em [8]) e um filtro do lado da rede para mitigação dos harmônicos produzidos [9].

Transcrição

1 Distorções Harmônicas Geradas por um Parque de Turbinas Eólicas Thiago Morais Parreiras e Selênio ocha Silva esumo--este trabalho apresenta um estudo do impacto da instalação em um determinado sistema de diversos conversores para geração eólica no que concerne a distorção da forma de onda de tensão do barramento principal da instalação. O trabalho se desenvolve através de uma introdução das principais tecnologias de geração eólica e conversores aplicados. Na sequência é realizada uma explanação dos harmônicos gerados por uma turbina eólica e mostrada sua correlação com a necessidade de utilização de conversores de frequência. Através de simulações é verificado que, mesmo que uma turbina isolada produza baixo conteúdo harmônico, a instalação em paralelo de várias turbinas pode gerar altos índices de distorção harmônica. Tais efeitos são maximizados quando o sistema onde a instalação ocorre é frágil (baixa potência de curto-circuito). Palavras-chave Conversores, energia eólica, harmônicos em sistemas elétricos. A I. INTODUÇÃO preocupação com geração de energia elétrica através de fontes renováveis e com o menor impacto ambiental possível tem norteado, faz alguns anos, o pensamento dos governantes das principais nações do mundo. Neste contexto, a tecnologia de geração de energia renovável que tem assumido um papel de maior destaque é a geração eólica. De acordo com [], no final de 00, essa fonte de energia já possuía mais de 90GW de capacidade instalada ao redor do mundo e com uma previsão de chegar ao final de 05 com essa capacidade aumentada para mais de 30% do valor atual. O ano de 00 também representou um marco importante para a geração eólica no Brasil, um crescimento de 54,% na capacidade instalada chegando bem próximo da marca de GW. Por se tratar de uma tecnologia mais recente, o setor eólico tem se deparado ainda com alguns problemas de instalação e operação de grandes parques eólicos e estudos tem sido realizados para saná-los []. Algumas preocupações residem no âmbito da qualidade de energia e estão, em grande parte das vezes, ligadas a presença de conversores de potência para conversão total ou T. M. Parreiras é aluno da Universidade Federal de Minas Gerais, Av. Antônio Carlos, 667, Belo Horizonte, Minas Gerais Brasil ( tmparreiras@gmail.com). S.. Silva é professor do Departamento de Enegenharia Elétrica da Universidade Federal de Minas Gerais, Av. Antônio Carlos, 667, Belo Horizonte, Minas Gerais Brasil ( selenios@dee.ufmg.br). parcial da potência entregue ao sistema. II. TECNOLOGIA APLICADAS NA GEAÇÃO EÓLICA Uma análise das tecnologias utilizadas e das tendências atuais e futuras para a geração eólica pode ser encontrada em [3]. Essas tecnologias de dividem, de acordo com [4] em dois grandes grupos: gerador operando em velocidade fixa e gerador operando em velocidade variável. Devido a uma maior sensibilidade a distúrbios mecânicos (sistema rígido), menores índices de qualidade de energia e menor aproveitamento da energia disponível pelos ventos nas tecnologias de velocidade fixa, essa vertente tem sido preterida e praticamente todo o esforço de engenharia e pesquisa tem sido feito para otimização das tecnologias de velocidade variável. Entre as tecnologias utilizadas (detalhadas em [5]), as que tem demonstrado maior avanço são as que utilizam geradores síncronos e as que fazem uso do gerador de indução duplamente alimentado (DFIG). A. Turbinas com Geradores Síncronos Na Fig. são apresentadas duas soluções fazendo-se do uso de um gerador síncrono de grande número de polos, o que dispensa a utilização do multiplicador de velocidades. Na Fig..a) utiliza-se um gerador síncrono com excitação independente, enquanto que na Fig..b) utiliza-se um gerador síncrono de imãs permanentes, ou PMSG (do inglês Permanent Magnet Synchronous Generator). Fig.. Turbinas com geradores síncronos de grande número de pólos a) Excitação independente. b) imãs permanentes. O PMSG não permite a regulação da tensão gerada, ao contrário da excitação independente, porém apresenta um rendimento maior devido a quase ausência de perdas no rotor. Essas soluções apresentam como desvantagens o custo do conversor (plena potência) e o custo dos filtros necessários na saída para evitar a poluição da rede através dos harmônicos provenientes do conversor.

