UNIVERSIDADE FEDERAL DE ITAJUBÁ INSTITUTO DE SISTEMAS ELÉTRICOS E ENERGIA. Rafael Maglione Aoun Yuri Faria Ribeiro

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1 UNIVERSIDADE FEDERAL DE ITAJUBÁ INSTITUTO DE SISTEMAS ELÉTRICOS E ENERGIA Avaliação do Impacto da Utilização de Inércia Sintética em um Sistema Elétrico de Potência com Alto Índice de Penetração Eólica Rafael Maglione Aoun Yuri Faria Ribeiro Itajubá, setembro de 2018

2 UNIVERSIDADE FEDERAL DE ITAJUBÁ INSTITUTO DE SISTEMAS ELÉTRICOS E ENERGIA Rafael Maglione Aoun Yuri Faria Ribeiro Avaliação do Impacto da Utilização de Inércia Sintética em um Sistema Elétrico de Potência com Alto Índice de Penetração Eólica Monografia apresentada ao Instituto de Sistemas Elétricos e Energia, da Universidade Federal de Itajubá, como parte dos requisitos para obtenção do título de Engenheiro Eletricista. Orientador: Mauricio Campos Passaro Itajubá, setembro de 2018 ii

3 Agradecimentos Agradecemos, primeiramente, ao nosso orientador e professor Mauricio Campos Passaro pela oportunidade de desenvolver o tema e por todo o auxílio fornecido neste último ano. Também, aos professores Antonio Carlos Zambroni e Roberto Akira Yamachita pela disposição de compor a banca de avaliação deste Trabalho. Ainda, um agradecimento especial aos nossos familiares, amigos e namoradas, pela paciência e pelo apoio não somente para o desenvolvimento deste Trabalho, como também ao longo de nossa trajetória. Finalmente, agradecemos a Universidade Federal de Itajubá na forma de todo seu corpo docente pelo privilégio do ensino de excelência, digno de uma instituição centenária. iii

4 Resumo As principais fontes de energia elétrica no Brasil são a hidráulica, advinda de grandes centrais hidrelétricas, e a térmica, de combustível fóssil ou biomassa. No entanto, com a escassez nos reservatórios, encarecimento dos combustíveis fósseis e frequentes problemas ambientais enfrentados pelos tradicionais recursos energéticos, a geração de energia a partir de fontes alternativas e renováveis tem apresentado crescimento considerável nas últimas duas décadas. Dentre as opções de fontes de energia pesquisadas e implantadas nos últimos anos, a que mais vem se destacando é a energia eólica. É a atual terceira maior fonte de geração do País, com cerca de 8% do total da capacidade instalada brasileira. Com o aumento da penetração eólica no Sistema Interligado Nacional (SIN), surgem novos desafios para sua operação. Em comparação com sistemas robustos, nos quais predominam a geração hidrotérmica, as unidades de geração eólica têm massas rotativas pequenas e, portanto, baixa inércia e baixa capacidade de amortecimento para contingências na rede. Com a presença cada vez maior da energia eólica no SIN, há um aumento também destas propriedades no sistema. Uma solução para aumentar a robustez do sistema e melhorar a resposta dos geradores eólicos frente a contingências na rede está no uso da inércia sintética, que foi explorado e implementado neste Trabalho. Comprovou-se a eficiência do controle de inércia sintética através de diversas simulações em diferentes cenários, evidenciando-se que em um sistema com alto índice de penetração de eólica é viável e necessário o seu uso. Também, deixou-se sugerido para estudos futuros uma investigação quanto ao ganho KWI do controle e a viabilidade prática de ganhos altos. Palavras chave: energia eólica, aerogeradores, inércia sintética, regulação inercial. iv

