas, com a finalidade de contextualizar o tema e servir de referencial para as conclusões obtidas nas simulações realizadas no presente trabalho. 13

30 3 SISTEMAS DE GERAÇÃO EÓLICA Os aerogeradores são equipamentos que realizam conversão de energia cinética contida nos ventos em energia elétrica. Esses podem apresentar diversos tipos e configurações devido à variedade de modificações que podem ser feitas na sua construção e instalação (Ackermann, 2005). Os sistemas eólicos podem ser classificados quanto a sua aplicação em: Sistemas isolados; Sistemas híbridos; Sistemas interligados à rede elétrica. A seguir serão apresentadas as principais características de cada aplicação do sistema eólico. 3.1 SISTEMAS ISOLADOS Os sistemas eólicos isolados destinam-se à alimentação de cargas sem conexão com a rede elétrica. Para garantir a continuidade do suprimento de energia, adota-se uma unidade de armazenamento de energia de forma que, na ausência de vento, a continuidade do fornecimento de energia seja garantida. Um exemplo de sistema de armazenamento utilizado é o banco de baterias que necessita de um dispositivo de controle para monitorar o nível de carga e descarga das baterias, além de proteger contra sobrecarga ou descarga profunda, a fim de evitar danos no sistema isolado. Para alimentação de equipamentos que operam com corrente alternada (CA) é necessário à utilização de uma unidade inversora que transforma a energia armazenada em corrente contínua (CC) nas baterias em CA. A Figura 5 apresenta o esquema de um sistema eólico isolado, onde a energia dos ventos captada pelo aerogerador de pequeno porte ( 10 kw) é convertida em energia elétrica e armazenada no banco de baterias (Dutra, 2009). 14

31 Figura 5 Configuração de um sistema eólico isolado. (Dutra, 2009) 3.2 SISTEMAS HÍBRIDOS Os sistemas eólicos híbridos são aqueles que operam conjuntamente com outras fontes de energia como geração a diesel, módulos fotovoltaicos, PCHs, dentre outras. São aplicados em sistemas de pequeno a grande porte (10 a 250 kw) destinados a atender um grande número de usuários e/ou equipamentos (Dutra, 2009) e podem operar conectados ou isolados da rede elétrica. Quando conectados à rede principal através de um único PCC, constituem um subsistema, que dependendo da potência do conjunto gerador pode ser classificado em microrrede ou minirede (Panelist, 2001). A utilização de várias formas de geração aumenta a complexidade deste sistema e exige a otimização do uso de cada uma das fontes. Nestes casos, é necessário realizar um controle de todas as fontes para que haja um máximo aproveitamento da energia a ser consumida. A Figura 6 apresenta um sistema híbrido que, por alimentar diversas cargas em CA, também necessita de uma unidade inversora e um banco de baterias. Figura 6 Configuração do sistema híbrido solar-eólico-diesel. (Dutra, 2009) 15

32 3.3 SISTEMAS INTERLIGADOS Os sistemas eólicos interligados à rede elétrica utilizam um grande número de aerogeradores, que compõem os parques eólicos ou usinas eolielétricas e não necessitam de sistemas de armazenamento, uma vez que toda geração é entregue diretamente à rede de distribuição ou à rede básica do sistema elétrico. O ponto de conexão dos parques eólicos com o sistema elétrico é o elemento principal da interligação e este é definido como ponto de conexão comum (PCC). No PCC também é o ponto onde estão instalados os instrumentos de medição da energia gerada, bem como, onde são realizadas as análises dos impactos que a inserção de potência elétrica gerada pela usina eolielétrica pode afetar na operação do sistema elétrico. Há vários tipos de conexões, e a escolha certa depende das características do PCC, ou seja, da potência a ser instalada na rede e o nível de tensão envolvido. No Brasil, classifica-se o nível de tensão na rede elétrica de acordo com a Tabela 2 (Pinto, 2013). Tabela 2 Classificação das tensões no Brasil. (Custódio, 2007) Classificação da Tensão Tensão (kv) BT Baixa Tensão Menor que 1. MT Média Tensão Entre 1 e 34,5. AT Alta Tensão Entre 34,5 e 230. EAT Extra Alta Tensão Entre 230 e 750. UAT Ultra Alta Tensão Maior que 750. Grandes parques eólicos, com mais do que 10 a 15 MW, normalmente são conectados a uma rede de alta tensão, já para pequenos parques eólicos são conectados a redes de Média Tensão (MT), geralmente entre 15 kv e 30 kv (Pinto, 2013). Em redes de distribuição de energia, tanto em MT quanto em baixa tensão (BT), os sistemas eólicos se configuram como sistemas de Geração Distribuída (GD). Nesses casos, eventos dinâmicos, como por exemplo, os AMTs, costumam ser monitorados pelos sistemas supervisórios das concessionárias de energia e não são considerados críticos quando comparados àqueles ocorridos em tensões acima de 69 kv, típicos dos sistemas de subtransmissão - transmissão e principalmente quando esses parques eólicos estão interligados à rede básica em 230 kv. No Apêndice A são apresentados aspectos relevantes com relação à GD interligada ao sistema elétrico. 16

33 Além do PCC, a topologia da conexão entre os aerogeradores no parque eólico é considerada na interligação dos sistemas, uma vez que dependendo dos custos envolvidos podem-se estabelecer duas formas fundamentais de conexão: Conexão usando um transformador por aerogerador; Conexão usando um transformador para cada grupo de aerogeradores. a) Conexão usando um transformador por aerogerador A conexão usando um transformador por aerogerador é a mais utilizada em parques eólicos de média tensão (> 10 kv). Em geral, este tipo de conexão é aplicada em aerogeradores de potência nominal superior a 600 kw. Esta particularidade que cada aerogerador possui o próprio transformador é uma das principais vantagens desta conexão, pois caso um transformador falhe, somente um aerogerador estará fora de operação. Neste caso, o transformador fica localizado próximo da torre ou é parte integrante da nacele 4. A Figura 7 apresenta o esquema de conexão de aerogeradores, em que cada aerogerador contem um transformador individual, estes são ligados ao transformador elevador (subestação coletora) que faz a interligação por uma rede coletora a subestação SEE da rede elétrica através do PCC (Rosas, 2006). Figura 7 Conexão através de um transformador por aerogerador à rede elétrica. (Rosas, 2006) 4 Nacele ou Casa de Máquinas ou gôndola tem a função de proteger todos componentes internos do aerogerador. 17

34 b) Conexão usando um transformador para cada grupo de aerogeradores A conexão usando um transformador para cada conjunto de aerogeradores é utilizada em parques eólicos de médio porte com potência nominal entre 100 kw e 300 kw. Esta característica de que cada conjunto de aerogeradores possui um único transformador é uma desvantagem neste tipo de conexão, uma vez que se o transformador estiver em manutenção, um conjunto de aerogeradores estará fora de operação, deixando de fornecer potência para a rede. Outra característica desse arranjo está na diminuição da potência do transformador, pois quando funcionando em conjunto, os aerogeradores apresentam um fenômeno de cancelamento estatístico de picos de potência. A potência do transformador, para este caso, não será exclusivamente a potência de cada aerogerador somada, mas será o valor da potência de cada aerogerador multiplicado pelo fator de cancelamento ( f canc ), definido abaixo (Rosas, 2006): Sendo f canc 1 N Aerogerador (3.1) N Aerogerador N Aerogerador, o número de aerogeradores agrupadas. A Figura 8 apresenta o esquema de conexão de um transformador elevador por conjunto de aerogeradores que faz a interligação do parque eólico com a subestação da rede elétrica no PCC. Figura 8 - Conexão através de um transformador por conjunto de aerogeradores à rede elétrica. (Rosas, 2006) 18

35 Após a classificação dos sistemas eólicos, a determinação do tipo de aerogerador depende fundamentalmente das características dos seus componentes, especialmente com respeito à tecnologia empregada no gerador utilizado na conversão eolielétrica. A seguir serão apresentadas as principais configurações do gerador eólico. 3.4 CONFIGURAÇÕES DO AEROGERADOR A conversão da energia eólica em energia elétrica é feita com o uso de geradores elétricos de dois tipos: Gerador de velocidade fixa; Gerador de velocidade variável. Os geradores de velocidade fixa utilizam geradores assíncronos (de indução) enquanto os de velocidade variável utilizam geradores síncronos e assíncronos GERADOR DE VELOCIDADE FIXA Parques eólicos constituídos por geradores a velocidade fixa apresentam vantagens em relação a outras tecnologias, tais como: Tecnologia simples e robusta; Ausência de conversores eletrônicos; Menor custo inicial; Regulação de velocidade do rotor simples. O aerogerador de velocidade fixa é constituído de turbina eólica, multiplicador de velocidade (caixa de engrenagem), gerador assíncrono (gaiola de esquilo) e um banco de capacitores para excitação básica da máquina, e para a correção do fator de potência devido ao consumo de reativo. A Figura 9 apresenta um esquema da aplicação da turbina eólica com gerador de velocidade fixa interligado à rede elétrica através do equipamento soft-starter, que tem a função de promover uma partida suave do gerador (Carvalho, 2006). A tecnologia empregada nesta configuração caracteriza-se por uma conexão direta com a rede elétrica, pois, variações na velocidade do vento causa variação na potência gerada que é diretamente transmitida à rede elétrica causando variação no torque e estresse mecânico no eixo de transmissão e caixa de velocidade (caixa de engrenagens). Os aerogeradores de velocidade fixa são aplicados para potências de até 1MW em regiões onde a velocidade dos ventos é aproximadamente constante (Rüncos et al., 2005). 19

36 Figura 9 Grupo eólico de velocidade fixa conectada diretamente à rede elétrica. (Carvalho, 2006) Uma desvantagem desta configuração é a necessidade da caixa de engrenagens (multiplicador de velocidade), uma vez que este equipamento quando falha, o tempo médio para reparo é longo, deixando o aerogerador indisponível. Consequentemente, esta falha mecânica no sistema de conversão eólica eleva o custo operacional da configuração devido às intervenções de manutenção corretivas e preventivas submetidas ao aerogerador (Carvalho, 2006) AEROGERADOR DE VELOCIDADE VARIÁVEL Parques eólicos de velocidade variável têm se destacado principalmente nas aplicações envolvendo altas potências, uma vez que o uso desta tecnologia possui a vantagem de otimizar a energia capturada pelo aerogerador ajustando a velocidade de rotação da mesma de acordo com a velocidade do vento. Dentre as vantagens no emprego desta tecnologia estão (Carvalho, 2006): Máxima extração da potência do vento: o rendimento máximo aerodinâmico do aerogerador depende da velocidade do vento e da velocidade da ponta da pá. Com a possibilidade de variação da velocidade do vento torna-se factível levar o funcionamento do aerogerador ao rendimento máximo através da variação da velocidade de rotação do rotor do gerador; Controle das potências ativas e reativas na rede elétrica: com o uso de conversores de frequência, tanto a potência ativa quanto a reativa injetadas na rede são controláveis. O aumento da participação de grupos eolielétrico na matriz energética torna esta característica imprescindível, pois permite grandes melhorias no âmbito da qualidade de energia e dinâmica do sistema; 20

