AVALIAÇÃO DA RESPOSTA DINÂMICA DE DIFERENTES TECNOLOGIAS DE AEROGERADORES. Samuel Souza Da Silva Junior. Orientadora:

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1 AVALIAÇÃO DA RESPOSTA DINÂMICA DE DIFERENTES TECNOLOGIAS DE AEROGERADORES Samuel Souza Da Silva Junior Projeto de Graduação apresentado ao Curso de Engenharia Elétrica da Escola Politécnica, Universidade Federal do Rio de Janeiro, como parte dos requisitos necessários à obtenção do título de Engenheiro Eletricista. Orientadora: Tatiana Mariano Lessa de Assis Rio de Janeiro Janeiro de 2015

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3 Silva, Samuel Souza Junior Avaliação da Resposta Dinâmica de Diferentes Tecnologias de Aerogeradores/ Samuel Souza da Silva Junior. Rio de Janeiro: UFRJ/ Escola Politécnica, XIV, 87 p.: il.;29,7cm. Orientadora: Tatiana Mariano Lessa de Assis Projeto de graduação UFRJ/ Escola Politécnica/ Departamento de Engenharia Elétrica, Referências Bibliográficas: p Energia Eólica. 2. Análise Dinâmica. 3. Geradores Eólicos. I. Assis, Tatiana Mariano Lessa de. II. Universidade Federal do Rio de Janeiro, UFRJ, Engenharia Elétrica. III. Título. iii

4 AGRADECIMENTOS Primeiramente agradeço a Deus por ter me dado condições de chegar até esta etapa em minha vida e me fortalecer em todos os meus dias. Aos meus pais, Minha mãe, Maria, que em todos os momentos de minha vida esteve ao meu lado. Até mesmo nos seus momentos de profunda tristeza, se manteve sempre presente em minha vida, me mostrando o quanto me ama. Meu pai, Samuel, que em sua simplicidade me educou e se esforçou para nunca me deixar faltar nada. Representam tudo em minha vida e não tenho palavras para descrever o quanto os amo. À minha namorada, Danielle, que está sempre ao meu lado em qualquer situação, e a sua família pelos momentos de alegria. À minha irmã, Jaqueline, pelo seu amor que sempre demonstrou por mim. Ao meu irmão, Roberto (em memória), pelo coração mais ingênuo e infantil que conheci nesta vida, que sua vida seja sempre lembrada com alegria. A todos os meus amigos da UFRJ, que me acompanharam ao longo dos anos de graduação, tornando essa caminhada mais agradável. À minha orientadora Tatiana, pelos seus ensinamentos e conselhos. Sendo importantíssima em minha formação, me auxiliando nos momentos em que mais precisei. A todos os professores do DEE/UFRJ, os quais eu respeito, tenho profunda admiração e o prazer de considerá-los amigos. iv

5 Resumo do Projeto de Graduação apresentado à Escola Politécnica/UFRJ como parte dos requisitos necessários para a obtenção do grau de Engenheiro Eletricista. Avaliação da Resposta Dinâmica de Diferentes Tecnologias de Aerogeradores Samuel Souza da Silva Junior Janeiro/2015 Orientadora: Tatiana Mariano Lessa de Assis Curso: Engenharia Elétrica O aumento da participação da geração eólica, na matriz energética brasileira, motiva estudos para a análise qualitativa deste tipo de produção de energia, principalmente, em relação ao comportamento dinâmico dos geradores empregados na conversão de energia eólica em elétrica. Este projeto de graduação tem o objetivo de avaliar dinamicamente três diferentes tecnologias de aerogeradores, em operação nos sistemas de energia elétrica: o gerador de indução, gerador de indução duplamente alimentado e o gerador síncrono conectado à rede por conversores. As simulações serão realizadas no programa do CEPEL para análise de estabilidade eletromecânica ANATEM, buscando comparar o desempenho individual dos geradores, frente a variações na velocidade do vento e a contingências no sistema. Os modelos das máquinas assim como seus respectivos sistemas de controles foram representados via CDU. Este documento também apresenta o panorama atual da geração eólica no Brasil e no mundo, os princípios básicos de conversão da energia eólica em elétrica, os principais sistemas de turbinas de geração eólica e os princípios de modelagem dos geradores e seus componentes de controle. Palavras-chave: Geradores Eólicos, Resposta Dinâmica, Estabilidade Eletromecânica, Conexão de Aerogeradores. v

6 Abstract of Undergraduate Project presented to POLI / UFRJ as a partial fulfillment of the requirements for the degree of Electrical Engineer Dynamic Response Evaluation of Different Technologies of Wind Generators Samuel Souza da Silva Junior January/2015 Advisor: Tatiana Mariano Lessa de Assis Course: Electrical Engineering The increase in wind generation participation in the Brazilian energy matrix, motivates studies for the qualitative analysis of this type of energy production, especially in relation to the dynamic behavior of the generators used in the conversion of wind energy into electricity. This undergraduate project aims to dynamically evaluate three different technologies of wind turbines in operation in power systems: the induction generator, double-fed induction generator and synchronous generator connected to the network converters. The simulations will be held at CEPEL program for analysis of electromechanical stability - ANATEM, to compare the performance of individual generators, compared to variations in wind speed and contingencies in the system. The models of machines as well as their control systems were represented via CDU. This paper also presents the current situation of wind generation in Brazil and the world, the basic principles of conversion of wind energy into electrical, leading systems of wind power turbines and principles modeling of generators and their control components. Keywords: Wind Generators, Dynamic Response, Electromechanical Stability, Wind Turbine Connection. vi

7 Sumário Lista de Figuras... x Lista de Tabelas... xiii Lista de Abreviaturas... xiv 1. Introdução Conceitos da Geração Eólica Motivação Objetivos do Trabalho Objetivo Geral Objetivos Específicos Organização do Trabalho O Recurso Eólico Evolução da Geração de Energia Eólica Evolução Tecnológica e da Capacidade Instalada A Geração Eólica No Brasil Incentivos Governamentais Potencial Eólico Brasileiro Requisitos Técnicos a Instalação Aspectos gerais Fundamentos Físicos Da Geração Eólica Princípios da Conversão de Energia Eólica em Mecânica Turbinas Eólicas Turbinas Que Utilizam Força de Arrasto Turbinas Que Utilizam Força de Sustentação Modos de Operação De Uma Turbina Eólica Operação em Velocidade Constante Operação em Velocidade Variável Controle da Potência Aerodinâmica Controle do Ângulo de Passo vii

8 3.4.2 Controle por Estolamento Aerodinâmico Controle por Estolamento Ativo Modelo dos Aerogeradores Principais Tecnologias de Geradores Eólicos GIDC - Gerador de Indução Diretamente Conectado à Rede Análise Qualitativa do Modelo da Turbina Eólica Análise Qualitativa do Modelo para Estudos em Regime Permanente Análise Qualitativa do Modelo para Estudos de Transitórios Eletromecânicos GIDA Gerador de Indução Duplamente Alimentado Análise Qualitativa do Modelo da Turbina Eólica Análise Qualitativa do Modelo para Estudos em Regime Permanente Análise Qualitativa do Modelo para Estudos de Transitórios Eletromecânicos GSE Gerador Síncrono Conectado à Rede por Conversores Análise Qualitativa do Modelo da Turbina Eólica Análise Qualitativa do Modelo para Estudos em Regime Permanente Análise Qualitativa do Modelo para Estudos de Transitórios Eletromecânicos Simulações Análise da Resposta Dinâmica dos Aerogeradores Análise do Caso Máquina x Barra Infinita Evento: Curto-Circuito Trifásico na Barra Terminal do Gerador Evento: Degrau na Velocidade do Vento Evento: Vento com Perfil Turbulento Análise do Caso 9 Barras Análise da Máxima Inserção de Geração Eólica no Sistema Análise do Atendimento às Especificações do Procedimento de Rede do ONS Análise do Caso 65 Barras viii

9 5.4.1 Cenário: Substituição de 10% da Geração da Área Sul por Geração Eólica Cenário: Substituição de 50% da Geração da Área Sul por Geração Eólica Cenário: Substituição de 80% da Geração da Área Sul por Geração Eólica Conclusões e Trabalhos Futuros Referências Anexo A. Dados do BIG, retirado em 28/07/ B. Arquivos utilizados nas simulações no ANATEM ix

10 Lista de Figuras FIGURA 1.1: CONFIGURAÇÃO PADRÃO DO ESQUEMA DE UM GIDC CONECTADO À REDE FIGURA 1.2: CONFIGURAÇÃO PADRÃO DO ESQUEMA DE UM GSE CONECTADO À REDE FIGURA 1.3: CONFIGURAÇÃO PADRÃO DO ESQUEMA DE UM GIDA CONECTADO À REDE FIGURA 2.1: MOINHO DE VENTO MEDIEVAL. FONTE: (RÜNCOS) [1] FIGURA 2.2: EVOLUÇÃO DAS DIMENSÕES E POTÊNCIA DOS AEROGERADORES AO LONGO DOS ANOS E PERSPECTIVAS. FONTE: (IEA, 2013) [6] FIGURA 2.3: AUMENTO ANUAL DA CAPACIDADE INSTALADA DE GERAÇÃO EÓLICA. FONTE: GLOBAL WIND ENERGY COUNCIL [7]... 9 FIGURA 2.4: AUMENTO ANUAL ACUMULADO DA CAPACIDADE INSTALADA DE GERAÇÃO EÓLICA. FONTE: GLOBAL WIND ENERGY COUNCIL [7] FIGURA 2.5: GERAÇÃO EÓLICA NO SIN. FONTE: (ONS, 2014) [8] FIGURA 2.6: EVOLUÇÃO DO PREÇO DE VENDA DA ENERGIA PROVENIENTE DA GERAÇÃO EÓLICA. FONTE: (CCEE, 2014) [11] FIGURA 2.7: EVOLUÇÃO DA PRODUÇÃO DE ENERGIA PROVENIENTE DA GERAÇÃO EÓLICA NO SIN. FONTE: (ONS, 2014) [8] FIGURA 2.8: VELOCIDADE MÉDIA ANUAL. FONTE: (ANEEL, 2008) [12] FIGURA 2.9: POTENCIAL EÓLICO BRASILEIRO POR REGIÃO DO PAÍS. FONTE: (CRESESB CEPEL, 2001) [16] FIGURA 2.10: LIMITE DE SUPORTABILIDADE A AFUNDAMENTOS DE TENSÃO. FONTE: (ONS, 2009) [3] FIGURA 3.1: FLUXO DE AR ATRAVÉS DE UMA ÁREA TRANSVERSAL (A). FONTE: ADAPTADO DE (CRESESB CEPEL, 2008) [19] FIGURA 3.2: PERFIS DE VELOCIDADE DO VENTO AO PASSAR PELA ÁREA DE VARREDURA DAS PÁS. FONTE: ADAPTADO DE (CRESESB CEPEL, 2008) [19] FIGURA 3.3: PRINCIPAIS FORÇAS QUE ATUAM SOBRE AS PÁS DE UMA TURBINA EÓLICA. FONTE: (CRESESB CEPEL, 2008) [19] FIGURA 3.4: VARIAÇÃO DO CP DE UMA TURBINA QUE UTILIZA FORÇA DE ARRASTO, EM FUNÇÃO DE λ. FONTE: (MARQUES, 2004) [10] FIGURA 3.5: ESQUEMATIZAÇÃO DOS ÂNGULOS DE ATAQUE (Α) E DE PASSO (Β). FONTE: ADAPTADO DE (MARQUES, 2004) [10] FIGURA 3.6: VARIAÇÃO DO CP DE UMA TURBINA QUE UTILIZA FORÇA DE SUSTENTAÇÃO EM FUNÇÃO DE λ E Β. FONTE: FONTE: (CRESESB CEPEL, 2008) [19] FIGURA 3.7: POTÊNCIA GERADA PELA TURBINA EM RELAÇÃO À VELOCIDADE DO VENTO, COM AS SUAS REGIÕES DE OPERAÇÃO FIGURA 3.8: COMPORTAMENTO DE UMA TURBINA DE VELOCIDADE CONSTANTE. FONTE: (FERREIRA, 2009) [21] x