2 B. DFIG Outra opção tecnológica emprega os geradores assíncronos duplamente alimentados, ou DFIG (do inglês Doubly-fed Induction Generator) onde o estator é conectado diretamente a rede elétrica e o rotor é alimentado através de um conversor de menor potência (no máximo 30% da energia gerada). A Fig. indica este tipo de sistema, onde, por se tratar de um gerador assíncrono, é necessária a utilização de um multiplicador de velocidades. Esse tipo de sistema permite uma regulação de velocidade na faixa de +/- 30% da velocidade síncrona, onde para velocidades do rotor inferiores a do estator (escorregamento positivo) o estator fornece potência a rede enquanto o rotor consome. Já quando o rotor possuí velocidades superiores a síncrona (escorregamento negativo), tanto estator quanto rotor fornecem potência a rede. O conversor deve permitir o fluxo de potências bidirecional. Fig.. Turbina com gerador assíncrono duplamente alimentado Nessa tecnologia os custos com eletrônica de potência e filtros são extremamente reduzidos, porém como desvantagens estão as necessidades de um multiplicador de velocidades e de escovas no rotor, levando a maiores custos de manutenção. Já existem estudos [3] para viabilizar um DFIG sem a necessidade de escovas. em [8]) e um filtro do lado da rede para mitigação dos harmônicos produzidos [9]. Fig. 3. Conversor back-to-back aplicado a um PMSG IV. HAMÔNICOS A. Harmônicos em Sistemas Elétricos Quando uma fonte de tensão praticamente senoidal com frequência constante alimenta uma carga ou dispositivo não linear (por exemplo, um conversor de frequência), correntes não-senoidais são produzidas. Essas correntes, por sua vez, ao passarem pelas impedâncias do sistema produzem quedas de tensão também não senoidais [0]. Como resultado são produzidas distorções de tensão nos terminais das cargas, o que pode interferir em seu funcionamento. As tensões (e também as correntes) distorcidas podem ser representadas através da série de Fourier como um somatório de funções senoidais. A Fig. 4 mostra um exemplo de um sinal não-senoidal e sua decomposição em funções senoidais através da série de Fourier. Na Fig. 4 (b) foram representadas apenas as componentes harmônicas de primeira, terceira e quinta ordem. III. CONVESO UTILIZADO Em [6] é feita uma revisão e um comparativo sobre diversas topologias de conversores utilizando tiristores, diodos retificadores e/ou células de chaveamento (normalmente, IGBT Insulated Gate Bipolar Transistor) para os variados tipos de tecnologias de geração existentes. Uma das tecnologias mais utilizadas na atualidade é a do conversor back-to-back (Fig. 3) que utiliza um inversor com modulação PWM (do inglês Pulse Width Modulation) do lado do gerador e outro idêntico do lado da rede que faz uso de um PLL (do inglês Phase Lock Loop) para sincronização com o sistema. Conforme [4] o controle dos dois conversores pode ser realizado de forma independente um do outro o que facilita em muito a aplicação. Essa tecnologia é aplicável tanto ao DFIG quando ao gerador síncrono. Em geral, esse tipo de conversor possui ainda filtro dv/dt para proteção do isolamento do gerador [7], resistores no barramento CC para garantir o funcionamento durante um afundamento de tensão do sistema (conforme critério definido Fig. 4. Sinal não senoidal (a) e sua decomposição através da série de Fouries (b) De acordo com a frequência de cada senóide resultante da série de Fourier, essas componentes recebem a seguinte definição [], []: O harmônico é definido como o conteúdo de uma função cuja frequência é um múltiplo inteiro da frequência fundamental da rede. O inter-harmônico é definido como o conteúdo de uma função cuja frequência é um múltiplo não inteiro (porém real) da frequência fundamental da rede. O sub-harmônico é definido como um inter-harmônico que aparece em frequências abaixo da frequência fundamental da rede.