5 Abstract The main sources of electrical energy in Brazil are hydroelectric, from large hydro power plants, and thermoelectric, from fossil fuels or biomass. However, with the latest shortage in reservoir levels, higher costs of fossil fuels and frequent environmental problems faced by these traditional energy resources, the power generation from alternative and renewable sources has shown a considerable increase in the last two decades. Among the energy resources researched and implemented in the last few years, the one which stands out the most is wind energy. It is the third largest source of energy in Brazil, with around 8% of the Brazilian installed capacity. With the increase of wind energy penetration in the Interconnected National System (SIN), new challenges for its operation arise. In comparison with more robust systems, in which hydrothermal generation predominate, wind energy generators have smaller rotating masses and, therefore, lower inertia and damping capacity for events in the grid. As its presence increases in the SIN, there is also an increase of these properties in the system. One solution to improve system robustness and the response of wind energy generators to events in the grid is in the use of virtual inertia, which was explored and implemented in this Paper. The efficiency in the use of the virtual inertia control was estabilished through several simulations in different scenarios, showing both the viability and importante in its use in a system with large presence of wind turbine generation. It was also suggested for future studies that the KWI gain of the control was further investigated. Key words: wind energy, wind turbines, virtual inertia, inertial response. v

6 Lista de Figuras Figura 1.1: Evolução da capacidade instalada de geração eólica no mundo 14 Figura 1.2: Capacidade Instalada de Geração Eólica 14 Figura 1.3: Evolução da capacidade instalada de geração eólica no Brasil 15 Figura 1.4: Evolução da Capacidade Instalada por Fonte de Geração no Brasil 15 Figura 2.1: Formação dos ventos devido ao deslocamento de massas de ar 17 Figura 2.2: Fluxo de ar através de uma área transversal 17 Figura 2.3: Seção transversal de uma pá de aerogerador (esquerda) e ângulos importantes (direita). 20 Figura 2.4: Gerador Eólico de Velocidade Fixa 21 Figura 2.5: Gerador Eólico de Velocidade Variável (DFIG) 21 Figura 2.6: Gerador Eólico de Velocidade Variável (SGFC) 21 Figura 2.7: Diagrama de blocos para um aerogerador de velocidade fixa e controle de stall. 23 Figura 3.1: Malha de controle para implementação em um controlador DFIWG 24 Figura 3.2: Variação da frequência de um sistema frente a um distúrbio 25 Figura 3.3: Modelo de Controle KEC I 27 Figura 3.4: Modelo de Controle KEC II 27 Figura 3.5: Modelo de Controle WindINERTIA 28 Figura 3.6: Curva característica de regulação (Droop) 29 Figura 3.7: Operação com reserva de potência ativa 30 Figura 3.8: Operação com reserva de potência ativa 31 Figura 3.9: Modelo tradicional de controle de pitch 31 Figura 3.10: Modelo modificado de controle de pitch 31 Figura 3.11: Modelo de controle de velocidade 32 Figura 3.12: Exemplo de curvas de regulação 32 Figura 3.13: Modelo de controle de regulação (Droop) 33 Figura 4.1: Modelo de planta eólica 33 Figura 4.2: Representação esquemática do modelo completo do DFIG 35 Figura 4.3: Representação do modelo do Gerador/Conversor 35 Figura 4.4: Representação do modelo de controles elétricos 36 Figura 4.5: Representação do modelo da turbina e seus controles 36 Figura 5.1: Representação de uma usina eólica no ANAREDE 37 vi