11 FIGURA 3.9: COMPORTAMENTO DE UMA TURBINA DE VELOCIDADE VARIÁVEL. FONTE: (FERREIRA, 2009). DISPONÍVEL EM: [21] FIGURA 3.10: PERFIL DO ESCOAMENTO TURBULENTO ATRAVÉS DE UMA TURBINA COM CONTROLE STALL. FONTE: (CRESESB CEPEL, 2008) [19] FIGURA 4.1: PRINCIPAIS TECNOLOGIAS DE AEROGERADORES A) GIDC B) GIDA C) GSE. FONTE: (VIEIRA, 2009) [22] FIGURA 4.2: CURVA TÍPICA DE CONJUGADO VERSUS VELOCIDADE PARA UMA MÁQUINA DE INDUÇÃO FIGURA 4.3: CURVA DE DESEMPENHO DA TURBINA ACOPLADA AO GIDC. FONTE: ADAPTADO DE (CEPEL, 2007) [23] FIGURA 4.4: REPRESENTAÇÃO EM REGIME PERMANENTE, DA MÁQUINA DE INDUÇÃO, EM DUAS BARRAS. FONTE: (RANGEL, FERRAZ, JUNIOR, & HENRIQUES, 2005) [24] FIGURA 4.5: DIAGRAMA DE BLOCOS DO GERADOR DE INDUÇÃO CONSIDERANDO O EFEITO TRANSITÓRIO DO ROTOR. FONTE: (CEPEL, 2010) [25] FIGURA 4.6: FLUXO DA POTÊNCIA ATIVA NOS CIRCUITOS DO ESTATOR E ROTOR DO GIDA FIGURA 4.7: DIAGRAMA DE BLOCOS PARA O CONTROLE DA POSIÇÃO DAS PÁS. FONTE: (RANGEL, FERRAZ, JUNIOR, & HENRIQUES, 2005) [24] FIGURA 4.8: CURVAS DE DESEMPENHO DA TURBINA EÓLICA. FONTE: (SLOOTWEG, 2003) [26] FIGURA 4.9: REPRESENTAÇÃO ESQUEMÁTICA SIMPLIFICADA DA CONEXÃO DE UM GIDA AO SISTEMA. FONTE: (RANGEL, FERRAZ, JUNIOR, & HENRIQUES, 2005) [24] FIGURA 4.10: DIAGRAMA DE CONTROLES DO AEROGERADOR. FONTE: (RANGEL, FERRAZ, JUNIOR, & HENRIQUES, 2005) [24] FIGURA 4.11: ESQUEMA DE APROVEITAMENTO EÓLICO UTILIZANDO GERADOR SÍNCRONO. FONTE: (RANGEL, GOMES JUNIOR, & FERRAZ, 2006) [27] FIGURA 4.12: MALHAS DE CONTROLE DE UM GSE. FONTE: (RANGEL, GOMES JUNIOR, & FERRAZ, 2006) [27] FIGURA 4.13: REPRESENTAÇÃO DO CHOPPER DO TIPO BOOST UTILIZADO NO ELO CC DO GSE FIGURA 5.1: DIAGRAMA UNIFILAR DO SISTEMA MÁQUINA CONECTADO A UMA BARRA INFINITA FIGURA 5.2: TENSÃO NA BARRA TERMINAL ANÁLISE CURTO-CIRCUITO FIGURA 5.3: FLUXO DE POTÊNCIA ATIVA ANÁLISE CURTO-CIRCUITO FIGURA 5.4: VELOCIDADE DE ROTAÇÃO DO GERADOR ANÁLISE CURTO-CIRCUITO FIGURA 5.5: FLUXO DE POTÊNCIA REATIVA ANÁLISE CURTO-CIRCUITO FIGURA 5.6: COEFICIENTE DE DESEMPENHO ANÁLISE CURTO-CIRCUITO FIGURA 5.7: POSIÇÃO ANGULAR DAS PÁS ANÁLISE CURTO-CIRCUITO FIGURA 5.8: VELOCIDADE DO VENTO ANÁLISE DEGRAU FIGURA 5.9: TENSÃO NA BARRA TERMINAL ANÁLISE DEGRAU FIGURA 5.10: VELOCIDADE DE ROTAÇÃO DO GERADOR ANÁLISE DEGRAU FIGURA 5.11: FLUXO DE POTÊNCIA ATIVA ANÁLISE DEGRAU FIGURA 5.12: FLUXO DE POTÊNCIA REATIVA ANÁLISE DEGRAU FIGURA 5.13: COEFICIENTE DE DESEMPENHO ANÁLISE DEGRAU FIGURA 5.14: POSIÇÃO ANGULAR DAS PÁS ANÁLISE DEGRAU FIGURA 5.15: VELOCIDADE DO VENTO ANÁLISE TURBULÊNCIA xi

12 FIGURA 5.16: TENSÃO NA BARRA TERMINAL ANÁLISE TURBULÊNCIA FIGURA 5.17: FLUXO DE POTÊNCIA ATIVA ANÁLISE TURBULÊNCIA FIGURA 5.18: FLUXO DE POTÊNCIA REATIVA ANÁLISE TURBULÊNCIA FIGURA 5.19: VELOCIDADE DE ROTAÇÃO DO GERADOR ANÁLISE TURBULÊNCIA FIGURA 5.20: COEFICIENTE DE DESEMPENHO ANÁLISE TURBULÊNCIA FIGURA 5.21: POSIÇÃO ANGULAR DAS PÁS ANÁLISE TURBULÊNCIA FIGURA 5.22: TOPOLOGIA E PONTO DE OPERAÇÃO DO SISTEMA 9 BARRAS. FONTE: (ANDERSON & FOUAD, 2003). [4] FIGURA 5.23: TENSÃO NOS TERMINAIS DOS GERADORES GIDC - AUMENTO DE 20% DE CARGA FIGURA 5.24: POTÊNCIAS ATIVA E REATIVA NO GIDC AUMENTO DE 20% DE CARGA FIGURA 5.25: TENSÃO NOS TERMINAIS DOS GERADORES GIDA - AUMENTO DE 110% DE CARGA FIGURA 5.26: POTÊNCIAS ATIVA E REATIVA NO GIDA AUMENTO DE 110% DE CARGA FIGURA 5.27: TENSÃO NOS TERMINAIS DOS GERADORES GSE - AUMENTO DE 60% DE CARGA FIGURA 5.28: POTÊNCIAS ATIVA E REATIVA NO GSE AUMENTO DE 60% DE CARGA FIGURA 5.29: TENSÃO NOS TERMINAIS DOS GERADORES GIDC CASO BASE FIGURA 5.30: POTÊNCIAS ATIVA E REATIVA NO GIDC CASO BASE FIGURA 5.31: TENSÃO NOS TERMINAIS DOS GERADORES GIDA - ALOCAÇÃO 50% FIGURA 5.32: POTÊNCIAS ATIVA E REATIVA NO GIDA ALOCAÇÃO 50% FIGURA 5.33: TENSÃO NOS TERMINAIS DOS GERADORES GSE - ALOCAÇÃO 30% FIGURA 5.34: POTÊNCIAS ATIVA E REATIVA NO GSE ALOCAÇÃO 30% FIGURA 5.35: AFUNDAMENTO DE TENSÃO GIDC FIGURA 5.36: AFUNDAMENTO DE TENSÃO GIDA FIGURA 5.37: AFUNDAMENTO DE TENSÃO GSE FIGURA 5.38: SISTEMA 65 BARRAS. FONTE: (ALVES, 2007) [5] FIGURA 5.39:.SUBSTITUIÇÃO DE 10% DA GERAÇÃO DA ÁREA SUL POR GERAÇÃO EÓLICA FIGURA 5.40: SUBSTITUIÇÃO DE 50% DA GERAÇÃO DA ÁREA SUL POR GERAÇÃO EÓLICA FIGURA 5.41: SUBSTITUIÇÃO DE 80% DA GERAÇÃO DA ÁREA SUL POR GERAÇÃO EÓLICA xii

13 Lista de Tabelas TABELA 2-1: EMPREENDIMENTOS EM OPERAÇÃO SEGUNDO O BIG. FONTE: (ANEEL, 2014). [15] TABELA 2-2: REQUISITOS TÉCNICOS PARA ACESSO AO SIN DE USINAS EÓLICAS. FONTE: (ONS, 2009) [3] TABELA 5-1: DADOS DAS LINHAS DE CONEXÃO DO SISTEMA 9 BARRAS. FONTE: (ANDERSON & FOUAD, 2003). [4] TABELA 5-2:DADOS DAS BARRAS DO SISTEMA 9 BARRAS. FONTE: (ANDERSON & FOUAD, 2003)[4] xiii

