ANÁLISE DINÂMICA DE GERADORES EÓLICOS CONECTADOS DIRETAMENTE EM SISTEMAS DE DISTRIBUIÇÃO

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1 ANÁLISE DINÂMICA DE GERADORES EÓLICOS CONECTADOS DIRETAMENTE EM SISTEMAS DE DISTRIBUIÇÃO Maurício B. C. Salles DSEE/FEEC/UNICAMP Av. Albert Einstein, no. 4, 38-97, Campinas, SP Walmir de Freitas ECERF, University of Alberta T6G 2V4, Edmonton, Alberta, Canadá André Morelato França DSEE/FEEC/UNICAMP Av. Albert Einstein, no. 4, 38-97, Campinas, SP Resumo. Este trabalho apresenta uma investigação sobre o desempenho dinâmico de geradores eólicos conectados diretamente em redes de distribuição. O comportamento dinâmico de geradores eólicos usando máquinas de indução com controle de ângulo de passo atuando como um regulador de velocidade ou como um regulador de potência elétrica são comparados considerando perturbações na rede elétrica e na velocidade do vento. Resultados de simulação mostram que durante perturbações na velocidade do vento ambas estratégias levam a um desempenho similar. Porém, durante curtos-circuitos, ao contrário do caso do regulador de potência elétrica, o regulador de velocidade pode melhorar a estabilidade de tensão da rede. Além disso, um novo método para melhorar a performance de estabilidade de geradores de indução é proposto. Tal método consiste no chaveamento de uma resistência constante em série com o enrolamento do rotor usando disjuntores comuns. Resultados de simulação mostram que este método pode aumentar a margem de estabilidade de tensão de redes de distribuição com geradores eólicos baseados em máquinas de indução. Palavras-chave. estabilidade de tensão, gerador eólico, máquina de indução, simulação dinâmica.. Introdução A utilização de geração eólica tem crescido em todo o mundo em decorrência da desregulamentação do mercado de energia elétrica, preocupações com impactos ambientais e avanços tecnológicos na área (Jenkins et all, 2; CIGRÉ, 999). No Brasil, em particular, a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) outorgou entre 998 e 22 a instalação de usinas eólicas no total de aproximadamente 6 MW, distribuídas em 9 parques geradores (ANEEL, 23). Além disso, com a recente regulamentação, dezembro de 22, do Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica (Proinfra) que prevê a aquisição pela Eletrobrás da energia equivalente a 33 MW, divididos entre pequenas centrais hidrelétricas e usinas utilizando biomassa e fonte eólica, desde que entrem em operação até o fim de 26 cresce enormemente a possibilidade de a maioria dos projetos se tornarem realidade. Atualmente, há diversas tecnologias de geração eólica disponíveis no mercado baseadas em geradores rotacionais de corrente alternada, tanto síncronos quanto assíncronos. De forma ampla, tais tecnologias podem ser classificadas como (a) geradores de corrente alternada conectados diretamente em redes de distribuição e (b) geradores de corrente alternada conectados em redes de distribuição via conversores estáticos de potência. No momento, não são claras as vantagens e desvantagens de cada configuração considerando diversos fatores técnicos, econômicos e ambientais (CIGRÉ 2). Atualmente, a maioria dos geradores em operação empregam geradores assíncronos conectados diretamente em redes de distribuição em razão de baixo custo e robustez. Mesmo esta classe de geradores eólicos apresenta diferentes configurações. Um exemplo é a presença ou não de controle dos ângulos das hélices da turbina eólica. Baseado nesses fatos, é fundamental investigar os impactos de várias formas de geração eólica no desempenho da rede elétrica. Este trabalho, portanto, analisa diferentes tipos de geradores eólicos utilizando máquinas de indução conectadas diretamente em redes de distribuição. A utilização de controle dos ângulos de passo das hélices da turbina eólica de forma a manter potência elétrica ou velocidade do rotor constante é estudada considerando perturbações na velocidade do vento e na rede elétrica. Em relação às perturbações no vento, são analisados casos de variações lineares da velocidade do vento, assim como variações bruscas aleatórias (rajadas de vento). O desempenho de estabilidade de tensão de curto prazo destes geradores durante curtos-circuitos na rede também é investigado. Adicionalmente, uma nova forma de controle da resistência do rotor utilizando uma abordagem discreta é proposta. O objetivo desta técnica é melhorar o desempenho dinâmico desses geradores durante faltas na rede elétrica. Resultados de simulações mostraram que tal controlador pode aumentar a margem de estabilidade de tensão de geradores eólicos na presença de curtoscircuitos. Todas as análises foram realizadas utilizando simulação dinâmica trifásica não-linear. Este trabalho está organizado como segue. Na Seção 2, apresenta-se o modelo aerodinâmico utilizado para determinar o torque mecânico fornecido pela turbina eólica. Os modelos dos componentes de rede e o sistema teste empregado neste trabalho são descritos na Seção 3. Na Seção 4, dois métodos de controle do ângulo das hélices da