37 Possibilidade da ausência da caixa multiplicadora de velocidade: alguns tipos de geradores eólicos operam sem a caixa de velocidade, que é um dos equipamentos causador de falhas e indisponibilidade nos sistemas eólicos; Emissão de ruídos reduzidos em velocidades baixas de operação. O grupo eólico de velocidade variável pode ser constituído de um gerador síncrono ou assíncrono, cujas principais configurações são: a) Gerador assíncrono com resistência rotórica Esta topologia utiliza um gerador de indução com rotor bobinado, onde os terminais do rotor são conectados a uma resistência através de chaves eletrônicas, como ilustrado no esquema da Figura 10. Nesta topologia, a mudança da resistência rotórica possibilita a variação da velocidade do gerador por meio da variação do escorregamento, podendo alcançar variações da ordem de 10% acima da velocidade síncrona do campo girante do gerador. Figura 10 Grupo eólico conectado à rede através de soft starter. (Carvalho, 2006) b) Gerador assíncrono conectado à rede através de um conversor eletrônico Esta configuração possui um gerador de indução (gaiola de esquilo ou rotor bobinado) conectado à rede elétrica através de conversores de frequência, formado por um conjunto retificador/inversor. A tensão produzida pelo gerador de indução é retificada e a resultante é invertida, com o controle de saída sendo realizado eletronicamente pelos conversores. Por meio do conversor de frequência, a energia elétrica gerada será constante e sincronizada com a rede elétrica. 21

38 O gerador desta topologia necessita de excitação reativa que pode ser feita pelo conversor de frequência. A Figura 11 apresenta um esquema da conexão do grupo eólico com o sistema elétrico (Carvalho, 2006; Custódio, 2009). Figura 11 Grupo eólico conectado a rede através do conjunto retificador/inversor. (Carvalho, 2006) c) Gerador de indução duplamente alimentado Esta configuração utiliza um gerador de indução com rotor bobinado duplamente alimentado através de escovas e é mais conhecido como GIDA Gerador de Indução de Dupla Alimentação. A Figura 12 apresenta o esquema do GIDA conectado diretamente à rede elétrica através do estator e o rotor interligado via um conversor de potência back-toback. Este conversor deve ser bidirecional, ou seja, operar enviando o fluxo de potência do rotor para rede e da rede para o rotor, dependendo da velocidade do rotor em relação à velocidade síncrona do campo do estator (se sub-síncrono, o rotor absorve potência útil; se super-síncrono, o rotor entrega potência útil). Este tipo de gerador apresenta uma grande eficiência na transformação eletromecânica da energia dos ventos devido a sua característica de ampla regulação da velocidade (da ordem de +/- 30%) em torno da rotação síncrona, o que permite o aproveitamento energético em uma ampla faixa de velocidade do vento. Essa topologia é largamente utilizada pela maioria dos fabricantes de aerogeradores com potências até 5MW por apresentar um custo inicial baixo, robustez e grande eficiência na conversão da energia dos ventos, ainda que apresente alguns pontos fracos, como o uso de caixa multiplicadora de velocidade e escovas, que elevam o custo de manutenções realizadas no grupo eólico com GIDA (Carvalho, 2006; Rüncos et al., 2005). 22

39 Figura 12 Grupo eólico com gerador de indução duplamente alimentado. (Carvalho, 2006) d) Gerador síncrono Esta configuração é constituída por um gerador síncrono conectado à rede elétrica através de um conversor de frequência. O rotor pode ser bobinado ou de ímãs permanentes. Esse gerador oferece a oportunidade de ser construído com muitos polos (multipolos), girando em baixas velocidades, compatíveis com o aerogerador, dispensando um multiplicador de velocidade. Uma alternativa para aplicação offshore é reduzir o número de polos e incluir uma menor caixa de engrenagens, em caso de gerador com ímãs permanente. O modelo sem caixa de engrenagens permite a conexão da turbina diretamente ao gerador, sendo esta característica um fator que se constitui numa crescente tendência para construção dos arranjos de aerogeradores de grande potência (até 5MW). Para o gerador síncrono de rotor bobinado com excitação independente, a regulação da tensão gerada é feita através da excitação independente, enquanto que o gerador de ímãs permanentes não permite a regulação devido ao tipo do rotor. Apesar disso, a solução com ímãs permanentes no rotor apresenta um rendimento maior (não há perdas nos enrolamentos do rotor). A Figura 13 apresenta os esquemas de grupos eólicos com geradores síncronos com rotor bobinado (a) e rotor de imãs permanentes (b). (Carvalho, 2006; Ramos, 2009). 23

40 Figura 13 Grupo eólico com gerador com: (a) rotor bobinado; (b) rotor de ímãs permanentes. (Carvalho, 2006) 24

41 4 CONSIDERAÇÕES PARA A CONEXÃO DE PARQUES EÓLICOS Um dos desafios da interligação de parques eólicos no SEP está relacionado à conexão elétrica. Com a crescente penetração da geração eólica nos últimos anos, os códigos de rede vêm exigindo efetivamente o controle dos indicadores da qualidade de tensão e confiabilidade do sistema, como a participação no restabelecimento da tensão em condições de distúrbios na rede definido pelo requisito de sustentação durante faltas por parte dos parques eólicos. A fim de preservar a segurança operacional do sistema elétrico, as concessionárias de energia definem critérios que regulamentam a conexão das centrais eólicas no SEP. Esta regulamentação varia de país para país e depende da robustez do sistema e do nível de penetração eólica (Pires et al.; 2008). Dado o pioneirismo dos países europeus em geração eólica, algumas normas definem padrões de qualidade de energia que são exigidos na interligação de novas geradoras à rede através da regulamentação de acesso, a fim de elevar a qualidade de energia. 4.1 REGULAMENTAÇÃO TÉCNICA A regulamentação técnica para conexão de plantas eólicas deve assegurar que os aerogeradores tenham o controle e as propriedades necessárias para a operação do sistema de potência com relação à segurança do suprimento e a qualidade da tensão. Parâmetros definidos em regulamentação de acesso aos sistemas de potência (grid code) variam de país para país, pois as diferenças dependem do nível de penetração de parques eolielétricos e da robustez da rede elétrica. O resumo sobre os requisitos de interligação de parques eólicos à rede de distribuição/transmissão, considerando o critério de suportabilidade à falta, de países como EUA, Canadá, Dinamarca, Portugal e Brasil são mostrados abaixo. a) Dinamarca Para os parques eólicos dinamarqueses existem diferenças operacionais quanto a suportabilidade a faltas na rede elétrica que vária para cada nível de tensão de conexão. No gráfico da Figura 14 são apresentadas as condições de operação no sistema elétrico frente a curtos-circuitos na rede para parques eólicos conectados em tensões abaixo de 100kV. 25

42 Nas tensões abaixo de 0,9 pu e acima de 0,2 pu, o parque deve se manter conectado ao PCC num período mínimo de 0,1 segundos, seguindo uma curva onde abaixo desta o parque pode ser desconectado e, obrigatoriamente para tensões abaixo de 0,9 pu por um período acima de 20 segundos a planta eólica deve ser desconectada (EnergiNet, 2004). Figura 14 Curva de suportabilidade a faltas para rede de distribuição. (EnergiNet, 2004) A Tabela 3 mostra os requisitos de operação com tensões acima de 100 kv dos parques eólicos, no qual prevê que os aerogeradores devem permanecer conectadas ao PCC nas condições de falta. Tabela 3 - Condições de suportabilidade a faltas de parques eólicos na Dinamarca. (EnergiNet, 2004) Casos em que aerogeradores não devem desconectar Curto - circuito trifásico Curto durante 100 ms Curto bifásico com ou sem contato com a terra. Curto fase terra. Curto durante 100 ms seguido por um novo curto de 300 a 500 ms depois, também com duração de 100 ms. Curto fase terra de 300 a 500 ms depois, também com duração de 100 ms. O gráfico da Figura 15 mostra à capacidade de suportabilidade a faltas para parques eólicos conectados no nível de transmissão. Os aerogeradores devem permanecer conectados quando a tensão no PCC está abaixo de 1 pu durante 100 ms. Após este período a tensão cresce linearmente até 0,75 pu em menos de 1 segundo, permanecendo até 10 26

43 segundos, onde a tensão estabiliza-se em 1 pu e o parque eólico permanecer conectado e injetando potência na rede (Elkraft, 2004). Figura 15 Curva de suportabilidade à falta no nível de transmissão. (Elkraft, 2004) (Adaptado) b) Portugal Na ocorrência de curto-circuito, os parques eólicos devem permanecer conectados a rede sempre que a tensão do secundário do transformador da subestação geradora estiver acima da curva de LVRT (Low Voltage Ride Through) apresentada no gráfico da Figura 16 (Directiva, 2009). Figura 16 Curva LVRT aos centros geradores de energia em Portugal. (Directiva, 2009) 27

44 Os centros geradores em Portugal devem suportar um afundamento de até 80% durante 0,5 segundo, 20% após 0,8 segundo e 10% após 10 segundos, sem consumir potência ativa e reativa durante a falha e na fase de recuperação da tensão. c) Estados Unidos A regulamentação para potências acima de 20 MW prevê que parques eólicos permaneçam conectados à rede de transmissão para condições de falta. O gráfico da Figura 17 apresenta a curva de suportabilidade à faltas no sistema de transmissão. Figura 17 - Suportabilidade a faltas no sistema de transmissão. (SCE, 2004) (Adaptado) Para um período de 625 milissegundos, um afundamento de tensão de 15% da tensão nominal, a usina eólica deve permanecer conectada à rede. Após este período, o parque eólico deve ser capaz de operar continuamente em 90% da tensão nominal (Iov et al., 2007; FERC, 2005). d) Canadá Regulamentações para suportabilidade à falta são aplicadas para todas as instalações de geração eólica que agregam potencias acima de 5 MW na rede de transmissão. Os parques eólicos devem ser capazes de continuar operando entre 90% e 110% da tensão nominal e conectados ao PCC. Atingindo 15% de queda de tensão, o parque eolielétrico deve permanecer conectado por 0,625 segundos. O gráfico da Figura 18 apresenta a curva de suportabilidade à falta e é baseada no nível de tensão no PCC (AESO, 2004). 28