7 Figura 5.2: Utilização do comando DFTN para associar o modelo (CDU) à determinada barra e definir BEQ. 38 Figura 5.3: Uso do comando DLOC para definir o controle de tensão das barras remotas 38 Figura 5.4: Definição das condições iniciais e número de aerogeradores da fazenda eólica POMBO e seleção dos modos de controle no arquivo do tipo *.CDU. 39 Figura 5.5: Exemplo de interface entre o modelo do aerogerador e a solução da rede 39 Figura 6.1: Diagrama Unifilar do Sistema Elétrico de Potência Brazilian Birds 40 Figura 6.2: Indicação do local onde foram adicionadas as duas fazendas eólicas. 42 Figura 6.3: Uso do comando RMGR para remoção de geração 43 Figura 6.4: Comparação entre frequências da barra GAVIÃO somente com geração hidrotérmica e com inserção de eólica (com e sem inércia sintética) 43 Figura 6.5: Aumento da potência elétrica gerada pelo aerogerador no caso com inércia sintética perante a queda de frequência do Sistema 44 Figura 6.6: Potência elétrica fornecida por GAVIÃO em um sistema somente com geração hidrotérmica e com inserção de eólica (com e sem inércia sintética) 45 Figura 6.7: Comparação entre frequências da barra GAVIÃO somente com geração hidrotérmica e com inserção de eólica (com e sem inércia sintética) para KWI igual a Figura 6.8: Comparação entre os valores de frequência devido à mudança no ganho KWI 46 Figura 6.9: Comparação entre potência elétrica fornecida por um sistema somente com geração hidrotérmica e com inserção de eólica (c/ e sem inércia sintética) para KWI de Figura 6.10: Potência elétrica fornecida pelos aerogeradores da barra 2511 para valores diferentes de ganho KWI 47 Figura 6.11: Frequência na barra GAVIÃO. 48 Figura 6.12: Frequência da barra GAVIÃO. 50 Figura 6.13: Potência elétrica fornecida pelo gerador em POMBO 51 Figura 6.14: Regiões Sudeste e Nordeste representadas no ANAREDE 52 Figura 6.15: Comparação da frequência do sistema com e sem inércia sintética 53 Figura 6.16: Comparação da potência fornecida por um aerogerador com e sem inércia 54 Figura 6.17: Parâmetros do comando MDLD 54 Figura 6.18: Variação de frequência durante aumento de carga e posterior corte de carga (KWI = 10) 55 vii

8 Figura 6.19: Excursão na potência elétrica da barrra 21 (GAVIÃO) devido à variação na carga (KWI =10) 56 Figura 6.20: Variação de frequência durante aumento de carga e posterior corte de carga (KWI = 40) 56 Figura 6.21: Excursão na potência elétrica da barrra 21 (GAVIÃO) devido à variação na carga (KWI =40). 57 Figura 6.22: Comparação das frequências da barra 21 (GAVIÃO) para valores de ganho KWI diferentes. 57 Figura 6.23: Comandos utilizados para perda de geração com rejeição de carga 58 Figura 6.24: Excursão de frequências para caso de perda de geração e corte de carga 58 Figura 6.25: Excursão de potências elétricas para caso de perda de geração e corte de carga 59 viii

9 Lista de Tabelas Tabela 4.1: Parâmetros para o modelo de fluxo de potência 34 Tabela 5.1: Parâmetros para inicialização 39 Tabela 6.1: Valores da carga 41 Tabela 6.2: Resumo dos casos estudados 42 Tabela 6.3: Geração nos sistemas implementados 42 Tabela 6.4: Valores de frequências no tempo para as situações estudadas 47 Tabela 6.5: Frequência do sistema hidrotérmico e com eólica 49 Tabela 6.6: Frequência do sistema com eólica com inércia 50 Tabela 6.7: Carga nas áreas A e B 52 Tabela 6.8: Frequências com e sem inércia 53 ix

10 Lista de Abreviaturas e Siglas A BB C p DFIG E c ERAC KEC m MPPT P P t SEP SIN SGFC TSR UHE UTE UG v Área da seção transversal [m²] Sistema Brazilian Birds Coeficiente de Potência Doubly Fed Induction Generator Energia Cinética [J] Esquema Regional de Alívio de Carga Kinetic Energy Control Massa de ar [kg] Maximum Power Point Tracking Potência disponível no vento [W] Potência da turbina eólica [W] Sistemas Elétricos de Potência Sistema Interligado Nacional Synchronous Generator Full Converter Tip Speed Ratio Usina Hidrelétrica Usina Termelétrica Unidade Geradora Velocidade da massa de ar em movimento [m/s] ρ Massa específica do ar [kg/m 3 ] ω Velocidade radial do rotor [rad/s] x