2 turbina são comparados durante perturbações elétricas e mecânicas. Na Seção 5, investiga-se um novo método de controle discreto da resistência do rotor utilizando chaves mecânicas comuns disjuntores (standard circuit breakers). 2. Modelo Aerodinâmico O modelo aerodinâmico adotado neste trabalho é relativamente simples, porém, tem sido utilizado em diversas referências fornecendo resultados confiáveis (Winkelman e Javid 983; Abdin e Xu 2 e CIGRÉ 2). A principal suposição do modelo é que o acoplamento entre o rotor da turbina eólica e o rotor do gerador de indução pode ser considerado rígido (inelástico). Por conseguinte, as inércias da turbina e do gerador elétrico podem ser combinadas em uma massa rotacional. O toque mecânico fornecido por uma turbina eólica pode ser calculado por (Winkelman e Javid 983; Abdin e Xu 2 e CIGRÉ 2): 2 T M = ρ ARC p ν / λ () 2 em que: T M = torque mecânico fornecido pela turbina eólica (N.m) ρ = densidade do ar (kg/m 3 ) A = área varrida pelas hélices da turbina (m 2 ) R = raio do rotor da turbina eólica (m) C p = coeficiente de performance da turbina eólica ν = velocidade do vento (m/s) λ = ω m R/ν = relação entre a velocidade linear do rotor e a velocidade do vento ω m = velocidade angular do rotor da turbina eólica O coeficiente de performance C p normalmente é obtido a partir de curvas fornecidas pelo fabricante. Porém, para o gerador eólico analisado neste trabalho, tais curvas podem ser aproximadas pela seguinte equação (Winkelman e Javid 983 e Abdin e Xu 2): ( λ 3) π C p = (,44,67β ) sin,84( λ 3)β 5,3β (2) sendo: β = ângulo de passo das hélices da turbina O ângulo de passo β é igual a grau quando a superfície da hélice encontra-se perpendicular à direção do vento (totalmente vertical) e é igual a 9 graus quando a superfície da hélice encontra-se paralela à direção do vento (totalmente horizontal). Como pode ser verificado a partir das Eq. () e (2), o controle do ângulo de passo das hélices da turbina pode ser empregado para controlar o torque mecânico fornecido ao gerador elétrico. Tal forma de controle será analisada nas próximas seções. 3. Modelo do Sistema Diferentemente dos sistemas de transmissão de energia elétrica, os sistemas de distribuição apresentam alto grau de desequilíbrio em razão da existência de linhas assimétricas e de cargas desbalanceadas. Por conseguinte, neste trabalho todas as simulações foram realizadas utilizando modelos trifásicos na representação dos diversos componentes de rede. O sistema teste utilizado neste estudo é derivado de um sistema apresentado em Jenkins at all (2), cujo diagrama unifilar é mostrado na Fig.. A rede analisada consiste em um sistema de subtransmissão de 32 kv e nível de curto-circuito de 5 MVA, representado por um equivalente de Thévenin, o qual alimenta um sistema de distribuição de 33 kv através de dois transformadores de 32/33 kv conectados em /Yg. Há um parque eólico com capacidade total de 3 MW conectado na barra 6. Tal parque eólico é composto por 5 geradores de indução com capacidade nominal de 2 MW cada. Além disso, cada gerador é conectado na rede de distribuição via um transformador de 32/.69 kv ; /Yg e possui um banco trifásico de capacitores com capacidade de.667 MVAr ligado em Y nos seus terminais. Cada gerador de indução foi representado por um modelo de quarta ordem (Kundur 994). Componentes de potência ativa das cargas do sistema foram representados por modelos corrente constante e componentes reativas por modelos impedância constante, como recomendado em IEEE Task Force (993). As linhas foram representadas por impedâncias RL em série, já que podem ser consideradas linhas curtas. Os transformadores foram simulados usando modelos trifásicos e as perdas do núcleo foram também consideradas (circuito T). Todavia, o efeito da saturação nas máquinas e nos transformadores foi desprezado.