14 Lista de Abreviaturas ANEEL BIG CEPEL CDU EPE GIDA GIDC GSE OMM ONS PCH SIN TSR Agência Nacional de Energia Elétrica Banco de Informações de Geração Centro de Pesquisas de Energia Elétrica Controlador Definido pelo Usuário Empresa de Pesquisa Energética Gerador De Indução Duplamente Alimentado Gerador De Indução Diretamente Conectado Gerador Síncrono Conectado por Conversores Organização Mundial de Meteorologia Operador Nacional do Sistema Elétrico Pequena Central Hidrelétrica Sistema Interligado Nacional Tip Speed Ratio xiv

15 1. Introdução 1.1 Conceitos da Geração Eólica A preocupação com a redução das emissões dos gases resultantes da queima de combustíveis fósseis, a necessidade de suprir a crescente demanda por energia elétrica, a busca pela diminuição das áreas alagadas por hidrelétricas com grandes reservatórios, a necessidade de autossuficiência em geração de energia e a necessidade de diversificar a matriz energética brasileira, para o aumento da confiabilidade de suprimento, são alguns dos fatores que têm elevado os investimentos em fontes alternativas de energia, e.g., eólica, solar, biomassa e pequenas centrais hidrelétricas (PCHs). Dentre tais fontes, a eólica apresenta considerável destaque, com elevado crescimento devido aos incentivos governamentais, alto grau de maturidade da tecnologia empregada na conversão em energia elétrica e por ser economicamente competitiva com as fontes convencionais. A geração de energia elétrica a partir do vento se dá através do uso dos chamados aerogeradores, utilizados muitas vezes formando conjuntos denominados fazendas eólicas ou parques eólicos, interligados aos sistemas de transmissão de grande porte, operando em complementariedade com fontes convencionais de energia. Deve-se destacar também a tendência do uso destes aerogeradores próximos aos centros de carga, conectados à rede de distribuição, o que pode reduzir a necessidade da construção de novas linhas de transmissão. Existem basicamente dois tipos de sistemas para a geração eólica de energia: os sistemas de velocidade variável e os sistemas de velocidade fixa. Em aplicações de velocidade fixa, os aerogeradores empregados são em maioria máquinas de indução com o rotor em gaiola, constituindo os geradores de indução diretamente conectados à rede (GIDC). Os GIDCs apresentam simplicidade na operação e na manutenção, além de possuírem grande robustez mecânica e custo relativo baixo. Devido à condição dos GIDCs manterem a velocidade praticamente constante na sua faixa normal de operação, estes sistemas são classificados como de velocidade constante ou fixa. 1

16 Para um bom funcionamento deste sistema deve-se utilizar um sistema de engrenagens para a adaptação da velocidade de rotação da turbina, relativamente baixa, à velocidade de rotação dos GIDCs, relativamente alta. A Figura 1.1 apresenta um esquema tradicional de conexão de um GIDC à rede. Geradores de indução necessitam de potência reativa para seu funcionamento. Para evitar que a tensão caia no ponto de conexão à rede, muitas vezes os GIDCs podem ser conectados com bancos de capacitores shunt, reduzindo a contribuição de potência reativa fornecida pela rede. Figura 1.1: Configuração padrão do esquema de um GIDC conectado à rede. Sistemas de velocidade variável apresentam maior qualidade, eficiência e rendimento quando comparados aos sistemas de velocidade fixa, porém, em geral, possuem um grau de complexidade e custo maiores para sua implementação, pois requerem a utilização de conversores eletrônicos de potência para sua operação. Dentre os principais tipos de aerogeradores, empregados em sistemas de velocidade variável, estão o gerador síncrono conectado à rede por conversores de potência (GSE) e o gerador de indução duplamente alimentado (GIDA). O GSE atualmente é bastante utilizado por ser possível a sua conexão direta à turbina eólica, sem multiplicadores de velocidade. O gerador é projetado com grande número de polos e conectado diretamente à turbina. Por não possuir escovas e sistemas de engrenagens no acoplamento, sua eficiência aumenta, devido à redução das perdas rotacionais por atrito. Uma grande desvantagem do GSE é que o conversor eletrônico, utilizado para conexão do gerador à rede, deve ser dimensionado para a potência nominal do gerador, ou seja, toda a potência da máquina será escoada pelo conversor, o que resulta em um custo maior para aquisição do conversor. A Figura 1.2 ilustra o esquema usual de conexão de um GSE à rede. 2

17 Figura 1.2: Configuração padrão do esquema de um GSE conectado à rede. Uma solução para se diminuir a potência do conversor empregado é a utilização do GIDA, como ilustrado pela Figura 1.3. No GIDA, o rotor é mecanicamente conectado à turbina eólica através de um sistema de engrenagens e conectado eletricamente à rede através de um conversor eletrônico, em uma configuração backto-back, permitindo o fluxo bidirecional de potência no rotor, dependendo da velocidade do gerador [1]. O estator é conectado diretamente à rede. A grande vantagem obtida com o uso do GIDA é que a potência no circuito do rotor fica limitada em torno de 30% da potência nominal da máquina [2], reduzindo o dimensionamento do conversor e por consequência seu custo. Figura 1.3: Configuração padrão do esquema de um GIDA conectado à rede. 1.2 Motivação A acentuada inserção da geração eólica no Sistema Interligado Nacional (SIN) torna evidente a necessidade de estudos para o cumprimento dos requisitos técnicos 3

18 estabelecidos nos Procedimentos de Rede do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) [3]. A variação da potência ativa gerada em função da variação da velocidade do vento, a dificuldade dos aerogeradores contribuírem no controle de potência reativa da rede, os efeitos da conexão desses aerogeradores, em geral, em pontos remotos do sistema de transmissão, a diversidade de tecnologias no aperfeiçoamento da conversão da energia dos ventos em energia elétrica, são alguns dos principais estudos abordados quando os efeitos da conexão deste tipo de geração no SIN são analisados. A principal motivação deste trabalho é a necessidade de avaliação da resposta dinâmica de diferentes tipos de aerogeradores, como forma de análise dos efeitos de sua inserção ao SIN. Os aerogeradores analisados são: Gerador de indução, com rotor em gaiola, diretamente conectado a rede; Gerador de indução duplamente alimentado; Gerador síncrono conectado a rede por conversor. 1.3 Objetivos do Trabalho Objetivo Geral Este trabalho objetiva obter a análise do comportamento dinâmico de diferentes tipos de aerogeradores empregados nos sistemas de geração eólica de energia. Os sistemas elétricos, utilizados na análise do comportamento dinâmico dos aerogeradores em ambiente computacional neste trabalho, visam ilustrar os diferentes tipos de acesso à rede por parte da geração eólica. Primeiramente a resposta dinâmica dos aerogeradores é obtida em um sistema elétrico do tipo máquina conectada a uma barra infinita. Em seguida, o comportamento dos mesmos é observado no sistema IEEE 9 barras [4], operando em conjunto com geradores com bases energéticas diferentes. Por fim é analisado o impacto ao se conectar os aerogeradores no sistema equivalente Sul/Sudeste [5], composto por 65 barras. 4

19 As respostas dinâmicas são analisadas no programa ANATEM, com ponto de operação dos sistemas fornecido pelo programa ANAREDE, ambos desenvolvidos pelo CEPEL Objetivos Específicos Este trabalho tem como objetivos específicos: Caracterizar o atual estado da geração eólica no Brasil; Apresentar os principais tipos de turbinas eólicas existentes; Apresentar a teoria de conversão eólica-mecânica-elétrica; Apresentar os principais requisitos técnicos necessários à inserção da geração eólica no SIN; Caracterizar a modelagem dos aerogeradores, turbinas e conversores em estudos de regime permanente e dinâmico; Comparar o desempenho dinâmico dos GIDC, GIDA e GSE, referentes às suas utilizações em diferentes sistemas elétricos. 1.4 Organização do Trabalho Este trabalho está estruturado em 6 capítulos e um anexo, o conteúdo apresentado em cada capítulo é relacionado nos seguintes parágrafos. No Capítulo 2 é apresentada uma visão acerca do atual estado da geração eólica no Brasil e no mundo, dos fatores atuais que impulsionam o crescimento deste tipo de geração e dos requisitos técnicos para a conexão destas fontes no SIN. No Capítulo 3, o modelo da turbina eólica é apresentado e os fundamentos da conversão de energia eólica em mecânica são descritos. No Capítulo 4, os modelos dos aerogeradores e seus controles utilizados nos estudos propostos neste trabalho são apresentados. No Capítulo 5, os resultados das simulações realizadas, nos estudos de casos, são apresentados. 5

20 No Capítulo 6, são apresentadas as conclusões, assim como propostas para trabalhos futuros. No Anexo A estão presentes dados do Banco de Informações de Geração (BIG) utilizados ao longo do trabalho. No Anexo B se encontram os scripts utilizados para a simulação dos aerogeradores no programa ANATEM. 6

21 2. O Recurso Eólico 2.1 Evolução da Geração de Energia Eólica Dentre as formas de aproveitamento energético na natureza, existe uma, há muito tempo utilizada pela humanidade: trata-se da conversão da energia cinética, presente na massa de ar em movimento, em energia motriz, i.e., da conversão da energia eólica em mecânica. A energia eólica era convertida em mecânica em moinhos como o da Figura 2.1, para a moagem de grãos, bombeamento de água e também como propulsão de embarcações. Com o avanço do tempo e o surgimento da energia elétrica, a utilização da energia dos ventos para a geração de eletricidade tornou-se inevitável. Figura 2.1: Moinho de vento medieval. Fonte: (RÜNCOS) [1] Evolução Tecnológica e da Capacidade Instalada A crescente demanda mundial por energia elétrica evidenciou a necessidade de se preocupar com a diversificação e disponibilidade dos recursos energéticos do planeta. Neste cenário, as fontes alternativas e renováveis de produção de energia 7

22 elétrica ganharam importante destaque, surgindo como solução ao atendimento da carga e a diminuição dos impactos ambientais gerados pelas técnicas convencionais de geração de energia, como redução das áreas alagadas por hidrelétricas e dos gases resultantes da queima de combustíveis fósseis nas termelétricas. O atual grau de desenvolvimento e implantação alcançado pela indústria eólica deve-se ao seu histórico crescimento tecnológico, iniciado com os rústicos moinhos de vento até alcançarem os modernos aerogeradores, tornando a geração eólica economicamente competitiva e viável, destacando-se entre as fontes alternativas, apresentando na última década um crescimento vertiginoso. A evolução, das dimensões (altura da torre e diâmetro do rotor) e da potência dos aerogeradores, pode ser observada na Figura 2.2. Ainda é ilustrado, na Figura 2.2, um prognóstico a respeito do tamanho e potência dos futuros aerogeradores. Figura 2.2: Evolução das dimensões e potência dos aerogeradores ao longo dos anos e perspectivas. Fonte: (IEA, 2013) [6]. A Figura 2.3 apresenta os dados do crescimento mundial anual da geração de energia eólica, ou seja, quantos Megawatts foram acrescidos por ano em geração eólica. 8