45 Figura 18 Curva de suportabilidade à falta aplicada no Canadá. (AESO, 2004) e) Brasil Com o afundamento de tensão de uma ou mais fases no PCC, o parque eólico deve continuar operando se a tensão nos terminais permanecerem acima da curva indicada no gráfico da Figura 19, conforme estabelecido no Submódulo 3.6 Requisitos técnicos mínimos para a conexão às instalações de transmissão (ONS, 2010). Figura 19 Curva de suportabilidade a faltas para parques eólicos conectados a rede elétrica. (Pinto, 2013) 29

46 Desta forma, a área escura indica a região em que o parque eólico deve permanecer em operação e a área clara indica a região em que o parque eólico pode ou não permanecer conectado ao sistema elétrico. Dividindo-se a curva em quatro regiões para uma melhor análise (Pinto, 2013): A região mais crítica, pois o parque eólico deve permanecer conectado mesmo com uma queda de tensão de 80%, cuja duração da falta é de 500 ms; B região que indica a restauração do sistema, cuja queda de tensão varia de 80% para 15% em 500 ms, de forma linear; C região que indica a restauração do sistema, cuja queda de tensão é de 15% até o instante de 5 s; D região que indica a normalização do sistema, cuja queda de tensão é de 10% a partir do instante de 5 s ANÁLISE DOS CÓDIGOS DE REDE As especificações dos requisitos de cada código variam com o nível de tensão do sistema de transmissão e da potência instalada do parque eólico considerado. Um parque eólico ligado a uma rede com nível de tensão abaixo dos 100 kv deve suportar afundamentos de tensão menos críticos do que aqueles conectados a tensões mais elevadas (Pinto, 2013). A Tabela 4 mostra um sumário da suportabilidade à falta dos cinco países citados nessa seção. Os perfis de tensão são dados especificando a profundidade do afundamento de tensão, assim como o tempo de restauração do sistema. Percebe-se que existe um espaço de tempo significativo nas exigências do fault ride through FRT entre os países citados. Por exemplo, a duração da falta varia de 100 ms (na Dinamarca) a 625 ms (nos Estados Unidos e Canadá), enquanto o nível de queda de tensão pode variar entre 25% e 0% do valor nominal. Há códigos que exige que os aerogeradores injetem correntes reativas na rede durante a ocorrência da falta na rede, este procedimento tem o objetivo de manter um determinado nível de tensão no PCC. Para maiores detalhes sobre exigências técnicas de outros países referentes à operação dos parques eólicos durante faltas pode ser encontrada na referência Pinto (2013). 30

47 Tabela 4 - Sumário da suportabilidade a faltas de parques eólicos para diferentes países. (Pinto, 2013) (Adaptado) País Nível de tensão Duração da falta (ms) Nível de queda de tensão (%V r ) Tempo de restabelecimento (s) Injeção de corrente reativa Dinamarca ST Não SD Não Portugal SD/ST ,5 Não EUA ST n/d Não Canadá ST Não Brasil SD/ST Não ST sistema de transmissão, SD sistema de distribuição e Vr tensão de referência. A recuperação da tensão após uma falta da rede é especialmente no caso de aerogeradores constituídos por geradores de indução (gaiola de esquilo), que, ao se manter conectado durante a falta, pode exigir altas correntes para energizar seus geradores durante o retorno da tensão, podendo desse modo levar a uma violação dos códigos de rede e dos padrões de segurança. A suportabilidade a afundamentos de tensão se tornou uma exigência básica em vários países. Planos para uma normatização dos requisitos técnicos e códigos de rede encontram fortes dificuldades, já que cada país possui características próprias em sua infraestrutura do sistema elétrico, o que torna questionável se uma eventual harmonização seria viável. Isso significa que os fabricantes de aerogeradores devem garantir que seus equipamentos sejam capazes de suportar todos os estresses elétricos causados pela ocorrência de distúrbios na rede, de modo que as configurações das máquinas cumpram com os regulamentos técnicos. 4.2 REQUISITOS DE ACESSO À REDE ELÉTRICA NO BRASIL No Brasil, os procedimentos para avaliação de novas unidades geradoras, estão em desenvolvimento, porém ainda não contemplam aspectos específicos da interligação da geração eolielétrica. Isso não significa que a norma brasileira não possua indicadores de qualidade de energia para avaliar e viabilizar a interligação de novas geradoras com a rede básica. Toda a legislação de acesso ao sistema de transmissão está definida nos Procedimentos de Rede, que são normas e requisitos técnicos mínimos aplicáveis às novas 31

48 geradoras, em particular às centrais eólicas, estabelecido pelo ONS e homologado pela ANEEL. Para os acessos diretamente ao sistema de distribuição, a legislação é definida pelo PRODIST conjunto de normas que disciplinam a forma, condições, responsabilidades, penalidades, e planejamento entre as distribuidoras de energia elétrica, consumidores e centrais geradoras conectadas ao sistema de distribuição (ONS, 2012; Anee, 2012). A requisição de ligação de novas geradoras à rede brasileira está definida em dois processos distintos: Consulta de acesso; Solicitação de acesso. a) Consulta de Acesso A consulta de acesso caracteriza-se pelo momento em que o acessante procura definir de forma abrangente os dados do sistema ao qual pretende instalar sua unidade geradora. Nesta etapa, o acessante informa à concessionária dados preliminares sobre a instalação. Alguns dados a serem fornecidos pelo ONS ao acessante são: Características elétricas das redes; Potência de curto-circuito mínima e máxima nos barramentos das subestações; Características e parâmetros da regulação de tensão nas subestações; Potências ativas e reativas, máximas e mínimas, consumidas em cada subestação da rede de interesse. b) Solicitação de Acesso A solicitação de acesso configura-se a etapa em que o acessante apresenta propriamente a concessionária o requerimento de acesso à rede básica. Nesta etapa, o acessante deve apresentar ao acessado dados completos, obras de ligação e dados complementares que possibilitem ao acessado avaliar os impactos sobre a rede receptora. Assim, um conjunto de análises fundamentadas nos indicadores de qualidade da energia deve ser realizado, sempre que ocorrerem solicitações de acesso de consumidores livres, agentes de geração, agentes de distribuição, agentes de importação e exportação, ou ainda as integrações de novas geradoras, cujas instalações possam interferir no desempenho da rede básica. De acordo com o submódulo 2.8 do procedimento de rede, os estudos de maior interesse são: Variação dos perfis de tensão; 32

49 Curto-circuito e suportabilidade do acessante; Variação dos níveis de flicker e distorção harmônica; Avaliação do comportamento dinâmico do sistema frente às perturbações: retirada súbita da unidade produtora, variações relevantes de nível de produção, curto-circuito em nós importantes da rede, possibilitando avaliar o impacto da saída da unidade geradora em virtude da atuação de sua proteção; Avaliação dos sistemas frente a riscos de afundamento de tensão, uma vez que se tem a presença de geradores assíncronos conectados à rede. Os estudos definidos na etapa de solicitação devem apresentar resultados em acordo com os limites estabelecidos pelo acessado, no que os mesmos julgam ser seguros para garantir a integridade da rede e a continuidade do fornecimento de energia para os consumidores. 4.3 FORMAS DE ACESSO AO SISTEMA ELÉTRICO BRASILEIRO O acesso de parques eólicos ao sistema elétrico brasileiro pode ser feita de três formas (EPE, 2012): Rede Básica; Rede Básica por meio de ICG (Instalação de Centrais de Geração); Rede de Distribuição. 1) Rede Básica Os novos acessos à Rede Básica existente podem ser por meio de instalações de conexão de propriedade de central de geração, de propriedade de centrais de geração em caráter compartilhado ou de propriedade de concessionária de transmissão. O acesso à Rede Básica pode ser feito através do seccionamento de uma linha de transmissão ou da conexão a uma subestação existente, quer seja em caráter exclusivo ou compartilhado. Os agentes deverão assinar Contrato de Uso do Sistema de Transmissão CUST com o ONS e Contrato de Conexão às Instalações de Transmissão CCT com a concessionária proprietária da instalação na qual o acesso se dá. O CUST contém o encargo de uso do sistema de transmissão, definido com base na Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão TUSTRB. Os custos referentes à conexão são de responsabilidade do acessante. No caso de acesso em caráter compartilhado, quando são utilizadas as 33

50 instalações de propriedade do acessante, a divisão dos custos deve ser acordada entre as partes. 2) Rede Básica por meio de ICG As incertezas que antecederam as análises da conexão de usinas a biomassa no estado do Mato Grosso do Sul fizeram com que o MME e a ANEEL procedessem ao aprimoramento da regulamentação do setor elétrico com o Decreto nº 6.460/2008, que instituiu a Instalação de Transmissão de Interesse Exclusivo de Centrais de Geração para Conexão Compartilhada ICG. As ICGs são instalações de conexão para acesso de centrais de geração de propriedade da concessionária de transmissão. A ANEEL publicou a Resolução Normativa nº 320/2008, que estabeleceu os critérios para classificação das ICG, e regulamentou a realização de Chamada Pública, com vistas a subsidiar o planejamento setorial, ao apurar compromissos firmes dos empreendedores de geração interessados em participar de uma ICG, caracterizados por intermédio do aporte de garantias financeiras. A modalidade de ICG é uma importante alternativa de acesso ao sistema elétrico quando se verifica cumulativamente a demanda por conexão de um número expressivo de geradores em regiões geográficas atendidas por malhas de transmissão com baixa capilaridade e/ou por sistemas de distribuição sem capacidade para incorporar volumes significativos de potência e energia. 3) Rede de Distribuição Os novos acessos ao Sistema de Distribuição podem ser por meio de instalações de conexão de propriedade da(s) central(is) de geração. Nesse caso, as centrais de geração deverão assinar Contrato de Uso do Sistema de Distribuição CUSD com a concessionária de distribuição da região e o Contrato de Conexão com a concessionária proprietária da instalação na qual ocorre o acesso à rede, que pode ser: Contrato de Conexão às Instalações de Distribuição - CCD, para instalações de propriedade de concessionária de distribuição; Contrato de Conexão às Instalações de Transmissão - CCT, para instalações de propriedade de transmissão - DIT. É importante ressaltar que os custos referentes à conexão são de responsabilidade do acessante. No caso de acesso em caráter compartilhado, a divisão dos custos deve ser acordada entre as partes. 34

51 O acesso de usinas ao sistema elétrico é um direito assegurado a qualquer agente de geração, tendo como premissas o tratamento não discriminatório aos usuários, o ressarcimento do custo de transporte envolvido, o estímulo a novos investimentos na expansão energética e a modicidade tarifária na utilização racional e nos custos de ampliação e reforços dos sistemas elétricos (EPE, 2012). 35