3 6 Sub /.69 kv; /Y g 2 MW/,667 MVAr conjunto 32 kv 5 MVA 32/33 kv /Y g 58 MW 2 MVAr 6MW 2MVAr 24 MW 5MVAr 2 MW 3MVAr 33/.69 kv; /Y g 2 MW/,667 MVAr conjunto 5 Figura. Diagrama unifilar do sistema teste. 4. Controle de ângulo de passo das hélices Analisando as expressões apresentadas na seção 2, pode ser verificado que o ângulo de passo das hélices da turbina eólica tem influência sobre a produção de torque mecânico. Assim, tal variável pode ser utilizada para controlar a geração elétrica. Este arranjo pode ser adotado para evitar problemas mecânicos associados com elevadas velocidades do vento, assim como para melhorar a qualidade da energia elétrica fornecida pelo gerador. A turbina eólica analisada neste trabalho é projetada de forma a fornecer potência nominal quando a velocidade do vento está em torno de 6 m/s. As curvas de potência elétrica versus velocidade do vento deste gerador considerando diferentes ângulos de passo são apresentadas na Fig. 2. potência elétrica (pu) graus 2 graus graus 2 graus 4 graus velocidade do vento (m/s) Figura 2. Influência do ângulo de passo das hélices de uma turbina eólica na potência elétrica gerada. De forma geral, o controle de potência de turbinas eólicas utilizando variação de ângulo de passo das hélices pode ser classificado em três grupos: Active Pitch Control: para fornecer geração nominal a maior parte do tempo, melhorando a eficiência energética, e limitar a potência quando a velocidade do vento está acima da velocidade nominal, as hélices da turbina, ou parte delas, são rotacionadas de forma a diminuir o ângulo de ataque. Active Stall Control: com os mesmos propósitos do controle anterior, manter a potência nominal a maior parte do tempo e limitar a potência quando a velocidade do vento está acima da velocidade nominal, as hélices da turbina, ou parte delas, são rotacionadas de forma a aumentar o ângulo de ataque. Este controle também possibilita aumentar o torque mecânico da turbina em baixas velocidades de vento, facilitando a entrada em operação da turbina. Combistall Control: atualmente encontrado em baixa escala no mercado, é uma combinação dos dois controles ativos de potência citados acima. A tendência é que a maioria das turbinas com capacidade acima de,5 MW utilize essa forma de controle. Tal tipo de controle possibilita aumentar ou diminuir o ângulo de ataque, fornecendo uma gama maior de ângulos de controle. Por conseguinte, a controlabilidade também é maior. Este é o tipo de controle de ângulo adotado nos casos analisados neste trabalho, visto que o objetivo é ganhar um melhor entendimento da influência do controle de ângulo na dinâmica da rede elétrica.