23 Figura 2.3: Aumento Anual da Capacidade Instalada de Geração Eólica. Fonte: Global Wind Energy Council [7]. Figura 2.4: Aumento Anual Acumulado da Capacidade Instalada de Geração Eólica. Fonte: Global Wind Energy Council [7]. Na Figura 2.4, informa-se a potência instalada total mundial em geração eólica. Pode-se testemunhar que no período observado ( ) a capacidade instalada aumentou aproximadamente 50 vezes o seu valor. 2.2 A Geração Eólica No Brasil A geração eólica no Brasil, assim como no mundo, sofreu uma impulsão na sua aplicação, particularmente no caso brasileiro devido a dois fatores: Os incentivos governamentais e o potencial eólico brasileiro. 9

24 A Figura 2.5 apresenta a potência injetada no SIN durante o período de janeiro de 2012 a outubro de 2014, proveniente de usinas eólicas do Tipo I, i.e., usinas conectadas a rede básica ou capazes de contribuir, através de sua potência injetada, para minimizar problemas operativos e propiciar maior confiabilidade à rede [8]. Figura 2.5: Geração eólica no SIN. Fonte: (ONS, 2014) [8]. Um importante aspecto da geração eólica é observado na Figura 2.5, trata-se do fator de capacidade, que representa a relação entre a geração média verificada e a capacidade instalada da usina [8]. Este fator em usinas eólicas brasileiras é geralmente da ordem de 30-40% [9], i.e., apenas nessa porcentagem de tempo a usina produziu o equivalente à sua capacidade instalada Incentivos Governamentais O Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica (PROINFA) foi instituído pelo governo para aumentar a participação da energia elétrica produzida, com base em fontes eólica, em biomassa e PCH, na matriz energética brasileira. O PROINFA tem como metas promover a diversificação das fontes energéticas e aumentar da confiabilidade do suprimento de energia elétrica. O PROINFA foi essencial para a impulsão da utilização da energia eólica. O alto valor pago pelo megawatt de energia antes do programa foi um dos motivos para que o governo estimulasse a atração de investidores, que tornassem a aplicação de sistemas de geração de energia eólica economicamente viável [10]. As Figura 2.6 e Figura 2.7 retratam a evolução do preço de venda do megawatt de energia eólica em 10

25 Energia Gerada SIN [GWh] leilões de energia ao longo dos anos e a evolução da geração de energia elétrica proveniente da geração eólica, respectivamente. Figura 2.6: Evolução do preço de venda da energia proveniente da geração eólica. Fonte: (CCEE, 2014) [11] , , , , ,93 556,89 712, , Figura 2.7: Evolução da produção de energia proveniente da geração eólica no SIN. Fonte: (ONS, 2014) [8]. Com a diminuição do custo por MW produzido, a geração de energia através de fontes eólicas tornou-se competitiva com fontes tradicionais, aumentando sua participação na energia gerada no SIN. 11

26 2.2.2 Potencial Eólico Brasileiro A energia eólica é uma forma de aproveitamento indireto da energia solar, pois o vento é a movimentação das massas de ar, ocasionado pelo aquecimento desigual da superfície terrestre pela radiação do sol e dos movimentos geocêntrico e heliocêntrico [12]. Esta característica de formação torna evidente o quão difícil é a análise e modelagem do vento, pois variáveis como: a latitude, relevo e proximidade do oceano, influenciam a sua formação. Não somente variáveis globais, como as anteriormente citadas, podem influenciar o regime dos ventos, mas também estes sofrem ação de agentes locais, como as edificações e a rugosidade do terreno. A turbulência, que se caracteriza pela variação não linear em intensidade ou direção do vento, é um exemplo de efeito adverso provocado pela perda do perfil aerodinâmico em obstáculos no escoamento da massa de ar. Portanto, como a previsão e modelagem do vento com precisão são difíceis, são usadas técnicas de distribuição probabilística através de médias históricas, para a utilização em simulações. A avaliação técnica do potencial eólico de uma região requer o conhecimento do comportamento do vento. Características como velocidade e direção são importantes para o dimensionamento. Para que o aproveitamento energético eólico de uma região seja considerado tecnicamente viável, é necessário que a densidade de energia seja maior ou igual a 500 W/m³, a uma altura de 50m, o que resultaria em uma velocidade média igual ou superior a 7 m/s, a uma altura de 50m [13]. Segundo a Organização Mundial de Meteorologia (OMM), em apenas 13% da superfície do planeta o vento apresenta velocidade média igual ou superior a 7m/s, a uma altura de 50m. Mesmo a área com aproveitamento energético viável sendo relativamente pequena, o potencial eólico mundial, com algumas restrições socioambientais, é da ordem de [TWh/ano] [12]. A Figura 2.8 ilustra o atlas brasileiro com as velocidades médias anuais registradas. Pode-se observar que as regiões que apresentam os potenciais eólicos mais propícios ao aproveitamento são: a costa dos estados do Ceará, Rio Grande do Norte e Rio Grande do Sul e o interior do estado da Bahia. 12

27 Figura 2.8: Velocidade Média Anual. Fonte: (ANEEL, 2008) [12]. Segundo ANEEL [12] o potencial eólico brasileiro, estimado em 2001, é da ordem de 143,5 Gigawatts. Estudos realizados pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE) apontam para a possibilidade de um potencial de aproximadamente 300 GW [14]. A Figura 2.9 esclarece o potencial eólico brasileiro por região. Segundo ANEEL [15], atualmente o Brasil conta com 177 empreendimentos de geração eólica totalizando aproximadamente 3,75 GW de potência fiscalizada, sendo equivalente a 2,88% da capacidade de geração da matriz de energia elétrica, conforme ilustrado na Tabela 2-1. A participação da geração eólica se apresenta notável ao se analisar os empreendimentos em construção e outorgados (receberam concessão, mas ainda não começaram a construção). Os empreendimentos eólicos em construção somam 13,85% da capacidade de geração em construção e os empreendimentos eólicos outorgados somam 39,05% da capacidade de geração já outorgada. Para maiores informações, vide Anexo A. 13

28 Figura 2.9: Potencial eólico brasileiro por região do país. Fonte: (Cresesb CEPEL, 2001) [16]. Tabela 2-1: Empreendimentos em operação segundo o BIG. Fonte: (ANEEL, 2014). [15]. Empreendimentos em Operação Tipo Quantidade Potência Outorgada Potência Fiscalizada Percentagem (kw) (kw) % CGH ,22 EOL ,88 PCH ,58 UFV ,01 UHE ,17 UTE ,62 UTN ,52 Total Segundo EPE [17], até 2022, a participação das fontes renováveis na capacidade instalada de geração de energia elétrica no SIN crescerá de 74,4%, em 2014 [12], para 85,8% em Este aumento será ocasionado principalmente pelo 14

29 aumento da participação da geração eólica na matriz brasileira, sendo projetada uma participação de 9,5% no final de 2022, com capacidade instalada da ordem de 17,4 GW. 2.3 Requisitos Técnicos a Instalação Aspectos gerais A geração de energia elétrica através de aerogeradores assume diferentes aspectos e finalidades, desde os parques eólicos com inúmeros geradores de grande potência conectados à rede principal do SIN, passando pelos sistemas de geração utilizados para fornecer energia a redes isoladas, até chegar aos pequenos aerogeradores, instalados em residências conectados à rede de distribuição. A análise da influência da conexão de aerogeradores de grande porte na malha de transmissão do SIN é essencial para se garantir a operação confiável e estável do sistema. Portanto, o ONS em [3], estabelece as diretrizes com os requisitos mínimos para a conexão dos geradores eólicos à rede. Os aspectos gerais estabelecem que: i. As centrais de geração eólica não podem reduzir a flexibilidade da rede elétrica, seja devido a limitações ou ao tempo de recomposição. ii. O acessante (central eólica) é responsável por avaliar qualquer efeito que o SIN exerça sobre seus equipamentos, devendo tomar as ações corretivas que lhe são cabíveis. iii. Todos os estudos necessários à avaliação do impacto do gerador no SIN devem ser realizados pelo acessante. iv. Há necessidade de avaliações para verificar se há superação da capacidade de equipamentos ou necessidade de reajustes de parâmetros de proteção e controle, como: Curto-circuito; Capacidade de disjuntores, barramentos, equipamentos terminais e malhas de terra; Adequação dos sistemas de proteção e controle relacionados à integração da central geradora e revisão dos ajustes relativos à central geradora. 15

30 v. As ações e os custos decorrentes das ações necessárias para o atendimento dos requisitos técnicos mínimos relacionados da conexão de centrais eólicas no SIN são de responsabilidade do agente de geração. As usinas eólicas devem atender os seguintes requisitos técnicos gerais, presentes na Tabela 2-2: Tabela 2-2: Requisitos técnicos para acesso ao SIN de usinas eólicas. Fonte: (ONS, 2009) [3]. Descrição Requisitos técnicos exigidos Benefícios Operação em regime de frequência não nominal Geração/ absorção de reativos Operação em regime de tensão não nominal Participação em Sistemas Especiais de Proteção (SEP) Potência ativa de saída Operação entre 56,5 e 63 Hz sem atuação da proteção instantânea; Operação abaixo de 58,5 Hz e acima de 61,5 Hz por até 10s; Operação entre 58,5 e 61,5 Hz sem atuação da proteção temporizada; Operar dentro da faixa de fator de potência indicada. Mínimo de 0,95 capacitivo; Mínimo de 0,95 indutivo. Operação entre 0,9 e 1,1 pu da tensão nominal sem atuação da proteção temporizada; Operação entre 0,85 e 0,9 pu por até 5s. Possibilidade de desconexão automática ou redução de geração mediante controle de passo e/ ou de stall das pás. Na operação entre 0,9 e 1,1 pu e entre 58,5 e 60 Hz não será admitida redução na potência de saída da usina. Para operação entre 57 e 58,5 Hz é admitida a redução de 10% na potência de saída. Esses requisitos são aplicados em condições de regime permanente. Evitar o desligamento dos geradores em situações de déficit de geração, antes da atuação completa do esquema de alívio de carga e condições de sobrefrequência controláveis. Participação efetiva no controle de tensão. Evitar desligamento da usina em situações de variações de tensão. Minimizar consequências de perturbações no sistema, incluindo sobrefrequência no caso de ilhamento. Garantir a disponibilidade de potência em situações de subfrequência de modo a evitar/ minimizar os cortes de carga por atuação do Esquema Regional de Alívio de Carga (ERAC). 16