52 5. IMPACTOS DA CONEXÃO DE PARQUES EÓLICOS NO SEP A interligação de parques eólicos à rede elétrica pode causar problemas de qualidade da energia, em função da variabilidade temporal da potência ativa produzida (e da reativa consumida) que origina flutuações de tensão nos barramentos próximos ao aerogerador e interferem diretamente nos padrões de energia fornecida ao consumidor. A Tabela 5 resume algumas relações de causa-efeito entre a operação de turbinas eólicas e a rede elétrica (Moura, 2005). Tabela 5 Efeitos das turbinas eólicas no sistema elétrico. (Moura, 2005) Causa: Turbinas Eólicas Efeito: Ocorrência na rede elétrica Aerogeradores equipados com: Sistema de retificação/inversão; Soft-starter. Geração de harmônicos Flicker Variação temporal da velocidade do vento Flutuação da potência produzida com origem: Efeito de sombra da torre Desregulação do ângulo das pás Flutuação dinâmica de tensão Flutuação de potência ativa gerada e reativa consumida Flutuações dinâmicas de tensão Flicker Nos itens a seguir são apresentadas as principais características das perturbações que podem comprometer a interligação de parques eólicos ao SEP. 5.1 QUALIDADE DA ENERGIA ELÉTRICA Os indicadores da qualidade da energia elétrica do SEP que possuem conexão de parques eólicos também devem ser mantidos dentro de limites técnicos estabelecidos pela Aneel através dos Procedimentos de Rede (ONS, 2010) e do Prodist Procedimento de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional (Aneel, 2012). As características da geração eólica impactam diretamente no planejamento e na operação do sistema elétrico de potência em relação a aspectos como: O carregamento de linhas de transmissão/distribuição; O controle dos níveis de tensão; As perdas elétricas. Como a energia produzida é função da velocidade do vento, as questões com relação à estabilidade do sistema elétrico também são consideradas relevantes. 36

53 Estes fenômenos expressos em termos de características físicas e propriedades elétricas, usualmente descritas em termos de tensão, frequência e interrupções serão apresentados em função do regime de operação do sistema nos próximos itens IMPACTOS EM REGIME PERMANENTE No SEP os fenômenos com tempo de duração acima de 10 minutos são classificados como eventos em regime permanente. As variações na velocidade do vento, desde escalas de tempo sazonais até horárias, e suas consequentes variações na geração eólica são os principais fatores refletidos pelas centrais eólicas no sistema elétrico. Os principais grupos relacionados aos impactos da geração eólica em regime permanente são: a) Variações lentas de tensão: As variações do vento em escalas de tempo (horárias, diárias ou semanais) provocam variações lentas da potência elétrica produzida pelo aerogerador e estas variações na potência, dependendo das características da rede elétrica e do tipo de turbina eólica, acarretam em variações de tensão indesejáveis no ponto de conexão. Estas variações de tensão são definidas como mudanças no valor eficaz da tensão que ocorrem num determinado período do tempo e indicam perdas elétricas no sistema caracterizado por uma quantidade de energia dissipada nos condutores das linhas de transmissão e nos equipamentos (e.g. transformadores). No caso de manobra parcial ou total, tempestiva ou não, do parque gerador, as centrais de geração eólica não devem produzir variação de tensão superior a 5% no PCC. De acordo com o padrão de desempenho da rede básica, o parque deve atender os requisitos de conformidade dos níveis de tensão no PCC, definidos na Tabela 6 (ONS, 2011). Tabela 6 Faixa da tensão de leitura (TL) em relação à tensão contratada (TC). (ONS, 2011) 37

54 b) Distorções Harmônicas: A presença de correntes e tensões harmônicas no sistema de potência é danosa e provoca uma série de efeitos indesejáveis tais como: sobreaquecimento, falhas nas operações em equipamentos de proteção e interferência em circuitos de comunicação, como por exemplo, os sistemas de proteção telecomandados em subestações. As distorções harmônicas estão relacionadas com a tecnologia empregada nos sistemas elétricos, e no caso das turbinas eólicas, é causada pelo emprego dos inversores eletrônicos. As turbinas que funcionam a velocidade variável equipadas com inversores, tem especificações próprias que regulam a emissão de harmônicas de corrente para frequências até 50 vezes a frequência da rede. O limite de corrente pressupõe que a tensão no PCC será mantida dentro dos valores normalizados desde que as correntes harmônicas injetadas sejam limitadas de acordo com as normas (ONS, 2010). Pelo Procedimento de Rede do ONS, submódulo 2.8, o indicador para avaliar o desempenho global quanto a harmônicos corresponde ao DTHT Distorção de Tensão Harmônica Total que corresponde à raiz quadrada do somatório quadrático das tensões harmônicas de ordens 2 a 50 (ONS, 2011). Em que: 2 DTHT (em %) (5.1) V h V h vh 100 Tensão harmônica de ordem h em percentual da tensão à frequência v 1 fundamental obtida durante a medição; v h = Tensão harmônica de ordem h em volts; v 1= Tensão à frequência fundamental obtida durante a medição em volts. Os valores dos indicadores tanto o indicador Distorção de Tensão Harmônica Total (DTHTS95%) quanto os indicadores por harmônicos a serem comparados com os valores limites são obtidos a partir da determinação do valor que foi superado em apenas 5% dos registros obtidos: 38

55 Determina-se o valor que foi superado em apenas 5% dos registros obtidos no período de um dia (24 horas), considerando os valores dos indicadores integralizados em intervalos de dez minutos, ao longo de sete dias consecutivos; e O valor que corresponde ao maior entre os sete valores obtidos, anteriormente, em base diária. Os limites individuais de tensões harmônicas de ordens 2 a 50, bem como o limite para a DTHTS95%, são definidos de acordo com a Tabela 7. Tabela 7 Limites globais de tensão expressos em porcentagem da tensão fundamental. No caso em que determinadas ordens de tensão harmônica e/ou a distorção harmônica total variem de forma intermitente e repetitiva, os limites especificados podem ser ultrapassados em até o dobro, desde que a duração cumulativa dos limites contínuos estabelecidos não ultrapasse 5% do período de monitoração. O parque eólico deve assegurar que a sua operação não cause distorções harmônicas no ponto de conexão à rede básica em níveis superiores aos limites individuais estabelecidos para os indicadores de distorção de tensão harmônica individual e total (ONS, 2011) IMPACTOS EM REGIME DINÂMICO Os fenômenos que ocorrem em milissegundos até 10 minutos são classificados como eventos em regime dinâmico. Os impactos das centrais eólicas sobre o sistema elétrico, neste horizonte de tempo, estão relacionados com as variações dinâmicas da potência gerada pela central eólica que está ligada tanto às variações rápidas do vento (turbulência) como à dinâmica estrutural das turbinas eólicas e às características de controle da geração. Os principais fenômenos relacionados ao regime dinâmico são (Rosas, 2003). 39

56 a) Flutuação de tensão: As variações da velocidade do vento, juntamente com as características dinâmicas e estruturais das turbinas eólicas podem levar a ocorrência de cintilação (flicker) que é um fenômeno definido pela variação na intensidade luminosa de lâmpadas incandescentes em frequências perceptíveis, em torno de 10 Hz, pelo olho humano. No sistema elétrico, a severidade da cintilação é adotada como representativa da flutuação da tensão num dado barramento da rede elétrica. Centrais eólicas conectadas à rede elétrica podem provocar a ocorrência de flicker devido a diversos fatores inerentes ao processo de geração em operação contínua, causadas pelos efeitos dinâmicos e estruturais das turbinas eólicas decorrentes do: Efeito de sombreamento das pás pela torre, Gradiente de vento, Controle de direção do rotor ( yaw control ), Controle de passo (pitch control) ou Turbulências naturais do vento incidente na turbina eólica (Pinheiro, 2005). O sombreamento das pás provoca perdas de fluxo de vento quando da passagem da pá da turbina frente à torre de sustentação e infere uma perda de fluxo de vento +/- 1 m/s, o que equivale a uma perda de potência de aproximadamente 20% da potência nominal. Ocorrências de flicker também estão associadas a ações de controle impostas à turbina, como, por exemplo, a ação de controle de direção que visa direcionar a turbina para alinhar o eixo de rotação com a direção instantânea do vento. Durante o período de reorientação, as pás ficam submetidas a ventos diferentes, provocando uma oscilação do conjugado produzido pela ação da variação da direção do vento, da inércia das gôndolas (naceles) e da resistência do ar. A ação do controle de passo produz atuações mecânicas sobre as pás de turbinas que tem por objetivo promover uma regulação da potência gerada para valores de vento acima do nominal. Tais ações, devido à constante de tempo de atuação e à variação do vento em torno da velocidade nominal, provocam oscilação no conjugado, ocasionando flicker, ou seja, turbinas com controle pitch apresentam maior severidade no fenômeno do que turbinas com controle stall. A conexão e desconexão das unidades geradoras ou grupos destas, da rede elétrica, ou mesmo, nas usinas de operação a velocidade constante e a 40

57 conexão e desconexão dos bancos de capacitores, também contribuem para a ocorrência de flicker. A norma IEC define um roteiro de ensaios e metodologia de análise dos resultados para certificação da qualidade de energia proveniente de turbinas eólicas, apresenta uma avaliação do nível de cintilação emitida por uma central eólica que consiste na análise do desempenho do sistema elétrico em operação continua e, em operação de chaveamento de unidades geradoras ou banco de capacitores (IEC, 2010). Para calcular a cintilação causada por uma turbina eólica ligada à rede, é necessário calcular o coeficiente de cintilação, que deve ser especificado para quatro diferentes distribuições de velocidade do vento médio à altura da torre de 6 m s, 7.5 m s, 8.5 m s e 10 m s (IEEE, 1995). O coeficiente de cintilação ( c( K ) ) pode ser obtido usando a equação: Em que: S ref é o valor de referência da potência da turbina; K fic S K, fic c K Pst, fic (5.2) S S, é a potência aparente de curto-circuito de uma rede fictícia; P st, fic é o nível de emissão de tremulação calculado à potência de curto-circuito de uma rede fictícia com ângulo de rede K, dado por: ref X K K arctan (5.3) RK sendo X K e RK a reatância e resistência da rede, respectivamente. A cintilação originária de várias turbinas eólicas ligadas ao mesmo ponto será obtida pelo somatório das emissões de cintilação luminosa de cada turbina. Os valores dos limites globais inferiores e superiores que são considerados pela ONS quantificam e estabelece padrões para controlar a flutuação de acordo com a Tabela 8, os quais são expressos para tensão secundária de 220 V. Considera-se a atenuação esperada quando a flutuação de tensão se propaga dos barramentos da rede básica para o da rede secundária de distribuição (ONS, 2011). 41