4 O diagrama esquemático de um controlador genérico de ângulo de passo das hélices da turbina é apresentado na Fig. 3. Um sinal de controle, normalmente potência elétrica, é comparado com um sinal de referência. O erro desta comparação é processado por um controlador PI, o qual fornece o ângulo de referência (β ref ). Para reproduzir as limitações mecânicas do sistema de controle de ângulo, um atraso baseado na constante de tempo do servo-motor (T servo ) e um limitador da taxa de variação do ângulo (dβ/dt max/min ) estão presentes no modelo. Neste trabalho a constante de tempo do servo-motor foi adotada igual a 25 milissegundos e a máxima taxa de variação igual a ± 5 graus/segundo (Akhmatov et all, 23). O ângulo de passo das hélices foi limitado em ± 5 graus. X ref + PI β max β ref dβ dt T servo s dβ / dt max s β max β X β min dβ / dt min β min Figura 3. Controlador genérico de ângulo de passo das hélices de uma turbina eólica. Desde que este tipo de controlador foi proposto, o sinal de controle mais comumente empregado é o de potência elétrica. Este sinal permite maximizar a geração de energia elétrica para uma ampla faixa de velocidades do vento, aumentando a eficiência energética do sistema, e prevenir problemas mecânicos relacionados com elevadas velocidades do vento. Outro sinal que pode ser utilizado para assegurar alta eficiência energética e segurança mecânica do sistema é a velocidade angular do rotor. Portanto, nas seções seguintes, um controlador de ângulo de passo das hélices agindo como um regulador potência elétrica constante ou velocidade angular do rotor constante são comparados durante perturbações na velocidade do vento e na rede elétrica. 4. Perturbações na velocidade do vento Neste trabalho duas formas bastante comuns de perturbações na velocidade do vento são analisadas. No primeiro caso, a velocidade do vento aumenta e diminui, em instantes bem definidos, de forma linear considerando uma determinada taxa de variação. O comportamento dinâmico desta classe de perturbação simulada aqui é mostrado na Fig. 4(a). No segundo caso, uma perturbação mais crítica para o sistema elétrico-mecânico é considerada, que são as rajadas de vento. Neste caso, variações crescentes e decrescentes da velocidade do vento ocorrem de forma aleatória com uma taxa de variação relativamente alta. O comportamento dinâmico das rajadas de vento simuladas neste trabalho é apresentado na Fig. 4(b) velocidade do vento (m/s) velocidade do vento (m/s) (a) variação linear da velocidade do vento (b) variação aleatória da velocidade do vento (rajadas). Figura 4. Perturbações simuladas na velocidade do vento. O comportamento dinâmico das principais variáveis do sistema durante mudanças lineares na velocidade do vento, considerando os casos com e de ângulo, é apresentado na Fig. 5. Pode-se verificar que, para o caso sem controle de ângulo, as variáveis potência elétrica, velocidade do rotor e tensão terminal são bastante influenciadas pelas perturbações na velocidade do vento. Por outro lado, na presença do controlador de ângulo de passo, tais variações são minimizadas. Porém, neste último caso, consideráveis transitórios ocorrem seguindo uma mudança na tendência da velocidade do vento (crescimento/decrescimento). Isso ocorre em razão do atraso na resposta do sistema mecânico de

5 controle de ângulo. É interessante observar que a maximização da eficiência energética, i.e. geração nominal considerando uma ampla faixa de velocidades do vento, é obtida independentemente da variável de controle utilizada. Isso ocorre porque as variáveis potência elétrica e velocidade do rotor são intrinsecamente relacionadas. Tal constatação pode ser vista na resposta dinâmica do ângulo de passo, Fig. 5(d). Observa-se que o comportamento é praticamente o mesmo para ambas as formas de controle potencia eletrica (pu).9.8 velocidade do rotor (pu) (a) potência elétrica. (b) velocidade do rotor tensao terminal (pu) angulo de passo β (graus) (c) tensão terminal (d) ângulo de passo das hélices da turbina. Figura 5. Resposta dinâmica do sistema para variações lineares na velocidade do vento. O comportamento dinâmico das principais variáveis do sistema sob rajadas de vento é apresentado na Fig. 6. Neste caso, o sistema de controle de ângulo de passo não consegue evitar que a perturbação eólica se propague para as variáveis elétricas. Tal fato é devido à resposta bastante lenta do sistema de controle. Novamente, pode-se confirmar que o comportamento do controlador de ângulo durante perturbações na velocidade do vento é praticamente o mesmo independentemente da variável de entrada do controlador utilizada. Analisando os resultados apresentados nesta seção, pode-se concluir que a velocidade do rotor pode ser utilizada como um sinal de entrada para o controlador de ângulo quando o objetivo é maximizar a eficiência energética perante uma faixa de valores de velocidade do vento e prevenir problemas mecânicos associados com elevadas velocidades do vento. De fato, a velocidade de referência do rotor pode ser calculada de forma a manter potência elétrica constante em regime permanente para uma dada configuração da rede elétrica.