31 Um requisito importante ao se analisar a inserção de aerogeradores à rede é a suportabilidade, dos mesmos, a subtensões decorrentes de faltas na rede básica. Caso haja afundamento de tensão em uma ou mais fases no ponto de acesso ao sistema, ocasionado por faltas na rede, a usina eólica deverá continuar em operação se sua tensão terminal se mantiver acima da curva-limite apresentada na Figura Figura 2.10: Limite de suportabilidade a afundamentos de tensão. Fonte: (ONS, 2009) [3]. 17

32

33 3. Fundamentos Físicos Da Geração Eólica 3.1 Princípios da Conversão de Energia Eólica em Mecânica Nesta seção, serão apresentados os fundamentos físicos que regem a transformação da energia cinética presente no vento em energia mecânica. Para a compreensão do mecanismo de conversão da potência do vento em potência mecânica disponível no eixo da turbina, faz-se necessário o conhecimento das forças que atuam nas pás das turbinas, denominadas força de arrasto e força de sustentação. A energia disponível para uma turbina eólica é a energia cinética presente em uma coluna de ar de massa m que se desloca a uma velocidade constante v [18].A energia cinética pode ser calculada por (3.1): E c = 1 2 mv2 (3.1) sendo: E c = Energia cinética (J); m = massa do ar (kg) e v = velocidade do vento (m/s). Considerando a mesma massa de ar m em movimento a uma velocidade v, perpendicular a uma sessão transversal de um cilindro imaginário, conforme ilustrado na Figura 3.1, pode-se demonstrar que a potência disponível no vento que passa pela seção A, transversal ao fluxo de ar, é dada por (3.2): P = E c t = 1 2 m v2 (3.2) 19

34 sendo: P = potência disponível no vento (W), t = tempo (s) e m = taxa de variação da massa de ar (kg/s). Quando uma massa de ar m passa através de uma área A em um dado intervalo de tempo t, conforme Figura 3.1, a taxa de variação da massa é dada por (3.3) m = ρa dx dt = ρav (3.3) sendo: ρ = massa específica do ar (kg/m³) vento (3.4). Substituindo-se (3.3) em (3.2), obtemos a equação da potência disponível no P = 1 2 ρav3 (3.4) Figura 3.1: Fluxo de ar através de uma área transversal (A). Fonte: Adaptado de (Cresesb CEPEL, 2008) [19]. A equação (3.4) representa a potência disponível no vento, porém a potência mecânica convertida pela turbina no eixo do rotor é menor. A conversão de potência é obtida através da redução da velocidade do vento ao passar pelas pás da turbina, ou seja, a redução da energia cinética presente na massa de ar é transformada em potência mecânica. 20

35 A turbina eólica não é capaz de extrair toda a potência disponível no vento, pois isto violaria a lei da continuidade da energia [10]. Conforme ilustrado na Figura 3.2, extrair toda a potência do vento implicaria que a velocidade v 2 após a área de varredura das pás A, deveria ser igual à zero. Isto violaria a conservação da massa de um fluido em um fluxo através de uma superfície transversal A. Se a velocidade após a área de varredura for igual à velocidade anterior a passagem, i.e., na Figura 3.2, v 1 = v 2, a potência extraída pela turbina será igual à zero. Portanto deve existir um ponto ótimo da velocidade do vento v 2, entre os extremos, v 2 = v 1 e v 2 = 0, que maximize a extração de potência da turbina pelo vento. Esse ponto é conhecido como limite de Betz [20], que determina que a máxima potência extraída do vento pela turbina é igual a 59% da energia total de uma coluna de ar que atravessa a área de atuação das pás (Figura 3.1). A máxima potência extraída pela turbina é dada por [18]: P = 1 2 ρav3 C p,betz (3.5) sendo: C p,betz = 16/27 59% = Coeficiente de desempenho de Betz. A equação (3.5) expõe que apenas 59% da energia contida no vento é convertida em mecânica para o eixo do rotor do gerador, isto sem levar em considerações as perdas mecânicas no acoplamento. Na realidade o valor do coeficiente de desempenho C P das turbinas é menor que o limite Betz. Para turbinas que utilizam a força de arrasto para rotação das pás, o valor usual de C P é menor que 0.2. Para turbinas que utilizam a força de sustentação para movimentação do rotor o valor de C P pode alcançar 0.5 [10]. Estas turbinas serão abordadas nas seções subsequentes. 21

36 Figura 3.2: Perfis de velocidade do vento ao passar pela área de varredura das pás. Fonte: Adaptado de (Cresesb CEPEL, 2008) [19]. 3.2 Turbinas Eólicas O principal componente do aerogerador na conversão da energia eólica em energia mecânica é a turbina eólica. Existem basicamente dois tipos de turbinas para a captação da energia para se movimentar o rotor: turbinas que utilizam força de arrasto, e turbinas que utilizam força de sustentação. Figura 3.3: Principais forças que atuam sobre as pás de uma turbina eólica. Fonte: (Cresesb CEPEL, 2008) [19]. 22

37 sendo: F D = Força de arrasto, F l = Força de sustentação, u = Velocidade tangencial, w = Velocidade resultante e v = Velocidade do vento Turbinas Que Utilizam Força de Arrasto As turbinas deste tipo fazem uso da força que atua sobre uma área perpendicular à direção do vento. Esta força atua por resistência da pá à passagem do fluxo de ar. A atuação da força de arrasto pode ser observada na Figura 3.3. A força de arrasto é dada por [10]: F D = 1 2 ρav2 C a (3.6) sendo: F D = Força de arrasto (N), ρ = densidade do ar =1.225 (kg/m³), A = Área de passagem (m²), v = Velocidade de passagem (m/s), C a = Coeficiente de arrasto. O coeficiente de arrasto é uma grandeza de proporcionalidade, dependendo da geometria da pá, o qual descreve o desempenho aerodinâmico da turbina. A equação da potência mecânica de uma turbina que utiliza força de arrasto para rotação foi derivada em [18], sendo dada por: P mec = 1 2 ρav3 C p ( u v ) (3.7) Sendo: u = velocidade na ponta das pás (m/s). Na equação (3.7), o coeficiente de desempenho C P determina a quantidade de potência do vento que será convertida em potência mecânica pela turbina. Pode-se observar a dependência do C P com a relação entre a velocidade na ponta das pás u e a velocidade do vento v. Esta relação é chamada Tip Speed Ratio (TSR) e é dada por [10]: λ = ωr v = u v (3.8) sendo: λ = TSR e ω = Velocidade angular do rotor e r = Raio do rotor. 23

38 A curva típica do C P de uma turbina que utiliza força de arrasto em função de λ é apresentada na Figura 3.4. Pode-se observar que quando a turbina está parada (λ =0), ou quando a velocidade na linear das pás é igual à velocidade do vento (λ =1), o C P é igual à zero, portanto a potência extraída do vento é nula. Entre esses dois extremos C P atinge seu valor ótimo. A característica principal de um sistema que opera com velocidade variável é manter o valor de λ em seu valor ótimo, de forma que se maximize a conversão de potência. Figura 3.4: Variação do C P de uma turbina que utiliza força de arrasto, em função de λ. Fonte: (Marques, 2004) [10] Turbinas Que Utilizam Força de Sustentação As turbinas deste tipo fazem uso não apenas da força de arrasto para gerarem torque, mas também, devido ao seu perfil aerodinâmico, apresentam uma resultante de força denominada força de sustentação. A força resultante da ação do fluxo de massa de ar sobre as turbinas possui uma componente na mesma direção da velocidade resultante (força de arrasto) e uma componente perpendicular (força de sustentação), como ilustrado na Figura 3.3. A velocidade resultante é a soma vetorial da velocidade tangencial (velocidade linear das pás u) e da velocidade do vento (v). A força de sustentação é dada por [18]: F l = 1 2 ρav2 C l (3.9) 24

39 sendo: F l = Força de sustentação e C l = Coeficiente de sustentação. As equações (3.6) e (3.9) diferenciam-se, em relação aos seus coeficientes de arrasto e sustentação, respectivamente. Tais coeficientes ilustram o comportamento do mesmo fenômeno físico, i.e., a variação da força aplicada à turbina, em relação à aerodinâmica das pás. Segundo MARQUES [10], F l e C l variam em função do ângulo de ataque das pás (α), que é configurado pelo ângulo entre a velocidade do vento (v) e a velocidade resultante (w), conforme ilustrado na Figura 3.5. A variação ocorre linearmente quando α se encontra entre 0º e 10º, após esse limite a pá entra na região de perda aerodinâmica, causando um fluxo turbulento, perdendo a linearidade. Figura 3.5: Esquematização dos ângulos de ataque (α) e de passo (β). Fonte: Adaptado de (Marques, 2004) [10]. A equação da potência extraída do vento por uma turbina que utiliza força de sustentação é dada por: P mec = 1 2 ρav3 C P (λ, β) (3.10) Segundo a equação 3.10, a potência mecânica disponível no eixo do rotor será função de (λ) e do ângulo de passo (β), portanto o C P é expresso como uma característica bidimensional, sendo usadas aproximações numéricas para o seu cálculo, em funções de valores dados de λ e β [21]. Esse tipo de turbina pode possuir 25

40 um C P de até 0,5, se aproximando do limite de Betz (~0,593). A Figura 3.6 mostra a variação típica do C P em função dos valores de λ e β. Devido a sua capacidade de desenvolver altas velocidades e sua eficiência na conversão de potência, próxima ao limite teórico, as turbinas de força de sustentação são as mais empregadas nos sistemas de geração eólica. Figura 3.6: Variação do C P de uma turbina que utiliza força de sustentação em função de λ e β. Fonte: Fonte: (Cresesb CEPEL, 2008) [19]. 3.3 Modos de Operação De Uma Turbina Eólica A conversão da energia contida no vento para potência mecânica ocorre a diferentes velocidades de vento, portanto o comportamento da geração da turbina, ao longo da variação da velocidade do vento, pode ser separado em modos de operação. A Figura 3.7 ilustra o comportamento típico da geração de potência em uma turbina eólica, apresentando as diferentes regiões de operação. A região I (Figura 3.7) determina a região de partida da turbina eólica, a geração de energia elétrica se inicia com velocidades da ordem de 2,5 m/s à 5 m/s, abaixo destes valores a energia cinética contida na massa de ar, não justifica o aproveitamento energético [1]. 26