3 3 B. Indicadores O nível de distorção harmônica de um sinal de corrente ou tensão é avaliado através de indicadores. O primeiro, e mais usual deles, é o de distorção harmônica total - THD (do inglês Total Harmonic Distortion) definido conforme () seguido pelo indicador de Distorção Total de Demanda TDD (do inglês Total Demand Distortion) conforme (), o qual é muito similar ao primeiro, porém compara o valor eficaz de todos os harmônicos com um valor nominal de carga ao invés de compará-lo em relação a componente fundamental. THD TDD ( ) ( I ) 50 n n 50 I n n I [] e [3] indicam para o caso da avaliação de uma instalação com vários conversores eólicos a necessidade de utilização dos indicadores de distorção harmônica parcialmente pesada PWHD (do inglês Partial Weighted Harmonic Distortion) e o indicador não normalizado de distorção harmônica com inter-harmônicos THDz. O primeiro (3) visa avaliar com maior rigor os harmônicos de alta ordem, enquanto o segundo (4) visa avaliar a presença de inter-harmônicos na rede. THDz PWHD ( ) ( ) n 4 n ( n 0,5) n n C. Harmônicos Gerados por Turbinas eólicas Estudos de harmônicos e inter-harmônicos para turbinas utilizando DFIG e (PM)SG são apresentados em [], [] e [3]. Foram identificadas como principais correntes (inter-) harmônicas nestes conversores as seguintes: Harmônicos característicos causados pela ação de chaveamento de apenas um conversor. Esses harmônicos são mostrados em [0] como tendo origem devido a modulação PWM bipolar (Fig. 5), onde existem componentes harmônicas somente na vizinhaça da frequência de chaveamento e seus múltiplos, conforme Fig. 6. Harmônicos e inter-harmônicos não-característicos causados por um conversor como resultado da ação de chaveamento do outro conversor. Harmônicos são gerados se ambos os conversores operam com a mesma frequência de chaveamento, caso contrário são gerados inter-harmônicos. Harmônicos e inter-harmônicos não-característicos causados por distorções nas tensões da rede. Harmônicos não-característicos causados por desequilíbrio nas impedâncias do sistema. Harmônicos não-característicos causados por tempo morto e/ou variações no sinal de controle do conversor. () () (3) (4) Fig. 5. Princípio de operação PWM Fig. 6. Espectro harmônico de um chaveamento PWM bipolar Exclusivamente para o DFIG, inter-harmônicos devido a a geração de harmônicos no conversor do lado do gerador, os quais são transferidos através do entreferro ao estator onde eles aparecem como soma e diferença em frequências ao redor da frequência de escorregamento. V. SIMULAÇÕES A. Simulações no Domínio do Tempo Usando a metodologia de modelagem e controle de conversores proposta em [4], foi feita uma simulação de um conversor do lado da rede com a ferramenta Simulink do Matlab. Os dados do conversor simulado estão apresentados na tabela I. Uma simulação ideal para um fornecimento de 300kW (fator de potência unitário) resultou no espectro harmônico de corrente indicado na Fig. 7 (a ordenada do gráfico foi ajustada para dar maior destaque aos harmônicos diferentes do fundamental). Onde pode-se observar a presença significativa apenas dos harmônicos característicos. O THD de corrente obtido foi de 3,57%. TABELA I DADOS DO CONVESO PAA SIMULAÇÃO NO DOMÍNIO DO TEMPO Descrição Valor Comentários Potência do transformador 400 kva elação de transformação 300/600 V Delta/Y Nt 3,83 Indutância efetiva 764 µh eator e Trafo eator, Trafo e esistência efetiva mω IGBT Frequência de chaveamento 340 Hz 39x60 Hz