6 potencia eletrica (pu) velocidade do rotor (pu) (a) potência elétrica (b) velocidade do rotor tensao terminal (pu) angulo de passo β (graus) (c) tensão terminal (d) ângulo de passo das hélices da turbina. Figura 6. Resposta dinâmica do sistema para rajadas de vento. 4.2 Instabilidade de tensão Durante curtos-circuitos na rede, máquinas de indução empregadas em geração eólica podem acelerar, resultando no consumo de uma grande quantidade de potência reativa. Por conseguinte, manter a estabilidade de tensão de curto prazo pode tornar-se um problema (Akhmatov et all, 23). A prática geralmente adotada nestes casos é a desconexão dos geradores utilizando relês de subtensão ou de sobrevelocidade. Porém, se a capacidade de geração eólica é elevada em relação à capacidade da rede elétrica, pode ser recomendado manter estes geradores operando durante certas contingências (Akhmatov et all, 23; ELTRA Transmission System Planning, 2). Assim, nesta seção, os controladores de ângulo de passo baseados em diferentes sinais de entrada são comparados durante um curto-circuito na rede de distribuição. A contingência analisada é um curto-circuito trifásico aplicado na barra 4 e eliminado em 2 ms com o desligamento do ramo 3-4. Nas simulações realizadas, o curto-circuito foi aplicado em t = 5 ms. As respostas das principais variáveis da rede são apresentadas na Fig. 7 considerando os casos com e de ângulo. Pode ser verificado que somente o caso com controle de ângulo atuando como um regulador de é estável. Durante o curto-circuito, a tensão terminal diminui, levando a uma queda na potência elétrica e, conseqüentemente, aumento da velocidade do rotor. No caso do controlador de, tão logo o aumento de velocidade é detectado, o controlador atua de forma a diminuir a velocidade e, por conseguinte, o consumo de potência reativa. Como resultado, o sistema torna-se estável. Por outro lado, no caso do controlador de potência elétrica constante, quando a diminuição de potência elétrica é detectada, o controlador atua de formar a aumentar a potência elétrica e, por conseguinte, a velocidade do rotor, agravando ainda mais a possibilidade de colapso de tensão. Isso pode ser comprovado verificando que o tempo crítico de eliminação da falta diminui de 5 ms, caso não haja controle de ângulo, para 4 ms, caso haja controle de ângulo adotando a estratégia de potência constante. Assim, conclui-se que a utilização do controle de ângulo de passo das hélices da turbina eólica empregando uma estratégia de pode melhorar a margem de estabilidade de tensão de curto prazo da rede de distribuição. Ao passo que a implementação do controle de ângulo associado à estratégia de potência elétrica constante pode agravar a possibilidade de colapso de tensão no sistema em razão de curtos-circuitos. Observa-se que na Fig. 7(d), a resposta do ângulo de passo é completamente oposta para cada situação.