41 A região II (Figura 3.7), que compreende velocidades da ordem de 2,5 m/s~5 m/s até 12 m/s, é considerada de operação normal da turbina e é onde começa o processo de conversão de energia. Nesta região a potência disponível no eixo do rotor varia com o cubo da velocidade do vento, segundo a equação 3.10, podendo a turbina operar com velocidade constante ou velocidade variável, dependendo dos tipos de controle e de gerador utilizados. Figura 3.7: Potência gerada pela turbina em relação à velocidade do vento, com as suas regiões de operação. A região III (Figura 3.7) é caracterizada pela limitação de potência da turbina. Para velocidades de vento situadas entre 12 m/s e 25 m/s a potência gerada pela turbina é limitada e mantida constante no valor nominal da máquina. O despacho mecânico da turbina é mantido constante pelo seu controle da potência aerodinâmica, que será abordado na Seção 3.4. A região IV (Figura 3.7) é determinada pelo desligamento da turbina, por ter alcançado velocidades superiores a 25 m/s. Nesta região o despacho mecânico pela turbina é zerado, e o gerador desconectado da rede. Sistemas de freio mecânico e aerodinâmico são empregados para pararem a turbina. As turbinas dos aerogeradores não são projetadas para operarem com velocidades acima de 25 m/s, pois essas velocidades ocorrem ocasionalmente, tal dimensionamento tornaria o projeto inviável economicamente [10]. 27

42 3.3.1 Operação em Velocidade Constante As turbinas que operam com velocidade constante, em geral, são utilizadas acopladas a GIDC, com o rotor em gaiola de esquilo, conforme visto na Figura 1.1. A velocidade do rotor é determinada pela frequência da rede elétrica e do número de polos do gerador, portanto esta é praticamente constante, devido ao fato da frequência não apresentar grandes variações em regime permanente e os GIDC possuírem escorregamento da ordem de 1% a 2%. A Figura 3.8 apresenta o comportamento de uma turbina eólica operando com velocidade constante dentro de sua região normal de operação, i.e., Região II da Figura 3.7. Figura 3.8: Comportamento de uma turbina de velocidade constante. Fonte: (Ferreira, 2009) [21]. As curvas ilustradas na Figura 3.8 representam a relação da potência elétrica convertida com a velocidade de rotação do rotor, em função da variação da velocidade do vento. Pode-se observar que, para cada curva, existe um valor de velocidade de rotação ótimo em função da velocidade do vento, ou seja, através da equação (3.8) um valor de λ ótimo, o qual representa a máxima conversão de potência. Em turbinas de velocidade constante, λ não pode ser otimizado, pois a velocidade de rotação não pode ser alterada (linha tracejada na Figura 3.8). Logo, a operação ótima só irá ocorrer para uma específica velocidade de vento, diminuindo a eficiência do aerogerador. 28

43 3.3.2 Operação em Velocidade Variável As turbinas que operam com velocidade variável são utilizadas acopladas com geradores como GSE e GIDA, ilustrados nas Figuras 1.2 e 1.3 da Seção 1.1, respectivamente. Esses geradores excluem a dependência da rotação do rotor com a frequência da rede, pois são conectados à rede através de conversores eletrônicos. As variações de velocidade do vento não são transmitidas como variações de potência para a rede, pois são absorvidas pelos conversores e transmitidas como variações de velocidade no rotor. Portanto pode-se operar com a velocidade do rotor de modo a obter-se o melhor aproveitamento energético na conversão eletromecânica, conforme representado na Figura 3.9. Figura 3.9: Comportamento de uma turbina de velocidade variável. Fonte: (Ferreira, 2009). Disponível em: [21]. Como observado na Figura 3.9, em operações com velocidade variável, a velocidade do rotor pode ser controlada, mantendo-se um valor de λ que otimize a conversão de potência de acordo com a variação da velocidade do vento. Portanto, a turbina opera sempre no seu ponto de máxima conversão de potência (linha tracejada na Figura 3.9). 3.4 Controle da Potência Aerodinâmica Os mecanismos de controle de potência aerodinâmica visam manter a operação das turbinas eólicas abaixo do seu limite físico de velocidade e manter o despacho de 29

44 potência no valor nominal da máquina. Para as velocidades de vento acima da velocidade nominal de operação, ocorre a limitação da potência mecânica aerodinâmica (Região III - Figura 3.7). Os principais mecanismos de controle são o controle do ângulo de passo da turbina (pitch), o controle por estolamento (stall) aerodinâmico e o controle por estolamento ativo (active stall) Controle do Ângulo de Passo O controle do ângulo de passo é uma regulação ativa da potência aerodinâmica. Através da rotação da pá em torno do seu eixo longitudinal, altera-se o valor do ângulo de passo (β) (Figura 3.5). Para se limitar a potência extraída devido ao aumento da velocidade do vento, as pás são rotacionadas no sentido de diminuir o ângulo de ataque (α) (Figura 3.5), e por consequência as forças aerodinâmicas de sustentação, equação 3.9, são reduzidas, diminuindo a contribuição das forças no sentido de movimento das pás. O controle do ângulo de passo torna o coeficiente C P dependente de λ e de β, conforme ilustrado na Figura 3.6. Uma grande vantagem de turbinas que utilizam o controle de β, é a possibilidade de partida do gerador no ponto ideal de λ, i.e., o processo de inicialização do gerador é otimizado. Esse controle é bastante utilizado em sistemas que operam com velocidade variável. Uma desvantagem desse controle é a necessidade de um dispositivo que forneça potência mecânica para o acionamento das pás Controle por Estolamento Aerodinâmico Trata-se de um controle passivo de limitação da potência extraída do vento. As pás da turbina são fixas e projetadas com um ângulo de passo específico para a velocidade de operação nominal da turbina. Para velocidades do vento acima da nominal, o escoamento em torno do perfil aerodinâmico torna-se turbulento (Figura 3.10), diminuindo a contribuição das forças de sustentação e aumentando as perdas aerodinâmicas, consequentemente freando a turbina. 30

45 Figura 3.10: Perfil do escoamento turbulento através de uma turbina com controle Stall. Fonte: (Cresesb CEPEL, 2008) [19]. As principais vantagens da utilização deste tipo de controle são: Menor custo de implantação, devido à ausência do controle de passo; Menor manutenção; Maior robustez; Maior simplicidade de confecção. Algumas das desvantagens presentes nas turbinas deste tipo são: Falta de assistência na partida dos geradores, principalmente em velocidades baixas; Devido ao fato de ser um controle passivo, em geral, as turbinas apresentam picos de velocidade acima da nominal; Por possuir um conceito simples e relativamente barato, o controle por estolamento aerodinâmico é bastante empregado. Como os ângulos das pás são fixos e projetados para que a turbina opere numa velocidade específica e constante, este controle é empregado, em geral, em sistemas de geração eólica com velocidade fixa Controle por Estolamento Ativo O controle por estolamento ativo visa a combinar as vantagens do controle por ângulo de passo e por estolamento aerodinâmico. As pás possuem a capacidade de rotação conforme no controle por ângulo de passo, a grande diferença se dá no sentido de rotação. No estolamento ativo as pás tendem a girar com o objetivo de aumentar o ângulo de ataque, visando colocar o escoamento em turbulência mais rapidamente. As seguintes vantagens do controle por estolamento ativo podem ser enunciadas: 31

46 Menor variação angular; Dispositivo de menor potência para acionamento das pás, em comparação com o controle por passo; Ajuste fino da potência extraída; A principal desvantagem deste tipo de controle é a dificuldade de modelar com precisão o comportamento aerodinâmico em condições de turbulência. 32

47 4. Modelo dos Aerogeradores 4.1 Principais Tecnologias de Geradores Eólicos Nesta seção serão abordados os modelos dos principais aerogeradores, suas turbinas, seus componentes e controles, tanto em regime permanente quanto em regime dinâmico, porém não é objetivo deste trabalho o aprofundamento na modelagem matemática dos respectivos componentes. Como visto na Seção 1.1, os aerogeradores, com destaque no cenário de conversão de energia eólica em elétrica, estão enunciados a seguir: GIDC Gerador de indução diretamente conectado à rede; GIDA Gerador de indução duplamente alimentado; GSE Gerador síncrono conectado à rede por conversores. As conexões dos diferentes tipos de tecnologia dos aerogeradores com a rede elétrica diferenciam-se conforme as características de controle de cada modelo. A Figura 4.1 ilustra simplificadamente as diferentes configurações de acesso ao sistema. Os GIDCs foram usados, em larga escala, principalmente no início da exploração de produção de energia elétrica através dos ventos. Tal utilização foi impulsionada pela simplicidade e baixo custo de operação, assim como a robustez do sistema. Devido ao crescimento da participação da geração eólica na matriz energética mundial, é necessário que os novos parques eólicos disponham de ferramentas de controle mais eficientes que as apresentadas no esquema tradicional dos GIDCs. Assim, os geradores com esquema GIDA e GSE são os mais utilizados atualmente, pois possuem maior capacidade de controle da geração de energia. 33

48 Independentemente do tipo de topologia escolhido para a geração de energia, a quantidade de parques eólicos conectados ao sistema elétrico estará sempre limitada, devido à natureza intermitente do vento. Um sistema de potência dependerá sempre de usinas geradoras com fontes de energia mais controláveis e estocáveis, como hidrelétricas com reservatório e térmicas, para um fornecimento contínuo de energia. Figura 4.1: Principais tecnologias de aerogeradores a) GIDC b) GIDA c) GSE. Fonte: (Vieira, 2009) [22]. Apesar da limitação e inviabilidade de um sistema elétrico predominantemente eólico, é cada vez maior o grau de desenvolvimento tecnológico dos modernos aerogeradores, visando o aumento na contribuição do controle e da manutenção da estabilidade do sistema elétrico, durante e após contingências na rede. Tais avanços são obtidos principalmente pela evolução das tecnologias de controle aplicadas aos conversores estáticos de potência. 4.2 GIDC - Gerador de Indução Diretamente Conectado à Rede Este esquema é constituído por um gerador de indução de rotor em gaiola de esquilo, sendo o estator da máquina conectado diretamente à rede elétrica. Como em 34