58 Tabela 8 Limites globais de flutuação de tensão. (ONS, 2011) Limite P st D95% S95% P lt Limite global inferior Limite global superior 1pu FT 2 pu FT 0,8pu FT 1,6 pu FT Sendo FT o Fator de Transferência dado pela relação entre o valor de P lt S95% do barramento de rede básica sob avaliação e o valor de P st S95% do barramento de rede de distribuição. Caso os FT não tenham sidos medidos, os valores típicos indicados na Tabela 9 podem ser aplicados na avaliação da flutuação de tensão. Tabela 9 Fatores de transferência (FT). (ONS, 2011) Barramento de tensão nominal 230 kv FT = 0,65 69 kv Barramento de tensão nominal < 230 kv FT = 0,8 Barramento de tensão nominal < 69 kv FT = 1,0 Os parques eólicos devem adotar as medidas necessárias para que a flutuação de tensão decorrente da operação de seus equipamentos, não ultrapasse os limites individuais para os indicadores de severidade de cintilação P st D95% - Indicador de Severidade de Cintilação de Curta Duração Diário e P lt S95% - Indicador de Severidade de Cintilação de Longa Duração Semanal, definidos pelo ONS no submódulo 2.8 no ponto de conexão à rede básica. b) Afundamento e elevação momentânea de tensão e operações de partida: Segundo os Procedimentos de Rede, submódulo 2.8 (ONS, 2011), o afundamento de tensão é uma variação de tensão de curta duração (VTCD) definida como um evento em que o valor eficaz da tensão atinge a faixa entre 0,1 e 0,9 pu da tensão nominal e cuja duração é maior ou igual a um ciclo (16,67 ms) e menor ou igual a 3 segundos. A partir da duração e amplitude, as variações de tensão de curta duração são classificadas como mostrado na Tabela

59 Tabela 10 Denominação das variações de tensão de curta duração. (ONS, 2011) Classificação Denominação Duração Amplitude da tensão eficaz em relação a nominal Variação Momentânea de Tensão Interrupção de Tensão Momentânea Afundamento Momentâneo de Tensão Elevação Momentânea de Tensão t 3s V < 0,1pu 1 ciclo (c) t 3s 0,1pu V < 0,9pu 1c t 3s V > 1,1pu Variação Temporária de Tensão Interrupção Temporária de Tensão Afundamento Temporário de Tensão Elevação Temporária de Tensão 3s < t 1 min 3s < t 1 min 3s < t 1 min V < 0,1pu 0,1pu V < 0,9pu V > 1,1pu As principais causas da ocorrência deste fenômeno no sistema elétrico são apontadas como sendo resultados de curtos-circuitos e sobrecargas, partidas de grandes motores elétricos (Bollen, 2000). Em operações de partida de geradores ou em caso de mudanças automáticas de enrolamentos de geradores, as centrais eólicas podem causar distúrbios no sistema elétrico, principalmente quando os aerogeradores são compostos por geradores de indução diretamente ligados à rede, onde a corrente de partida pode alcançar até 8 vezes a corrente nominal em geradores desprovidos de mecanismos limitadores da corrente. As centrais eólicas corretamente equipadas com dispositivos que limitam a corrente de partida, (e.g. soft-starter), não causam afundamento de tensão. O AMT é um fenômeno que frequentemente atinge os parques eólicos, pois podem também ser causados por faltas que ocorrem em pontos nas barras de transmissão a centenas de quilômetros do PCC com a rede elétrica. Dependendo da sua origem o perfil do AMT pode ser diferente, caracterizando-se por uma queda inicial brusca e uma recuperação mais suave mais também pode ocorrer saltos de fase, isto é, mudanças no ângulo de fase da tensão, durante o afundamento IMPACTOS EM REGIME TRANSITÓRIO A estabilidade do sistema elétrico pode ser comprometida por eventos transitórios, que ocorrem em frações de segundos (da ordem de µs a ms). Os principais efeitos decorrentes da operação de centrais eólicas conectadas no sistema elétrico estão relacionados à retirada de uma linha de transmissão, às faltas na linha de 43

60 transmissão/distribuição ou até à conexão súbita de uma grande carga. Os principais fenômenos relacionados ao regime transitório são: a) Efeitos devido a curtos-circuitos A inserção em larga escala da geração eólica no SEP deve contribuir efetivamente para o restabelecimento da estabilidade pós-falta; ou seja, os aerogeradores devem se manter conectados ao sistema quando da ocorrência de um curto-circuito neste. Atualmente os códigos de operação dos sistemas de transmissão/distribuição exigem que a conexão de geradores eólicos atendam os seguintes requisitos (Lima, 2009): (i) Suportabilidade a quedas severas de tensões ou (LVRT - low voltage ride through); (ii) Capacidade de controle de potência reativa capacitiva, e, num menor grau; (iii) Capacidade de controlar a potência ativa de saída da fazenda eólica. A ocorrência de um curto-circuito no SEP, mesmo distante do aerogerador, pode causar queda na tensão no ponto de acoplamento comum e, esse afundamento, por sua vez, pode resultar em um aumento da corrente nos enrolamentos do estator do gerador que fluirá tanto no circuito do rotor, quanto no conversor de potência, que poderá ser danificado. Com isso, a turbina eólica estará incapacitada de transmitir a potência mecânica convertida em elétrica ao sistema e a velocidade de rotação irá aumentar. Para manter a estabilidade do sistema elétrico nestas condições, as centrais eólicas devem garantir seu funcionamento diante de afundamentos de tensão severos, evitando o acionamento dos dispositivos de proteção para subtensão (ONS, 2010). O gráfico da Figura 20 mostra a curva de suportabilidade à falta (LVRT Low Voltage Ride-Through). Figura 20 Curva de suportabilidade a falta na rede básica dos aerogeradores. (ONS, 2010) 44

61 O aerogerador deve permanecer conectado à rede na área sombreada e operando acima dos valores de afundamentos de tensão ocasionados no sistema pela ocorrência do curto-circuito. Uma solução possível e bastante utilizada nos aerogeradores atuais quando tensões e correntes elevadas são detectadas, é o fechamento de um curto nos enrolamentos do rotor da máquina através do circuito de proteção denominado crowbar, como mostrado na Figura 21(Liserre, 2010). Figura 21 Aerogerador contendo circuito de proteção crowbar. (Liserre, 2010) (Adaptado) O crowbar consiste, basicamente, num conjunto de resistências externas de alta densidade de dissipação de energia conectadas aos enrolamentos do rotor por contatores ou conversor estático (crowbar ativo) durante a falta. O objetivo fundamental de operação dessa proteção é, durante os instantes iniciais do afundamento de tensão, aumentar a resistência dos enrolamentos do rotor, a fim de proporcionar amortecimento no fluxo magnético e, com isso, conter picos de correntes nos enrolamentos do rotor e estator, protegendo, principalmente, o conversor do lado da máquina (CLM), evitando que os interruptores eletrônicos sejam avariados devido aos efeitos negativos das sobrecorrentes, bem como tensões elevadas no elo CC dos conversores. A Figura 22 (a) mostra um exemplo de circuito de proteção crowbar ativo. Quando um afundamento é detectado, a chave C (geralmente um semicondutor) desconecta o CLM e o interruptor sw inicia a comutação. Desta forma a resistência R estará conectada no lado CC do retificador, aumentando a resistência rotórica, tendo como efeito a redução das correntes induzidas. Quando a corrente de falta é reduzida a valores aceitáveis o crowbar by-pass o resistor e reconecta o CLM para restabelecer controle sobre o gerador (Lima, 2009). 45

62 Em alguns casos, é utilizado o amortecimento do fluxo estatórico, cuja operação é semelhante ao descrito no parágrafo anterior, ou seja, o ponto central dos enrolamentos do estator deixará de existir e estará conectado a uma ponte trifásica de diodos, como mostrado na Figura 22 (b). Em condições normais de operação, o interruptor sw estará ligado e no momento da percepção do afundamento de tensão, o mesmo é desligado, fazendo com que o resistor R fique em série com as fases do estator que estiverem conduzindo corrente. Desta forma, a resistência estatórica pode ser aumentada, proporcionando maior amortecimento nas correntes transitórias (Lima, 2009). Figura 22 Tipos de circuito de proteção crowbar. (Lima, 2009) Outra forma da geração eolielétrica resistir a quedas severas de tensão e manter-se conectada à rede elétrica é utilizando uma estratégia de controle apropriada para garantir o controle do aerogerador, o GIDA, durante o afundamento de tensão no PCC sem a necessidade de utilizar circuitos crowbar. O GIDA citado na referência Lima, 2009, por exemplo, estabelece uma estratégia baseada na realimentação das correntes do estator, sintetizando correntes do rotor capazes de provocar no estator correntes em oposição de fase às geradas durante o afundamento. Como resultado deste controle, as correntes estatóricas e rotóricas diminuem durante o curto-circuito. Dependendo do nível de energia que flui para o elo CC, utiliza-se, em conjunto com o crowbar, um conversor CC-CC (chopper) capaz de garantir o controle da tensão do capacitor que após alguns milissegundos do início da falta o CLM volta a funcionar e controlar o GIDA, mesmo que a tensão de alimentação da rede esteja baixa. Todas estas soluções implicam na inserção de dispositivos ativos/passivos de potência no sistema, acarretando incremento no custo final da instalação e o aumento nos componentes do sistema, o que pode diminuir a confiabilidade do conjunto. 46

63 b) Desligamento em altas velocidades de vento: A saída de operação de um parque eólico, pela ocorrência de ventos fortes, é uma condição bastante crítica, pois significa uma variação muito grande da potência gerada. Neste momento, a central eólica pode variar da condição de potência nominal para zero e, repentinamente, ocasionar a inversão do fluxo de potência nas subestações da concessionária. Dependendo da carga local e das características da rede elétrica, essa condição pode representar um sério problema de estabilidade para o sistema elétrico e pode causar avarias em todos os sistemas eletromecânicos e estruturais da turbina eólica por força do estresse mecânico a que esta estaria sujeita durante a operação com ventos turbulentos. Como a operação das turbinas eólicas sob turbulência - ventos fortes - influencia diretamente os parâmetros de desempenho do sistema, é recomendável considerar esta condição crítica de operação em simulações que avaliam o comportamento dinâmico destes sistemas interligados VARIAÇÃO DE FREQUÊNCIA O desequilíbrio entre demanda e suprimento de energia provoca variações na frequência da rede, pois está relacionada com o equilíbrio das potências ativa gerada e consumida (incluindo as perdas nas redes). Não existindo possibilidade de armazenar a energia elétrica, este equilíbrio tem de ser mantido continuamente à custa da geração, visto não ser possível controlar a energia consumida. Monitorar a frequência do sistema é fundamental para determinar a qualidade da operação da rede básica, avaliar as condições de estabilidade do sistema e prevenir abertura das interligações entre subsistemas e parques eólicos, com a formação de ilhas elétricas (ONS, 2011). Os desvios na frequência não devem ultrapassar uma margem pré-definida, permitindo a operação fluente dos processos industriais e outras cargas que dependem da frequência para um bom funcionamento. Logo, deve-se buscar uma maior eficiência da geração eólica, de modo a assegurar que sua operação não cause maiores impactos no sistema elétrico. Com isso, os requisitos técnicos mínimos para que as centrais eolielétrica operem em regime de frequência não nominal são (ONS, 2010): i. Operar entre 56,5 e 63 Hz sem atuação dos relés de subfrequência e sobrefrequência instantâneos; 47