4 4 Fig. 7. Espectro harmônico de correntes para 300kW Simulações subsequentes foram executadas para verificar harmônicos gerados no caso da presença de desequilíbrios na tensão da rede (tabela II), nas impedâncias da rede (tabela III) e devido a presença de tempo morto no chaveamento do conversor (tabela IV). TABELA II ESULTADOS PAA DESEQUILÍBIOS DE TENSÃO NA EDE Fase a Fase b Fase c V ang V ang V ang THDia THDib THDic Espectro ,57% 3,57% 3,57% Fig ,50% 3,5% 3,67% , , ,7% 4,07% 4,% , , ,40% 4,7% 4,75% Fig. 8 L (µh) TABELA III ESULTADOS PAA DESEQUILÍBIOS NA IMPEDÂNCIA NA EDE Fase a Fase b Fase c (mω) L (µh) (mω) L (µh) (mω) THDia THDib THDic Espectro ,57% 3,57% 3,57% Fig ,8% 3,60% 3,87% , ,8 3,57% 3,57% 3,57% , ,8 3,8% 3,60% 3,87% Fig. 9 TABELA IV ESULTADOS PAA PESENÇA DE TEMPO MOTO NO CHAVEAMENTO Características do chaveamento THDia THDib THDic Espectro Ts (ms) Tm 0,474 0,00% 3,57% 3,57% 3,57% Fig. 7 0,474 0,50% 3,69% 3,73% 3,67% --- 0,474,00% 3,67% 3,69% 3,67% --- 0,474,50% 3,73% 3,73% 3,7% Fig. 0 onde: Ts Período de chaveamento; Tm Tempo morto (dado em percentual de Ts). As Fig. 8, 9 e 0 apresentam os espectros harmônicos dos piores casos encontrados nas simulações. Em todos os casos é possível observar não só a presença já esperada dos harmônicos característicos, como também o aparecimento significativo de harmônicos não-característicos (em especial os de baixa ordem). Fig. 8. Espectro harmônico com desequilíbrio de tensão na rede Fig. 9. Espectro harmônico com desequilíbrio de impedâncias da rede Fig. 0. Espectro harmônico com tempo morto no chaveamento B. Simulações no Domínio da Frequência Uma turbina eólica real utilizando o PMSG (tabela V) possui os dados de geração de harmônicos não fundamentais da tabela VI que foram retirados de um relatório de ensaio nos moldes da norma [4]. TABELA V DADOS DO CONVESO Descrição Valor Comentários Potência do aerogerador,5 MW Potência do transformador,6 MVA T elação de transformação 34500/60 V Dyn Impedância do transformador 5,% Indutor do filtro 0,3 mh L por fase Capacitor do filtro 500 µf C por fase (Y aterrado) Foi observado que os dados informados na tabela VI são referentes a corrente entregue pelo conversor a rede durante o ensaio (Ik) e não da corrente efetivamente gerada pelo conversor (Ih). A Fig. traz maior clareza a essa questão. Fig.. Diagrama da turbina para análise de harmônicos TABELA VI PINCIPAIS HAMÔNICOS GEADOS PELO CONVESO Ordem [h] Frequência [Hz] Corrente Harmônica [A] Corrente Harmônica [% In] Ocorreu na potência ativa [kw] ,9 0,59 49, ,56 0,6 495, ,6 0,54 7, ,34,46 30, ,40 0,53 499, ,89,85 497, ,63 0,47 46, ,04, 497, ,63 0,76 490,5

5 5 Como o relatório não apresenta a informação da impedância da rede no ponto de conexão do ensaio (o que também não é exigido por [4]), foi feita uma simualação para averiguar a importância de tal informação. Os resultados estão apresentados nas Fig. (harmônicos pares) e Fig. 3 (harmônicos ímpares). Na Fig. 4 é mostrado o THD para cada combinação de turbinas e na Fig. 5 é mostrada a impedância equivalente vista pelo parque eólico. Pode-se verificar que os piores casos de THD ocorreram quando houve ressonância paralela no parque (altas impedâncias) nas ordens harmônicas de maior presença