7 potencia eletrica (pu) velocidade do rotor (pu) (a) potência elétrica (b) velocidade do rotor tensao terminal (pu) angulo de passo β (graus) (c) tensão terminal (d) ângulo de passo das hélices da turbina. Figura 7. Resposta dinâmica do sistema para um curto-circuito trifásico na rede elétrica. 5. Controle discreto da resistência do rotor O fenômeno de instabilidade de tensão de curto prazo de sistemas com geradores de indução ocorre em razão da aceleração do rotor da máquina durante contingências e, por conseguinte, aumento do consumo de potência reativa. Portanto, duas abordagens que podem ser utilizadas para melhorar o desempenho dinâmico do sistema são a instalação de equipamentos de compensação variável de reativos, e.g. Static VAr Compensators, e o controle da velocidade do rotor durante contingências. Um método pertencente a esta última classe de abordagem, controle da velocidade do rotor, foi recentemente proposto por Akhmatov et all (23). Tal método consiste na utilização de geradores de indução com rotor bobinado cujos enrolamentos são conectados externamente a um conjunto de três resistências variáveis controladas por tiristores. O valor da resistência é determinado utilizando um controlador PI cuja variável de entrada é a corrente do rotor. O aumento do valor da resistência do rotor permite controlar a aceleração do rotor, diminuindo o consumo de potência reativa durante faltas. Resultados de simulações mostraram que tal metodologia pode aumentar a margem de estabilidade do sistema. No presente trabalho, propõe-se uma abordagem consideravelmente mais simples e barata. O controlador analisado aqui é baseado em uma abordagem discreta (bang-bang), as três resistências de valor fixo são chaveadas em série com os enrolamentos do rotor utilizando chaves mecânicas comuns disjuntores (mais baratas do que tiristores) e a variável de entrada do controlador é a tensão terminal (mais simples e barata de ser medida do que a corrente do rotor). Em uma abordagem discreta, um determinado sinal escolhido convenientemente é comparado com um valor limite (threshold). Se tal variável é maior (ou menor) que o valor limite, o controlador é ativado. Conforme mencionado, o sinal empregado neste trabalho para determinar os instantes de chaveamento do resistor é a tensão terminal do gerador. Durante um curto-circuito na rede, a tensão terminal do gerador diminui e, conseqüentemente, a velocidade do rotor aumenta. Assim, a tensão terminal é um sinal que pode ser utilizado para detectar que o rotor está acelerando devido a uma falta. Tão logo a depressão de tensão é detectada, um sinal é enviado pelo relê de tensão para os disjuntores (circuit breakers) que operam três resistências fixas conectadas em série com os enrolamentos do rotor do gerador, diminuindo a aceleração da máquina e conseqüentemente o consumo de potência reativa. Neste trabalho, o valor limite de tensão foi adotado igual a,85 pu. Assim, se a tensão terminal é menor que este valor, os resistores são chaveados em operação. É importante mencionar que um atraso de ms foi considerado entre o instante em que um comando para chavear o

8 resistor é determinado pelo relê de tensão e a ação de chaveamento realmente é efetuada pelos disjuntores, pois a idéia é utilizar chaves mecânicas comuns para diminuir custos. O comportamento dinâmico das principais variáveis do sistema para a mesma contingência simulada na seção anterior, i.e. um curto-circuito trifásico na barra 4 eliminado em 2 ms através da desconexão do ramo 3-4, é mostrado na Fig. 8. Sem o controle de resistência do rotor o sistema é instável. No caso de controle discreto da resistência do rotor, dois casos foram considerados. No primeiro caso, o valor da resistência chaveada é igual a metade do valor da resistência original do enrolamento do gerador. Assim, quando o controlador está em operação, a resistência total do rotor torna-se,5 vezes o valor original. Este caso é identificado como resistencia x.5 na legenda das figuras. No segundo caso, a resistência externa tem o mesmo valor da resistência original do enrolamento do rotor. Assim, quando em operação, o valor da resistência total do rotor é duplicado. Tal caso é identificado como resistencia x 2 na legenda das figuras. É possível verificar que, para ambos os casos, o sistema torna-se estável. Porém no caso de um valor menor de resistência, a resposta de tensão é mais suave. Isso ocorre em razão da utilização da abordagem discreta. Assim, ao se chavear uma resistência com um valor maior, o sistema é mais perturbado. Tal fato também pode ser confirmado analisando a Fig. 8(d), em que os instantes de chaveamentos são mostrados. No caso de se empregar um valor menor de resistência, há somente dois chaveamentos, enquanto que, para um valor maior de resistência, ocorrem 3 chaveamentos. É importante mencionar que tal esquema de controle também foi simulado considerando perturbações na velocidade do vento, como discutido nas seções anteriores. Porém, em todos os casos, o controlador não entrou em operação, visto que o valor de tensão limite necessário para ativar as resistências não foi alcançado..6.4 resistencia x.5 resistencia x resistencia x.5 resistencia x potencia eletrica (pu).8.6 velocidade do rotor (pu) (a) potência elétrica. (b) velocidade do rotor..9.5 resistencia x.5 resistencia x 2 tensao terminal (pu) resistencia x.5 resistencia x (c) tensão terminal. instante de chaveamento (d) instantes de chaveamento da resistência. Figura 8. Resposta dinâmica do sistema para um curto-circuito trifásico e controle discreto da resistência do rotor. 6. Conclusões Este trabalho analisou os impactos dinâmicos de geradores eólicos conectados diretamente em redes de distribuição utilizando máquinas de indução. Resultados de simulações dinâmicas mostraram que a utilização de um controlador de ângulo de passo das hélices da turbina eólica atuando como um regulador de leva a um comportamento similar ao caso de um regulador de potência elétrica constante do ponto de vista de aproveitamento energético. Porém, o uso de controle de ângulo utilizando uma estratégia de potência elétrica constante pode diminuir a margem de estabilidade de tensão de curto prazo do sistema. Por outro lado, se a estratégia de velocidade do rotor constante é adotada, o desempenho de estabilidade de tensão do sistema pode ser consideravelmente melhorado.