64 ii. Operar abaixo de 58,5 Hz por até 10 segundos; iii. Operar entre 58,5 e 61,5 Hz sem atuação dos relés de subfrequência e sobrefrequência temporizados; iv. Operar acima de 61,5 Hz por até 10 segundos. O maior benefício dos requisitos acima é evitar o desligamento dos geradores quando há déficit de geração antes que o esquema de alívio de carga atue completamente ou em condições de sobrefrequência controláveis, como definido no Procedimento de Rede submódulo 3.6 Requisitos técnicos mínimos para a conexão às instalações de transmissão EFEITO DA INTERFERÊNCIA ELETROMAGNÉTICA (EMI) Turbinas eólicas podem constituir um obstáculo para ondas eletromagnéticas incidentes, refletidas, dispersas ou difratadas. Como ilustrado na Figura 23, quando uma turbina eólica é colocada entre sinais de rádio, televisão, transmissor de micro-ondas e um receptor, por vezes pode refletir parte da radiação eletromagnética de tal forma que a onda refletida interfere com o sinal original que chega ao receptor. A interferência ocorre devido ao atraso do sinal refletido pelo movimento das pás e também pode ser influenciada por alguns parâmetros das turbinas eólicas, que são: Tipo de turbinas eólicas, se é de eixo horizontal ou de eixo vertical; Dimensões das turbinas eólicas; Velocidade de rotação das pás; Material de construção das lâminas (ou pás); Ângulo de corte e geometria da torre. Figura 23 Dispersão dos sinais eletromagnéticos pelas turbinas eólicas. (Manwell, 2002) 48

65 Na prática, a velocidade de rotação das pás da turbina eólica é a principal causadora das dispersões dos sinais eletromagnéticos. Elas podem espalhar um sinal diretamente quando estão girando e também espalhar sinais refletidos a partir da torre. O grau de EMI causado por aerogeradores é influenciado por inúmeros fatores, incluindo: Ampla faixa de frequência de sinais de rádio; Variedades de esquemas de modulação; Variação nos parâmetros das turbinas eólicas. A EMI afeta principalmente sistemas comunicação em VHF e UHF, navegação de aeronaves e sistemas de pouso, bem como transmissores de microondas. A interferência ocorre porque o sinal refletido é atrasado devido à diferença do comprimento das ondas alterado por causa do movimento das pás. Ela é a maior em materiais metálicos, que são refletores e mínimos para pás de madeira, que absorvem. A fibra de vidro reforçada com epoxi, que é utilizada na maioria das pás modernas, é parcialmente transparente às ondas eletromagnéticas e, portanto diminui o efeito da interferência. Os sinais de comunicação civis e militares podem ser afetados por EMI, incluindo transmissões de TV e rádio, comunicações de rádio, microondas e celular, comunicação naval e sistemas de controle de tráfego aéreo. Por conta disso, os projetistas de turbinas eólicas consultam as autoridades civis e militares para determinar as interferências e problemas que afetem as microondas e sistemas de comunicação aérea, que devem ser evitados. A interferência em um pequeno número de receptores de televisão é um problema comum que normalmente é sanado com uma gama de medidas de baixo custo, como a utilização de uma série de retransmissores e/ou receptores (Manwell, 2002). 5.2 IMPACTOS AMBIENTAIS Embora a energia eólica seja considerada como uma tecnologia limpa, não polua o ar e nem consuma combustível, não utilize água como elemento motriz, nem como fluido refrigerante e não produza resíduo radioativo ou gasoso, não está livre dos impactos sobre o meio ambiente. A geração de energia elétrica a partir da energia dos ventos tem, como toda tecnologia energética, algumas características desfavoráveis ao meio ambiente, porém algumas destas podem ser significativamente minimizadas e até eliminadas com planejamento e inovações tecnológicas adequadas. 49

66 Analisando os aspectos ambientais associados à implantação de centrais eólicas, as mesmas apresentam impactos positivos e negativos quando comparados com outras fontes de energia, como mostrado na Tabela 11 (Saindur et al., 2011). Estudos técnicos preliminares como, por exemplo, o Estudo de Impacto Ambiental (EIA), tem o objetivo de avaliar e determinar os potenciais impactos ambientais decorrentes da implantação de parques eólicos, onde apresentam um nível de detalhamento que varia em função das características físicas do empreendimento, dimensões, dentre outros fatores. Um exemplo de EIA é apresentado no Anexo A desta dissertação. Tabela 11 Comparação dos impactos entre fontes de energia. (Saindur et al., 2011) (Adaptada) Impactos habituais Carvão Gás Natural Petróleo Nuclear Hidroelétrica Eólica Poluição da água e ar X X X Aquecimento global X X X Poluição de água X Inundação de terras X Despejo de resíduos X X Mineração e perfuração X X X X Construção de usinas X X X X X X 50

67 6. ESTUDO DE CASO Esse capítulo apresenta um estudo de caso no qual são avaliados os impactos que a interligação de um parque eólico provoca no sistema elétrico, considerando o Ponto de Conexão Comum (PCC) na rede elétrica, sob o efeito de afundamentos momentâneos de tensão (AMTs) provocados por curtos-circuitos. Serão considerados o curto-circuito trifásico equilibrado, que possibilita o dimensionamento dos equipamentos de proteção e sua capacidade nominal simétrica de interrupção e os curtos-circuitos assimétricos, considerados mais críticos para a operação do sistema. 6.1 REPRESENTAÇÃO DE PARQUES EÓLICOS PARA ESTUDOS NO SEP Um parque eólico é formado por um conjunto de aerogeradores conectados em paralelo, distribuídos ao longo de uma área e destinados à produção de energia elétrica. Normalmente geram eletricidade entre 380 V e 690 V, que é elevada através de um transformador e entregue à subestação do parque, onde uma segunda elevação é feita, com um ou mais transformadores, até o valor de transmissão, sendo finalmente recolhida em um ponto comum de conexão (PCC), que pode ser uma barra de uma subestação de interligação e injetada no SEP através de uma linha de transmissão (Pinto, 2013). A forma mais usual para realizar a conexão entre um aerogerador e o PCC é utilizar um transformador de potência e um ramal interno de interligação para cada aerogerador, embora também possa ser utilizado um transformador para um dado grupo de aerogeradores com apenas um ramal interno de interligação (Rosas, 2006). A Figura 24 mostra uma conexão típica de um parque eólico com o sistema elétrico, na qual os aerogeradores são conectados a uma rede interna com tensão na faixa de 4 34,5 kv através de um transformador elevador e depois conectados ao sistema de transmissão. Para fins de simulação da interligação de um parque eólico ao SEP, o parque eólico pode ser representado por um modelo agregado ou por um aerogerador equivalente, dependendo da análise a ser realizada (Akhmatov, 2003). No modelo simplificado, em que o parque eólico é representado por um único aerogerador equivalente com a mesma potência instalada do parque, o estudo considera a conexão da central eólica no sistema de potência e analisa a resposta coletiva dos aerogeradores (Ackermann, 2005). 51

68 Figura 24 Exemplo de conexão de parque eólico com o SEP. Para estudos no sistema de transmissão de energia, não é preciso representar todos os geradores de um parque eólico individualmente, e sim, representar todo o parque através de um gerador equivalente, com uma potência nominal igual à soma de todos os geradores que o compõe, em série com uma reatância no qual representa a impedância equivalente de cada gerador com seu respectivo transformador, cabos coletores, além do(s) transformador (es) de potência da subestação (Muljadi, 2011). A interligação entre o SEP e o PCC pode ser através de uma ou mais linhas de transmissão e suas impedâncias estão relacionadas com a potência de curto-circuito do ponto comum de conexão, S cc. O gerador equivalente, conectado a barra de referência, possui a capacidade e inércia das usinas convencionais do sistema. No caso em que a potência instalada do parque eólico é muito maior que a potência instalada no SEP, a topologia utilizada para representar o sistema pode ser máquina barrainfinita. Isso significa que a frequência e a tensão do SEP são constantes, independente da potência gerada ou absorvida ou das perturbações aplicadas. Nessa topologia, adotada neste trabalho para caracterizar a inserção de geração eólica, a impedância da linha de transmissão e da subestação de interligação são representadas pela impedância equivalente de Thèvinin vista do ponto comum de conexão. Para caracterizar o PCC, o mesmo é parametrizado a partir dos dados da potência de curto-circuito, Scc, e da relação entre a 52

69 reatância e a resistência da impedância equivalente, X/R. Dessa forma, a impedância equivalente de Thèvenin do sistema é dada por: Sendo V a tensão na barra infinita. 2 V 1 Z tan X R (6.1) S APRESENTAÇÃO DO PARQUE EÓLICO EM ESTUDO O sistema simulado está localizado numa região de alto potencial eólico comprovado na Bahia e é composto de 20 aerogeradores com geradores elétricos tipo GIDA, sendo cada um com 2 MW de potência instalada. Os aerogeradores são conectados a um barramento coletor através de um transformador estrela/delta de 34,5/69 kv, com 30 de defasagem, e a partir deste são conectados ao PCC em 69 kv. A linha de transmissão entre o PCC e a rede elétrica possui 107 km. A Figura 25 mostra o diagrama equivalente do sistema eólico simulado. Figura 25 Esquema elétrico do parque eólico em estudo. O parque eólico e a linha de transmissão modelados no PSCAD (Power System Computer Aided Design) é mostrado na Figura 26. Está representado o aerogerador equivalente, as linhas de transmissão (Rede/PCC e PCC/Parque Eólico), a subestação elevadora que conecta todo o sistema simulado ao SEP. 53