49 uma máquina de indução convencional, para seu funcionamento como gerador, este deve ser acionado com velocidade de rotação acima da velocidade síncrona nominal da máquina, conforme ilustrado na Figura 4.2. Figura 4.2: Curva típica de conjugado versus velocidade para uma máquina de indução. A eficiência de uma máquina de indução pode ser avaliada pelo seu escorregamento, i.e., máquinas com alta eficiência tendem a trabalhar com baixo escorregamento. Portanto, este tipo de gerador tende a ser utilizado em sistemas com velocidade fixa, mantendo a velocidade de rotação acima da nominal, mas sem exceder os níveis aceitáveis de escorregamento para uma considerável eficiência. Os aerogeradores deste tipo apresentam, usualmente, baixo número de polos. Assim, como a velocidade síncrona de rotação é inversamente proporcional a esta grandeza, os GIDCs são conectados mecanicamente às turbinas eólicas por meios de multiplicadores de velocidade, que elevam a baixa velocidade de rotação da turbina até o nível de rotação do gerador. As vantagens na utilização do GIDC, como mencionado anteriormente, são a robustez e a simplicidade na construção e operação do gerador, reduzindo os custos de implantação. As desvantagens na utilização do GIDC são a inexistência de um controle sobre o gerador de indução; o limitado controle aerodinâmico da turbina; a potência gerada ser influenciada pelas variações na velocidade do vento (rajadas e turbulência); o elevado consumo de reativo pelo GIDC, tanto em regime permanente quanto em regime transitório, limitando sua utilização em redes com baixos níveis de potência de curto-circuito, existindo a possibilidade de perda de estabilidade de tensão ou angular 35

50 do sistema elétrico, devido as grandes variações de tensão, principalmente durante faltas. Geralmente tais geradores são conectados ao sistema com bancos de capacitores para aliviarem a potência reativa requisitada do sistema, porém durante contingências na rede, os níveis de tensão caem, reduzindo a contribuição dos bancos shunt Análise Qualitativa do Modelo da Turbina Eólica O modelo da turbina eólica, via CDU, utilizado para as simulações presentes neste trabalho é parte integrante dos arquivos de exemplos do programa ANATEM [23]. A turbina modelada não possui controle de pitch, i.e., não controla o ângulo de passo. Alguns parâmetros devem ser inseridos no modelo da turbina para sua adequada utilização, como o raio do rotor da turbina, o número de polos do gerador, a relação de engrenagem entre a turbina e o gerador e a densidade do ar. No modelo, ainda podem ser definidos parâmetros para simular um comportamento turbulento do vento, assim como uma lógica de frenagem da turbina para velocidades de vento acima da permitida. A velocidade de operação deve ser projetada de acordo com os parâmetros de operação do gerador de indução na rede. Portanto um programa auxiliar, retirado de [23], para a determinação da velocidade inicial do vento a partir dos dados da máquina. Devem ser fornecidos os seguintes dados ao programa: densidade do ar (kg/m³), raio do rotor da turbina (m), λ mínimo, valor do escorregamento da máquina de indução, relação de engrenagens, número de polos do gerador e os pontos da curva de desempenho da máquina em função de λ. A Figura 4.3 ilustra a curva de desempenho da turbina eólica utilizada na simulação do desempenho dinâmico do GIDC [23]. 36

51 Coeficiente de Potência (Cp) 0.5 Relação entre Cp x Lambda - GIDC Lambda (TSR) Figura 4.3: Curva de desempenho da turbina acoplada ao GIDC. Fonte: Adaptado de (CEPEL, 2007) [23] Análise Qualitativa do Modelo para Estudos em Regime Permanente A máquina de indução deve ser modelada para sua utilização em estudos de fluxo de potência. O método utilizado faz uso da representação do circuito elétrico da máquina por meio de duas barras [24], conforme mostrado na Figura 4.4. Figura 4.4: Representação em regime permanente, da máquina de indução, em duas barras. Fonte: (Rangel, Ferraz, Junior, & Henriques, 2005) [24]. Onde: Rs Resistência do estator; X s Reatância transitória; Xs Reatância própria do estator; Pmec Potência mecânica A rede elétrica é aumentada de uma barra PQ (P = Pmec; Q = zero) para cada grupo de máquina que é modelado no programa ANAREDE. Conforme ilustrado na 37

52 Figura 4.4, é adicionado também um ramo em derivação (completamente indutivo) acoplado a barra PQ e um ramo série conectando a barra PQ à barra terminal do motor através de uma impedância. Após o resultado do fluxo de potência, é possível a obtenção do valor do escorregamento da máquina pelo programa ANAREDE, que servirá como entrada para o programa ANATEM. No Anexo B-I encontram-se os parâmetros do gerador para análise em regime permanente Análise Qualitativa do Modelo para Estudos de Transitórios Eletromecânicos O modelo utilizado para a simulação da resposta dinâmica do GIDC é predefinido no ANATEM, através do código de execução DMOT [25]. O modelo simulado foi de um gerador de indução com gaiola simples considerando-se o efeito transitório de rotor. O diagrama de blocos do modelo é apresentado na Figura 4.5. Figura 4.5: Diagrama de blocos do gerador de indução considerando o efeito transitório do rotor. Fonte: (CEPEL, 2010) [25]. Onde: Te Torque elétrico, em pu, na base da máquina; Tm Torque mecânico, em pu, na base da máquina; H Constante de inércia de uma unidade do conjunto gerador-turbina; ωs velocidade síncrona, em rad/seg; T o Constante de tempo do rotor a circuito aberto, em segundos; Xss Reatância própria do estator, em pu; X Reatância transitória do estator, em pu. No Anexo B-II encontram-se os parâmetros do gerador para análise em regime dinâmico. 38

53 4.3 GIDA Gerador de Indução Duplamente Alimentado Neste esquema, o gerador de indução de rotor bobinado com alimentação através de escovas é conectado diretamente a rede pelo estator. O circuito do rotor é conectado a rede por meio de um conversor CA/CC/CA, constituído por duas pontes conversoras trifásicas bidirecionais e conectadas entre si por meio de um circuito em corrente contínua (elo CC). Fazendo uso de controle do tipo vetorial pode-se controlar as potências ativa e reativa no estator da máquina de indução [24], tornando o seu funcionamento similar ao de uma máquina síncrona convencional. Com a utilização do GIDA é possível o controle de tensão, ou do fator de potência, assim como da velocidade de rotação para a otimização da extração de energia do vento. Devido à possibilidade de controle de velocidade por meio do gerador, esse esquema é utilizado em sistemas com turbinas de velocidade variável, fazendo uso de controle da inclinação da pá (controle de pitch). A geração de energia ocorre tanto para velocidades de rotação acima quanto abaixo da velocidade síncrona. Quando o gerador está acima da velocidade síncrona, denominado regime hiper-síncrono [21], o rotor e o estator entregam energia à rede, a energia cinética do rotor é transmitida ao sistema por meio do elo CC. Quando o gerador se encontra abaixo da velocidade síncrona, em regime sub-síncrono [21], o estator fornece energia à rede enquanto o rotor absorve energia do barramento através do elo CC, conforme ilustrado na Figura 4.6. Devido ao fato da potência circulante no circuito do rotor ser limitada a uma fração da potência gerada inserida no barramento e ser proporcional ao escorregamento, desprezando-se as perdas, os conversores podem ser dimensionados para o máximo escorregamento adotado no projeto. Durante faltas no sistema, a corrente no circuito do estator pode aumentar muito de valor, acarretando altas tensões induzidas no circuito do rotor. Portanto para a proteção contra sobretensões, no rotor, o GIDA possui um circuito de proteção denominado crowbar [24]. 39

54 Figura 4.6: Fluxo da potência ativa nos circuitos do estator e rotor do GIDA Análise Qualitativa do Modelo da Turbina Eólica O modelo matemático da turbina eólica instituído para a simulação do GIDA, ao contrário da do GIDC, possui controle do ângulo de passo (controle por pitch). Tal característica, conforme apresentado na Seção 3.4.1, possibilita tanto o aumento do desempenho aerodinâmico da turbina quanto para limitação da rotação da turbina para velocidades de vento muito altas. O modelo em CDU da turbina foi retirado dos exemplos do programa ANATEM [23]. As turbinas com regulação do ângulo de passo apresentam curvas de desempenho similares às apresentadas na Figura 3.6, o controle é ajustado de maneira que o ângulo de passo (β) forneça a melhor conversão de energia, de acordo com a variação da velocidade do vento. O diagrama de blocos do controle da posição da pá do gerador é ilustrado pela Figura 4.7. Para a utilização do modelo da turbina, na simulação dinâmica do GIDA é necessária primeiramente a inserção de alguns parâmetros no mesmo, referentes à 40

55 determinação do ponto inicial de operação do gerador. Os dados a serem inseridos referem-se aos valores iniciais do λ, do β e do escorregamento do gerador. Figura 4.7: Diagrama de blocos para o controle da posição das pás. Fonte: (Rangel, Ferraz, Junior, & Henriques, 2005) [24]. Tais dados são obtidos a partir da análise do gerador em regime permanente no programa ANAREDE. A potência por unidade geradora (total dividida pelo número de geradores na barra) em kw e em pu são retiradas do programa ANAREDE, e a partir das curvas de referência é possível a determinação dos valores da velocidade de rotação de referência (ωref) e da velocidade do vento (v). Com estas variáveis é possível a determinação do λ e do C P através das equações (3.8) e (3.10), respectivamente. O valor de β é mensurado através das curvas de desempenho elaboradas por SLOOTWEG [26], apresentadas na Figura

56 Figura 4.8: Curvas de desempenho da turbina eólica. Fonte: (Slootweg, 2003) [26]. O escorregamento (s) percentual inicial do gerador, pode ser calculado a partir da equação (4.1). s = 100(1 ω e (pu)) (4.1) Onde ω e (pu) significa a velocidade angular elétrica do gerador em pu; Análise Qualitativa do Modelo para Estudos em Regime Permanente O tipo de modelagem do GIDA no programa ANAREDE depende da estratégia de controle do conversor. Como mencionado na Seção 4.3, o conversor ligado à rede pode ser controlado de modo a manter a tensão terminal constante ou o fator de potência constante. Para aplicações onde se deseja manter a tensão terminal constante, deve-se modelar o GIDA como uma barra PV no fluxo de carga. Em contrapartida, para aplicações onde se deseja manter o fator de potência constante, deve-se modelar o GIDA como uma barra PQ. 42