na tabela VI. Fig.. Possíveis valores gerados pelo conversor (harmônicos pares) Fig. 4. THD obtido para injeção de corrente harmônica Fig. 3. Possíveis valores gerados pelo conversor (harmônicos ímpares) Fica claro que a informação da impedância da rede (ou potência de curto-circuito) do ensaio é relevante quando a rede em questão é mais frágil (notadamente, para razões de curto menores do que 0). Para redes mais fortes (razões maiores que 0), a corrente harmônica real produzida pelo conversor varia muito pouco com a impedância da rede. Como o manual do fabricante informa que a turbina deve ser instalada em potências de curto-circuito superiores a 0MVA, uma razão de curto-circuito igual a 7 foi utilizada para o cálculo da corrente I h utilizada numa simulação onde foram sendo acrescentados uma a uma turbinas eólicas em paralelo num sistema com potência de curto-circuito de 94MVA. A metodologia de modelagem do conversor para a análise harmônica no domínio da frequência seguiu o proposto em [5] onde o capacitor do filtro PWM é considerado como sendo a impedância de entrada do conversor. Foi apontado em [6] uma metodologia mais avançada na qual a impedância de entrada é também função do ganho do conversor, porém ela necessitaria de informações completas sobre o controle do conversor as quais não estavam disponíveis. Fig. 5. Impedância equivalente vista pelo parque eólico Por fim, foi realizada uma simulação onde foi considerado que o sistema possuía valores de tensões harmônicas conformes os limites estabelecidos em [8] e [7] (vide tabela VII). Os resultados para THD e impedância vista pela rede estão apresentados nas Fig. 6 e 7, respectivamente. Fica claro que, nesse caso, os piores índices de THD ocorreram para os casos onde os conversores em paralelo apresentaram ressonância série (baixa impedância). TABELA VII Valores Limites de Tensão Harmônica Individual harmônico V 69kV Valor 3 a 5 (ímpar) 0,60% 7 (ímpar) 0,40% todos pares 0,30%

6 6 Fig. 6. THD obtido para harmônicos presentes na rede Fig. 7. Impedância equivalente vista pela rede VI. CONCLUSÕES Analisando os resultados obtidos nas simulações constatase que embora uma turbina eólica possa, individualmente, produzir um conteúdo harmônico pequeno e dentro dos limites estabelecidos e/ou recomendados [8], a conexão de vários conversores em paralelo pode resultar em distorções muito grandes de tensão. Esse fato é agravado quando um parque de grandes proporções é instalado num sistema elétrico fraco (baixa potência de curto-circuito). Essas distorções podem ser causadas pela circulação das correntes harmônicas geradas pelos conversores em altas impedâncias equivalentes (ressonância paralela) ou por grandes correntes harmônicas provocadas pela aplicação de tensões harmônicas presentes na rede em uma impedância equivalente extremamente baixa (ressonância série). Em ambos os casos, o próprio filtro utilizado no conversor para mitigar correntes harmônicas pode acabar sendo um agente de ressonância. VII. EFEÊNCIAS [] Global Wind Energy Concil, Global Wind eport: Annual market update 00. Brussels: GWEC, mar. 0. [] L. Wang, T. H. Yeh, W. J. Lee, Z. Chen, Analysis of a Commercial Wind Farm in Taiwan Part I: Measurement esults and Simulations, IEEE Transactions on Industry Applications, vol. 47, n., pp , Apr. 0. [3] F. üncos,. Carlson, P. Kuo-Peng, H. Voltolini, N. J. Batistela, Geração