70 Figura 26 Parque eólico no PSCAD. Segundo Ackermann (2005), programas como o PSCAD que simulam transientes eletromagnéticos necessitam de grande nível de detalhes dos componentes elétricos, como gerador, conversores e compensadores. O detalhamento da parte construtiva e dos controles secundários pode ser desprezado ou considerado constante. Portanto, neste trabalho os componentes do parque eólico foram modelados de forma simplificada utilizando os modelos de máquinas rotativas, turbina e conversores disponíveis na vasta biblioteca do PSCAD/EMTDC MODELAGEM Atualmente existem vários softwares de simulação disponíveis no mercado com aplicações distintas. Porém, o software PSCAD, que é um programa muito utilizado em estudos elétricos de equipamentos e em projetos eólicos em diversas universidades, mostrou-se o mais adequado ao estudo de caso apresentado neste trabalho. A seguir serão apresentados os modelos simplificados dos principais componentes do parque eólico utilizados para simular a interligação desse sistema com a rede elétrica. a) Turbina Eólica A turbina eólica desempenha o papel essencial nos sistemas eólicos, pois tem o objetivo de extrair a potência do vento e transmiti-la ao eixo do gerador elétrico. A primeira equação utilizada na modelagem da turbina é apresentada em: P mec 2 R C 2 p v 3 v (6.2) Em que: Pmec é a parcela da potência mecânica captada pela turbina; é a densidade do ar no local de instalação da turbina (kg/m³); 54

71 R é o raio da pá da turbina (m); C p é o coeficiente de eficiência da turbina ou coeficiente de potência; v v é a velocidade do vento (m/s). A interação entre o modelo da turbina e do gerador é apresentado no diagrama de bloco da Figura 27. A influência entre os modelos ocorre através da velocidade angular da máquina ( W m ) e o torque mecânico ( T mec ). Figura 27 Interação entre o modelo da turbina e gerador. Torque mecânico é obtido a partir da razão entre a potência mecânica ( P m ) pela velocidade angular ( W ), como expresso pela equação abaixo: m P m T (6.3) W m Os parâmetros do modelo da turbina utilizados são apresentados no Apêndice B. b) Gerador de Indução Duplamente Alimentado O modelo da máquina de indução de rotor bobinado utilizado neste trabalho é de 5ª ordem, disponível na biblioteca do PSCAD/EMTDC. A modelagem de máquinas CA é simplificada através da aplicação da transformada de Park (ou transformação dq0), que modela um sistema trifásico a partir de dois enrolamentos defasados entre si de 90. A Figura 28 mostra o sistema de referência síncrono para o qual a máquina será descrita. A aplicação da Transformada de Park elimina a dependência dos parâmetros do modelo de coordenadas com o ângulo de posição do rotor, obtendo então, a máquina com parâmetros constantes, descrita no referencial de eixos ortogonais genéricos (d,q), girantes com uma dada velocidade S, como apresentados a seguir (Silva, 2006): 55

72 Figura 28 Máquina de indução no referencial dq síncrono. (Lima, 2009) Fluxos magnéticos: Estator: Rotor: (6.4) Tensões terminais: Estator: Rotor: (6.5) Torque eletromagnético: (6.6) Equação mecânica: 56

73 (6.7) Potência ativa e reativa no estator: (6.8) Potência ativa e reativa no rotor: (6.9) Em que: T e é o torque eletromagnético (Nm); TL é o torque da carga no eixo da máquina (Nm); J é o momento de inércia equivalente das partes girantes, referido ao eixo da máquina (máquina, carga e acoplamento) (kgm²); m é a velocidade angular mecânica do rotor (rad.mec./s); é a velocidade angular elétrica do eixo do rotor (p. m ) (rad.el./s); p é o número de pares de polos da máquina; d é a velocidade angular elétrica dos eixos ortogonais d, q genéricos (rad.el./s); l m, l S, respectivamente. l r são as indutâncias mútua e próprias do estator e do rotor (H) O sistema supracitado é amplamente utilizado em trabalhos de modelagem de aerogeradores tipo GIDA e a partir deste, é possível encontrar equações capazes de representar a máquina de indução no referencial (d,q). A descrição completa da 57

74 Transformada de Park utilizada pode ser visualizada no ANEXO B desta dissertação. Os parâmetros do modelo do gerador GIDA estão expostos no Apêndice B. c) Conversores Este componente representa o conjunto conversor conectado à rede, elo CC e conversor conectado no rotor do gerador. O conversor do lado da rede (CLR) controla a tensão do barramento CC e pode controlar a potência reativa injetada na rede (apenas 30% da potência nominal do sistema) e o conversor do lado da máquina (CLM) controla a maior parcela de potência reativa do gerador. As referências tomadas como base para desenvolver os conversores são (Lima, 2009) e (Liu, 2011). A topologia do CLM é apresentada na Figura 29. O controle desse conversor é realizado através das correntes do rotor para controlar as potências no estator da máquina. Figura 29 Topologia do conversor do lado da máquina. (Almada, 2013) (Adaptado) A topologia do conversor conectado entre a rede elétrica e o elo CC, o CLR, do sistema baseado em GIDA é mostrado na Figura 30. Assim como na configuração do CLM anterior, o sentido adotado para as correntes, mostrado na figura, é importante para o desenvolvimento do controle. Os parâmetros dos modelos utilizados estão expostos no Apêndice B. Figura 30 Topologia do conversor do lado da rede. (Almada, 2013) (Adaptado) 58

75 6.2 IMPACTOS ELÉTRICOS Para a análise de um sistema eolielétrico conectado a rede elétrica foi utilizado o software PSCAD/EMTDC, aplicado a um modelo de 5º ordem de um aerogerador GIDA operando inicialmente em regime permanente e submetido a afundamentos de tensão. Esta simulação buscou avaliar o comportamento do parque eólico diante de AMTs decorrentes de curtos-circuitos no barramento de interligação com o sistema elétrico. Essa análise não foi considerado outros eventos dinâmicos tais como as elevações de tensão, flutuação de tensão e os harmônicos AFUNDAMENTOS EQUILIBRADOS Um afundamento trifásico equilibrado pode ser monitorado de várias maneiras, tais como através da magnitude do afundamento usando o valor rms, a componente fundamental ou o valor de pico da tensão. Neste trabalho, o valor rms da tensão da rede é utilizado para a detecção do afundamento, considerando que não há outras componentes de frequência na tensão em estudo. Sendo assim, os resultados da simulação são comparados verificando o atendimento aos requisitos do Procedimento de Rede de acordo com a região dentro da qual o parque eólico não pode ser desconectado da rede pelas suas proteções perante variações de tensão foi explicitado na seção no gráfico da Figura 20. Para a simulação da falta trifásica foi utilizado um bloco Faults da biblioteca do PSCAD/EMTDC, como mostrado na Figura 31. Os ajustes de duração da falta são definidos pelo bloco time fault logic, onde é ajustado o tempo do começo e duração da falta. Figura 31 Bloco correspondente à falta trifásica e controle do tempo de duração da falta. A falta trifásica é controlada através de suas impedâncias internas que variam os níveis de intensidade do curto-circuito através de um circuito composto por cinco 59

76 disjuntores trifásicos conectados em paralelo a quatro impedâncias, como mostrado na Figura 32. Esta configuração pode ser encontrada no site oficial do software PSCAD. Figura 32 Circuito correspondente ao controle da intensidade da falta trifásica. Para a variação da intensidade da falta trifásica do circuito mostrado acima, os disjuntores encontram-se abertos inicialmente a fim de estabelecer um caminho de alta impedância impedindo que a corrente desvie através do circuito. Através do bloco Timed Breaker Logic de cada disjuntor foi programado o tempo que cada disjuntor deve fechar e criar um caminho de baixa impedância para a passagem da corrente, ocasionando o curtocircuito. Consequentemente, a intensidade da falta varia com o número de disjuntores programados para abrir ou fechar na ocorrência da falta. a) Caso 1 Afundamento de tensão de baixa severidade: Nesta simulação, aplicou-se um curto trifásico no PCC de baixa severidade através da variação de impedâncias distintas, ou seja, ativando o disjuntor H mostrado na Figura 32, esse é programado para abrir ou fechar em um determinado tempo, criando um caminho de baixa impedância ou impedância zero para a corrente provocando o curtocircuito. Na ocorrência de um afundamento de tensão de cerca de 60%, considerada de baixa severidade (ou seja, magnitude do afundamento medido pela tensão residual), durante 500 ms no PCC, o parque eólico deverá permanecer conectado à rede de acordo com o critério de suportabilidade a faltas do Procedimento de Rede, como mostrado no gráfico da Figura

77 Figura 33 - Afundamento de tensão de 60% no PCC. Nota-se que a tensão eficaz gerada no parque eólico, V rms _pu, representada pela cor laranja, não ultrapassou a curva LVRT (Low Voltage Ride Through), sinalizada na cor verde. Isto significa que, em nenhum momento, o sistema de proteção do parque eólico (ajustado para atuar cerca de 600 ms) não precisou ser acionados em decorrência da falta trifásica no PCC, ou seja, a tensão manteve-se dentro dos limites estabelecidos pelo ONS de acordo com o gráfico da Figura 20, obedecendo o tempo máximo de eliminação da falta pela proteção da unidade geradora (ONS, 2010; Pinto, 2013). Além disso, na ocorrência de um afundamento de tensão de 40% no PCC durante 200 ms, como mostrado no gráfico da Figura 34, de maior severidade em magnitude e de menor duração em relação ao caso anterior, o parque eólico continua conectado à rede elétrica. Figura 34 Afundamento de tensão de 40% no PCC. 61

78 O sistema de proteção das turbinas eólicas não foi ativado, pois a tensão V rms _pu não ultrapassou os limites da curva LVRT. Isto demonstra que parques eólicos interligados à rede devem permanecer conectados nas circunstâncias descritas com a finalidade de contribuir efetivamente no restabelecimento da estabilidade pós-falta. b) Caso 2 Afundamento de tensão de média severidade Neste caso foi aplicado um curto-circuito com duração de 1,5 segundos no PCC. Para esta falta foram ativados os disjuntores H, H 1 e H 2 a fim de desviar o percurso da corrente para as últimas impedâncias do circuito da Figura 32. Assim, a magnitude da falta aumenta provocando um afundamento de tensão mais severo do que o caso 1. O gráfico da Figura 35 mostra um afundamento de tensão de 60% no PCC durante 500 ms. Observa-se que a tensão, V rms _pu, mantem-se acima da curva LVRT nos primeiros instantes do afundamento de tensão, porém a tensão do estator do aerogerador diminui bruscamente, resultando numa variação no fluxo magnético estatórico, causando uma elevação brusca da corrente nos enrolamentos do estator e do rotor para compensar o efeito. Esta elevação nas correntes pode comprometer os semicondutores do conversor do lado da máquina (CLM), uma vez que a corrente pode ultrapassar seus limites nominais. Sendo assim, a proteção crowbar é ajustada para operar em 70 ms, amortecendo os picos de corrente no enrolamentos do rotor, como mostrado no gráfico da Figura 36. Figura 35 Afundamento de tensão de média severidade. 62