57 Neste trabalho, cujo objetivo é analisar as diferentes metodologias de empreendimentos eólicos na geração de energia, foi escolhida a modelagem clássica de unidades geradoras, ou seja, uma barra PV Análise Qualitativa do Modelo para Estudos de Transitórios Eletromecânicos A Figura 4.9 ilustra o esquema simplificado da conexão de um GIDA ao sistema. A geração na barra é essencialmente controlada pelos conversores, interligados pelo elo CC, e protegidos pelo crowbar. Figura 4.9: Representação esquemática simplificada da conexão de um GIDA ao sistema. Fonte: (Rangel, Ferraz, Junior, & Henriques, 2005) [24]. Portanto para a simulação da resposta dinâmica do GIDA no ANATEM é essencial a modelagem dos conversores, do elo CC, da proteção crowbar e do gerador de indução duplamente alimentado. A Figura 4.10 demonstra o esquema simplificado dos controles do GIDA. 43

58 Figura 4.10: Diagrama de controles do aerogerador. Fonte: (Rangel, Ferraz, Junior, & Henriques, 2005) [24] Análise Qualitativa do Modelo da Máquina O gerador de indução duplamente alimentado possui modelo predefinido no programa ANATEM, através do código de execução DMDF [25]. Sua modelagem dinâmica leva em conta a transformação das componentes real e imaginária das tensões e correntes, tanto do estator quanto do rotor, para os eixos ortogonais d e q. Tal transformação é derivada da Teoria de Referência d-q de Park, desenvolvida para máquinas síncronas, e expandida para máquinas de indução de rotor bobinado com fluxos bidirecionais de potência via conversores [21]. O controle realizado no referencial d-q apresenta um desacoplamento entre as partes ativa e reativa, denominado controle vetorial [24], e permite que a máquina de indução tenha seu comportamento modelado semelhantemente ao de uma máquina síncrona. No Anexo B-III encontram-se os parâmetros do gerador para análise em regime dinâmico Análise Qualitativa do Modelo do Elo CC O elo CC é responsável pela interligação dos conversores de controle do aerogerador. Os conversores funcionam como fontes de tensão para o lado CA da conexão, e como fontes de corrente para o lado CC. A tensão do lado CA possui módulo e fase controlados, o módulo é proporcional à tensão do capacitor do elo CC e 44

59 ao fator de modulação, relação entre o sinal de controle e o sinal triangular, no controle do disparo do conversor fonte de tensão. Tanto o módulo quanto a fase podem ser determinados por meio das componentes d e q da tensão do conversor imposta pelo controle Análise Qualitativa do Modelo do Controle dos Conversores Os conversores são controlados por meio das componentes d e q das tensões e correntes. O conversor conectado ao estator é responsável pelo controle da tensão no capacitor, através da injeção ou retirada de potência ativa (controle por meio da componente d da tensão do estator) e pelo controle do fator de potência no conversor, através da injeção ou retirada de potência reativa (controle por meio da componente q da tensão do estator). O conversor conectado ao rotor é responsável pelo controle de velocidade (escorregamento) da máquina, através do controle do fluxo de potência ativa (controle por meio da componente q da corrente do rotor) e pelo controle da geração reativa, tensão terminal ou fator de potência terminal, por meio do controle do fluxo de potência reativa (controlado a partir da componente d da corrente do rotor). O controle de cada conversor evidencia o desacoplamento das parcelas ativa e reativa do controle vetorial e também a possibilidade de suprimento de reativos à rede pelo GIDA, assemelhando-se a uma máquina síncrona Atuação da Proteção Crowbar A proteção por crowbar é essencial para que os conversores do GIDA não sofram danos. A proteção atua em situações de curtos-circuitos, geralmente próximos à barra do GIDA, para evitar que haja sobrecorrente nos conversores, ocasionando sobretensão no elo CC. O crowbar age efetuando um by-pass no conversor. Durante a atuação do crowbar, o GIDA não pode ser controlado pelo conversor, atuando como uma máquina de indução convencional. A atuação do crowbar pode ser ativada ou desativada através da observação de algumas variáveis do sistema, como a tensão na barra terminal (Vt), a tensão no capacitor do elo CC (Vc), a corrente no estator (Is) e a corrente no rotor (Ir). 45

60 A atuação obedece a seguinte lógica: Ativação da proteção: o Vt < Vt min o Vc > Vc max o Is > Is max o Ir > Ir max Desativação da proteção: o Vt > Vt min o Vc < Vc max o Is < Is max o Ir < Ir max Para a atuação da proteção basta que uma das condições referidas seja observada. Porém para a sua desativação, todas as condições devem ser obedecidas. Além do monitoramento de tensão e corrente, a proteção conta com dois parâmetros adicionais de controle pré-estabelecidos, englobando o tempo mínimo e o tempo máximo de atuação, que controlam o intervalo de atuação dentro dos seus limites. Ao se observar uma das condições de ativação, a proteção atuará obrigatoriamente pelo tempo mínimo de atuação definido. Ao se observar todas as condições de desativação durante o intervalo entre o tempo mínimo e o máximo, a atuação poderá ser desativada. Se durante a atuação, não forem obedecidas todas as condições de desativação, a proteção será desativada ao término do tempo máximo, independentemente das condições de desativação serem obedecidas ou não. Os parâmetros de controle, assim como a lógica de funcionamento do crowbar foram retirados dos arquivos de exemplos do programa ANATEM [23]. 4.4 GSE Gerador Síncrono Conectado à Rede por Conversores Nesta configuração, o gerador síncrono é conectado à rede por meio de conversores estáticos. O gerador síncrono pode operar com frequência diferente da frequência da rede, devido ao desacoplamento realizado pela conexão por meio de conversores. O sistema opera com velocidade variável, assim as oscilações de 46

61 potência ocasionadas pelas rápidas variações na velocidade do vento são amortecidas. O controle da tensão ou do fator de potência na barra terminal de geração é realizado pelo inversor conectado à rede, por meio de controle do tipo vetorial, assim como no GIDA. Devido ao desacoplamento da frequência do gerador, é usual que este seja projetado com grande número de polos, reduzindo assim sua velocidade de rotação e eliminando a necessidade de multiplicadores de velocidade. A Figura 4.11 ilustra um esquema básico de aproveitamento eólico fazendo-se uso de geradores síncronos com velocidade variável, acoplados por meio de conversores. Figura 4.11: Esquema de aproveitamento eólico utilizando gerador síncrono. Fonte: (Rangel, Gomes Junior, & Ferraz, 2006) [27]. O esquema de conversores utilizados pode ser observado na Figura Os conversores são acoplados através de um elo CC, o retificador é do tipo fonte de corrente a diodo e o inversor é do tipo fonte de tensão. A tensão sobre o capacitor é controlada por meio de um chopper do tipo boost Análise Qualitativa do Modelo da Turbina Eólica O modelo de turbina utilizado na simulação do desempenho do GSE é o mesmo utilizado na análise do GIDA. A turbina possui o ajuste do ângulo de inclinação das pás e sua dinâmica de controle pode ser ilustrada pela Figura 4.7. Conforme a modelagem em CDU da turbina acoplada ao GIDA, é necessária a inserção de alguns parâmetros para a inicialização da máquina, estabelecendo seu ponto de operação. Tais parâmetros englobam novamente os valores iniciais do λ e 47

62 do β, além do valor da frequência inicial do estator, inserido como parâmetro no modelo do gerador síncrono. O cálculo dos valores de λ e β, é semelhante ao efetuado na Seção O valor do despacho de potência ativa, do gerador eólico no fluxo de carga, é obtido através do programa ANAREDE. Os valores em absoluto (kw) e em pu, por unidade geradora são utilizados para a obtenção dos valores de velocidade inicial do vento (m/s) e velocidade de rotação de referência (pu) através das curvas de referência de velocidade. Com os valores de velocidade de vento e rotação iniciais, λ e C P são calculados a partir das equações (3.8) e (3.10), respectivamente. A posição inicial do ângulo de passo, β, é estimada a partir das curvas de desempenho da turbina eólica, apresentadas na Figura 4.8. O valor da frequência inicial do gerador é obtido multiplicando-se o valor da velocidade de rotação de referência (pu) pelo valor da frequência nominal do estator da máquina Análise Qualitativa do Modelo para Estudos em Regime Permanente O GSE pode ser modelado para aplicações de fluxo de potência como barras do tipo PV ou PQ. Neste trabalho, devido ao objetivo de traçar o comportamento dos geradores eólicos, operando como unidades de geração clássicas, a barra de acesso do GSE ao sistema foi modelada como uma barra PV no programa ANAREDE Análise Qualitativa do Modelo para Estudos de Transitórios Eletromecânicos Para a análise em regime dinâmico de aerogeradores com topologia de GSE, no programa ANATEM, é necessária a modelagem de múltiplos componentes que compõem o esquema, como a modelagem do gerador síncrono, do controle do chopper e do controle do inversor. A Figura 4.12 ilustra de maneira simplificada as malhas de controle presentes numa barra de geração eólica com GSE. 48

63 Figura 4.12: Malhas de controle de um GSE. Fonte: (Rangel, Gomes Junior, & Ferraz, 2006) [27]. As malhas em negrito na Figura 4.12, evidenciam os controles que devem ser modelados em ambiente CDU, para a simulação no programa ANATEM Análise Qualitativa do Modelo da Máquina O modelo dinâmico do gerador síncrono utilizado no programa ANATEM é prédefinido e acessado pelo código de execução DMGE [25]. O gerador síncrono modelado possui polos salientes, um enrolamento de campo e dois enrolamentos amortecedores: um no eixo direto e outro no eixo em quadratura. Para o lado do retificador, a máquina é representada como uma fonte de tensão subtransitória atrás de uma reatância subtransitória de eixo direto. No Anexo B- IV encontram-se os parâmetros do gerador para análise em regime dinâmico Análise Qualitativa do Modelo do Chopper Conforme apresentado na Seção 4.4 e ilustrado na Figura 4.11, o retificador (Conversor 1) é do tipo fonte de corrente a diodo. Portanto, a magnitude da corrente do lado CC não é controlada pelo conversor. Para o controle do nível da corrente retificada e, por consequência, da tensão sobre o capacitor conectado ao inversor, fazse uso de um chopper. O chopper funciona como um transformador CC, ou seja, a saída de tensão (Vs) é proporcional ao valor de entrada (Ve). No caso em estudo o chopper utilizado é do tipo boost, ou seja, a saída de tensão será sempre maior do que a entrada. Na Figura 4.13 é representado o esquema de um chopper do tipo boost. 49