9 Um novo método de controle da resistência do rotor baseado em uma abordagem discreta foi proposto. Resultados de simulações mostraram que tal método pode melhorar a performance de estabilidade de tensão de sistemas com geradores de indução com baixo custo se comparado com outros métodos de controle da resistência do rotor. 7. Agradecimentos Os autores gostariam de agradecer o apoio financeiro do Conselho Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico (CNPq) e da Fundação de Amparo à Pesquisa do Estado de São Paulo (FAPESP). 8. Referências Abdin, E. S. e Xu, W., 2, Control Design and Dynamic Performance Analysis of a Wind Turbine-Induction Generator Unit, IEEE Transactions on Energy Conversion, Vol. 5, pp Akhmatov, V.; Knudsen, H.; Nielsen, A. H.; Pedersen, J. K. e N. K. Poulsen, 23, Modelling and Transient Stability of Large Wind Farms, International Journal on Electrical Power and Energy Systems, Vol. 25, pp ANEEL - Agência Nacional de Energia Elétrica, 23, Banco de Informações de Geração Disponível em CIGRÉ, 999, Impact of Increasing Contribution of Dispersed Generation on the Power System, CIGRÉ Working Group CIGRÉ, 2, Modeling New Forms of Generation and Storage, CIGRÉ Task Force ELTRA Transmission System Planning, 2, Specifications for Connecting Wind Farms to the Transmission Network, 2a. Ed., ELT999-4 a. IEEE Task Force, 993, Load Representation for Dynamic Performance Analysis, IEEE Transactions on Power Delivery, Vol. 8, pp Jenkins, N., Allan, R., Crossley, P., Kirschen, D. e Strbac, G., 2, Embedded Generation, The Institute of Electrical Engineers, London, United Kingdom, 273 p. Kundur, P. (994), Power System Stability and Control, Ed. McGraw-Hill Inc., New York. Winkelman, J. R. e Javid, S. H., 983, Control Design and Performance Analysis of a 6 MW Wind Generator, IEEE Transactions on Power Apparatus and Systems, Vol. 2, pp Nota de autoria Os autores são os únicos responsáveis pelo conteúdo impresso neste artigo. DYNAMIC ANALYSIS OF WIND POWER GENERATORS DIRECTLY CONNECTED TO DISTRIBUTION SYSTEMS Abstract. This paper investigates the dynamic performance of wind power generators directly connected to distribution systems. The dynamic behavior of induction machine based wind power generators with blade pitch control acting as either an electrical power regulator or a rotor speed regulator are compared under wind and electrical perturbations. Simulation results have shown that during wind perturbations both approaches lead to similar performance. However, during short-circuits, as opposed to the electrical power regulator case, rotor speed regulator case can improve the system voltage stability. Moreover, a new approach to improve the stability performance of induction generators is proposed. Such approach consists of switching a constant resistance in series with the rotor winding by using standard circuit breakers. Simulation results have shown that such method can enhance the voltage stability margin of distribution networks with induction machine based wind power generators. Keywords. induction machine, dynamic simulation, voltage stability, wind power power generator.