79 Figura 36 Atuação da proteção crowbar no inicio do afundamento de tensão. Devido à longa duração da falta, o afundamento ultrapassou os limites da curva LVRT, neste instante, ocorre uma restauração do sistema de 60% para aproximadamente 20% da tensão no PCC na tentativa do parque eólico continuar operando dentro da região da curva de suportabilidade a faltas (Figura 20). O gráfico da Figura 37 mostra a continuação do amortecimento da corrente no enrolamento do rotor, apesar do pico de corrente ocorrido no momento da restauração do sistema. Figura 37 Atuação continua do crowbar após restauração do sistema. 63

80 Porém, apesar da restauração, o afundamento permanece fora dos limites da curva LVRT; consequentemente, a proteção do parque eólico é ativada (mudança de nível lógico de zero para 1) em 365 ms, desconectando-o da rede até que a falta tenha sido extinta, como mostrado no gráfico da Figura 38. Após a extinção da falta no PCC, a tensão nominal do parque eólico recupera-se, permitindo que os disjuntores de proteção restabelecesse a interligação com a rede elétrica. Figura 38 Atuação do sistema de proteção do parque eólico. c) Caso 3 Afundamento de tensão de alta severidade Para este caso foi aplicado a falta (impedância de curto tendendo à zero) no PCC com duração de 500 ms. Para esta falta foram ativados os disjuntores H, H 1, H 2 e H 3 a fim de desviar o percurso da corrente para um caminho de baixa impedância, esta de menor valor quando comparado aos casos anteriores. O gráfico da Figura 39 mostra a queda de tensão de 80% no PCC comparada com a curva LVRT no momento da falta, nos instantes entre 3 e 3,6 segundos. Observa-se que o nível de tensão ficou abaixo dos 0,2 pu por alguns instantes, ainda que tenham ocorrido variações de tensão acima e abaixo do limite de 80% da queda de tensão estabelecidos na curva LVRT. No instante em que a variação de tensão está abaixo do limite da curva LVRT, os disjuntores de proteção abrem seus contatos, saindo do nível lógico zero para 1, desconectando a central eólica da rede elétrica até que a falta seja extinta. 64

81 Figura 39 Afundamento de tensão de 80% dentro de 500 ms. O gráfico da Figura 40 mostra o acionamento da proteção do parque eólico, caracterizando a desconexão do parque eólico do barramento de interligação com a rede elétrica. A atuação do sistema de proteção durou de 3,1 a 3,6 segundos até que a falta fosse extinta e os contatos dos disjuntores retornassem para a posição fechado. Durante o afundamento, ocorre uma elevação da corrente do estator e do rotor que podem comprometer o funcionamento dos semicondutores do conversor do lado da máquina (CLM), uma vez que essa corrente pode ultrapassar seus limites nominais. Para diminuir o efeito danoso da sobrecorrente a proteção crowbar é ativada. Figura 40 Atuação do disjuntor de proteção do parque eólico. Com a atuação da proteção crowbar ajustada para operar em 50 ms após o início do curto-circuito, é possível observar a elevação da corrente rotórica no início do 65

82 afundamento de tensão (cerca de três vezes maior do que em operação normal), bem como o comportamento amortecido das correntes por conta da ativação da proteção, como mostrado no gráfico da Figura 41. Figura 41 - Corrente do rotor durante afundamento de tensão com uso do crowbar. No curto-circuito, a corrente do rotor aumenta bruscamente, mas o circuito de proteção crowbar detecta a sobrecorrente nos enrolamentos e desconecta o conversor do lado da máquina (CLM) da turbina eólica. No momento em que a corrente de falta é reduzida a valores aceitáveis, o crowbar reconecta o CLM para restabelecer o controle sobre o gerador eólico. O crowbar proporciona um amortecimento no fluxo magnético e, com isso, limita os picos de correntes nos enrolamentos do rotor e estator, protegendo o (CLM) evitando que os interruptores eletrônicos sejam avariados devido aos efeitos negativos das sobrecorrentes, bem como tensões elevadas no elo CC dos conversores AFUNDAMENTOS DESEQUILIBRADOS A natureza dos desequilíbrios de tensão produz respostas diferentes nas fases do estator dos aerogeradores de um parque eólico. Nota-se que a operação de aerogeradores sob afundamentos de tensão assimétricos podem criar pulsação de torque decorrente de faltas desequilibradas. Se esta condição persiste durante um longo período de tempo, pode 66

83 excitar outras partes da turbina eólica e, consequentemente as correntes desequilibradas criarão aquecimento anormal nos enrolamentos trifásicos, reduzindo a vida útil do isolamento dos enrolamentos. Diferente de uma falta trifásica simétrica, a fonte de sequência positiva continua a conduzir a corrente de falta monofásica até que sejam removidas do circuito. As condições iniciais das correntes de falta são diferentes para cada fase, e para analisar o comportamento de afundamentos de tensão assimétricos apresentados nesta seção foram utilizados blocos lógicos que simulam faltas assimétricas aplicadas no PCC do sistema eolielétrico, no qual se ajusta o tempo de começo e duração das faltas. Para a simulação das faltas fase-fase-terra, fase-fase e fase-terra foi utilizado um bloco Faults conectado ao bloco lógico Timed Fault Logic da biblioteca do PSCAD/EMTDC, como mostrado na Figura 42. Figura 42 Bloco lógico para simulação de faltas assimétricas. a) Caso 1 - Falta Monofásica (Fase-Terra) No modelo equivalente do parque eólico simulado no PSCAD foi ativado um bloco de falta trifásica no qual é configurado o tipo de curto circuito que será aplicado no PCC e este representará um curto monofásico (fase-terra). Os dispositivos de proteção por fase também são ajustados para abrir ou fechar num determinado tempo, a fim de extinguir a falta a terra caso o afundamento de tensão ultrapasse os limites da curva LVRT. O gráfico da Figura 43 apresenta a corrente de curto-circuito para a fase sob a falta monofásica representada na cor azul. No parque eólico, o fluxo magnético no entreferro, embora menor do que o normal e desequilibrado, é mantido pelas fases não defeituosas dos geradores. 67

84 Figura 43 Falta monofásica aplicada no PCC. Assim, o curto-circuito monofásico continuará a fluir até que o disjuntor remova a falha do circuito, diferentemente do curto-circuito trifásico em que a corrente de falta decai rapidamente devido ao colapso do campo magnético. O gráfico da Figura 44 (a) mostra o afundamento de tensão causado pela falta monofásica. A tensão cai para 70% do valor nominal, com duração de 0,2 segundos. Após este tempo, a tensão é restabelecida para o valor de pré-falta. Apesar da magnitude e da duração serem as principais características do afundamento, elas não o caracterizam totalmente. Pode ser observado que após a extinção da falta a tensão experimenta um pequeno sobrepasso e ondulações até a estabilização da tensão eficaz. No gráfico da Figura 44 (b) é possível observar que a tensão rms imediatamente após a falta é cerca de 90% da tensão de pré-falta. Como existem grandes motores de indução presentes no parque eólico, uma queda na tensão provoca retardo e causa aumento adicional na corrente de carga. A ativação da proteção crowbar no princípio do afundamento de tensão aumenta a resistência nos enrolamentos do rotor, amortecendo o fluxo magnético protegendo, principalmente, o CLM, bem como os efeitos da corrente de falta no parque eólico. Os gráficos da Figura 45 mostram o comportamento da corrente do rotor e a chave S que desconecta o CLM onde pode-se observar a queda de tensão no momento da falta, bem como o comportamento amortecido da corrente do rotor por conta da ativação da proteção durante o afundamento de tensão até que o mesmo seja cessado. Apesar da diminuição dos efeitos das correntes de curto-circuito, o crowbar possui uma desvantagem de que, durante o tempo em que a proteção está ativa, o conversor do 68

85 lado do rotor fica impossibilitado de realizar o controle das potências ativa e reativa do estator, estando o aerogerador incapaz de obedecer a imposições requeridas pelos códigos de rede em vigor. Figura 44 Afundamento de tensão oriundo de falta monofásico no PCC. Figura 45 Amortecimento da corrente no rotor durante o afundamento de tensão. 69

86 b) Caso 2 - Falta Bifásica (Fase-Fase) O curto-circuito bifásico (Fase-Fase e Fase-Fase-Terra) também mantém o fluxo do entreferro dos aerogeradores durante a falta, consequentemente a corrente de falta continuará a fluir até que o disjuntor remova a falha do circuito. A potência de saída do gerador será limitada e pulsante devido a uma condição desequilibrada. O gráfico da Figura 46 mostra as correntes desequilibradas devido à falta bifásica no PCC. Figura 46 Correntes oriundas da falta bifásica do tipo Fase-Fase no PCC. O gráfico da Figura 47 apresenta o afundamento de tensão de aproximadamente 60% durante 0,15 segundos. Figura 47 Afundamento de tensão devido à falta bifásica no PCC. 70

87 Nota-se no gráfico acima que o parque eólico se mantém conectado à rede de transmissão, pois o afundamento de tensão não ultrapassou os limites de tensão do gráfico da Figura 20. c) Caso 3 - Falta Bifásica (Fase-Fase-Terra) O gráfico da Figura 48 apresenta o afundamento de tensão de 80%, correspondendo a 0,73 pu, durante um curto-circuito bifásico do tipo Fase-Fase-Terra de 200 ms. Figura 48 Afundamento de tensão devido à falta bifásica para terra. Percebe-se no gráfico acima que a tensão V rms no PCC manteve-se dentro dos limites da curva LVRT estabelecido pelo ONS. Como consequência do curto-circuito bifásico, a tensão na fase não afetada pela falta sofre uma pequena queda na sua amplitude. O gráfico da Figura 49 apresenta o comportamento da tensão não afetada. Figura 49 Tensão na fase não afetada pela falta bifásica. 71

88 Observa-se que no período no qual está ocorrendo o afundamento de tensão, entre 3,0 e 3,2 segundos, as fases atingidas pelo curto bifásico sofrem uma queda de tensão, próxima a zero volt, e a fase A, que não foi afetada diretamente pela falta, é capaz de manter o fluxo magnético no entreferro dos aerogeradores do parque eólico. O comportamento das correntes no barramento de conexão é desequilibrado afetando a integridade dos enrolamentos e excitando outras partes das turbinas eólicas durante a permanência da falta. O gráfico da Figura 50 mostra o desequilíbrio das correntes na ocorrência de um curto-circuito bifásico do tipo Fase-Fase-Terra. Figura 50 Correntes do PCC oriunda da falta bifásica para terra. A fim de minimizar os efeitos das correntes desbalanceadas, a proteção crowbar é ativada pela chave s durante os instantes iniciais do afundamento de tensão, como mostrado no gráfico da Figura 51. O crowbar aumenta a resistência dos enrolamentos do rotor, amortecendo o fluxo magnético e, com isso, minimizando os danos da falta bifásica para terra. Figura 51 Ativação do crowbar durante o afundamento de tensão. 72

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