de Energia Eólica Tecnologias Atuais e Futuras, Weg Máquinas, Santa Catarina, Brasil. [Online]. Disponível: [4] A. Yasdani,. Iravani, Voltage-sourced Converters in Power Systems: Modeling, Control and Applications, New Jersey: Wiley, 00, p [5] O. Anaya-Lara, N. Jenkins, J. Ekanayake, P. Cartwright, M. Hughes, Wind Energy Generation: Modelling and Control, West Sussex: Wiley, 009, p. 69. [6] J. A. Baroudi, V. Dinavahi, A. M. Knight, A review of power converter topologies for wind generators, enewable Energy, n. 3, pp , Jan [7] A. V. Jouanee, P. Enjeti, W. Gray, Application Issues for PWM Adjustable Speed AC Motor Drives, IEEE Industry Applications Magazine, p. 0-8, Sep [8] equisitos Técnicos Mínimos para Conexão à ede Básica, Procedimentos de ede ONS, Submódulo 3.6, ev..0, Ago [9] M. Liserre, F. Blaadjerg, S. Hansen, Design and Control of an LCL- Filter-Based Three-Phase Active ectifier, IEEE Transactions on Industry Applications, vol. 4, n. 5, pp. 8-9, Set [0] J. Arrilaga, N.. Watson, Power System Harmonics, nd ed., West Sussex: Wiley, 003, p. 39. [] D. Schulz,. Hanitsch, T. Kompa, A. Samour, Comparative Power Quality Investigations of Variable Speed Wind Energy Converters with Doubly-fed Induction and Synchronous Generator, in 00 PCIM Power Quality Conference, pp [] C. Saniter, D. Schulz,. Hanitsch, Harmonics and Interharmonics Generated by Wind Energy Converters: Measurements and a Novel Modeling Approach in the Frequency Domain, presented at the Workshop on Large-Scale Integration of Wind Power and Transmission Networks for Offshore Wind Farms, Bilund, Denmark, 003. [3] C. Saniter, D. Schulz,. Hanitsch, A. Wood, Causes of Harmonics and Interharmonics in Wind Energy Converters, in 005 IO 5 World Climate & Energy Event, pp [4] Measurement and Assessment of Power Quality Characteristics of Grid Connected Wind Turbines, IEC 6400-, 008. [5] J. H.. Enslin, P. J. M. Heskes, Harmonic Interaction Between a Large Number of Distributed Power Inverters and the Distribution Network, IEEE Transactions on Power Electronics, vol. 9, n. 6, pp , Nov [6] F. Wang, J. L. Duarte, M. A. M. Hendrix, P. F. ibeiro, Modeling and Analysis of Grid Harmonic Distortion Impact of Aggregated DG Inverters, IEEE Transactions on Industry Applications, vol. 6, n. 3, pp , Mar. 0. [7] Gerenciamento dos Indicadores de Desempenho da ede Básica e dos Barramentos dos Transformadores de Fronteira, e de seus Componentes, Procedimentos de ede ONS, Submódulo.8, ev.., Set. 00. [8] IEEE ecommended Practices and equirements for Harmonic Control in Electrical Power Systems, IEEE Standard 59-99, Jun. 99. Thiago Morais Parreiras é Engenheiro Eletricista (007) pela PUC Minas e aluno do programa de pósgraduação da UFMG. Atualmente trabalha com conversores de frequência de média e baixa tensão na Power Conversion, recém adquirida divisão da GE Energy. Suas áreas de interesse incluem fontes alternativas de energia, máquinas elétricas e eletrônica de potência. Selênio ocha Silva é engenheiro eletricista (980), mestre em Engenharia Elétrica (984) pela Universidade Federal de Minas Gerais e doutor em Engenharia Elétrica (988) pela UFPb. Atualmente é professor titular do Departamento de Engenharia Elétrica da UFMG. Seus interesses de pesquisas incluem fontes alternativas de energia, máquinas elétricas e qualidade da energia. Dr. Selênio é membro do IEEE.