11 Sumário 1 INTRODUÇÃO Contextualização Objetivo Estrutura do Trabalho FUNDAMENTAÇÃO TEÓRICA DE ENERGIA EÓLICA Turbinas Eólicas Mecanismos de Geração dos Ventos Potência do Vento Geradores Eólicos Geradores de Velocidade Fixa Geradores de Velocidade Variável Modelagem de Geradores Eólicos de Velocidade Fixa FUNDAMENTAÇÃO TEÓRICA DE INÉRCIA SINTÉTICA Introdução Regulação Inercial Modelos de Controle de Resposta Inercial de Geradores Eólicos Regulação Primária MODELAGEM ESTÁTICA E DINÂMICA DE GERADORES EÓLICOS Modelo do Fluxo de Potência do Gerador Eólico Modelo Dinâmico do Gerador Eólico Estrutura Geral PARÂMETROS DE SIMULAÇÃO Representação da Usina Eólica no ANAREDE Representação da Usina Eólica no ANATEM Inicialização SIMULAÇÕES Diagrama unifilar do sistema Brazilian Birds Informações sobre o sistema Casos Analisados Perda de geração da UTE SABIÁ (barra 11) Carga Pesada Perda de geração menos severa da UTE SABIÁ (barra 11) Carga Pesada xi

12 6.3.3 Perda de geração da UTE SABIÁ (barra 11) Carga Leve Perda de geração da UTE SABIÁ (barra 11) Sistema Nordeste/Sudeste Degrau de carga (barra 111) Carga Pesada Perda de Geração da UTE SABIÁ com rejeição de carga Carga Pesada CONCLUSÕES REFERÊNCIAS ANEXOS xii

13 1 Introdução 1.1 Contextualização Nos dias atuais, a energia elétrica apresenta um papel de fundamental importância no desenvolvimento econômico e social de um país. É necessário planejamento através de pesquisas e estudos para que a expansão da geração de energia acompanhe o crescimento da demanda, sendo um fator limitante para o crescimento de um país. O Sistema Interligado Nacional é definido como o sistema de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica do Brasil, constituído por um conjunto de centrais responsáveis pela geração, subestações que elevam e diminuem os níveis de tensão para transmitir a energia através de linhas de transmissão (em 230, 345, 440, 500 e 750 kv) e a rede de distribuição, que é responsável por fazer com que a energia chegue finalmente aos consumidores. A interconexão dos sistemas elétricos, por meio da malha de transmissão, propicia a transferência de energia entre subsistemas, permite a obtenção de ganhos sinérgicos e explora a diversidade entre os regimes hidrológicos das bacias. A integração dos recursos de geração e transmissão permite o atendimento ao mercado com segurança e economicidade. A capacidade instalada de geração do SIN é composta, principalmente, por usinas hidrelétricas distribuídas em dezesseis bacias hidrográficas nas diferentes regiões do país. Nos últimos anos, a instalação de usinas eólicas, principalmente nas regiões Nordeste e Sul, apresentou um forte crescimento, aumentando a importância dessa geração para o atendimento do mercado. A busca por fontes renováveis de energia elétrica se deve principalmente ao aumento dos custos dos combustíveis fósseis e da preocupação com o meio ambiente, havendo o advento de novas políticas sustentáveis que incentivam a conexão de fontes de energia alternativas na matriz energética. A Figura 1.1 ilustra como a capacidade instalada de geração eólica no mundo evoluiu, explicitando o crescimento exponencial dessa forma de geração, além da previsão de crescimento para os próximos anos. 13

14 Figura 1.1: Evolução da capacidade instalada de geração eólica no mundo. Fonte: GWEC Report 2016, Enquanto que na Figura 1.2, pode-se observar a capacidade instalada dos principais países geradores de energia eólica do mundo, com destaque para a China e Estados Unidos, com cerca de 168 GW e 82 GW de capacidade instalada, respectivamente. Figura 1.2: Capacidade Instalada de Geração Eólica. Fonte: GWEC Report 2016, Essa tendência pode ser observada também no Brasil, com evolução considerável na utilização de energia eólica, como se pode observar na Figura

15 Figura 1.3: Evolução da capacidade instalada de geração eólica no Brasil. Fonte: PEnergy Consultoria em Energia Ltda, É importante notar também o processo de diversificação da matriz energética brasileira, que apresenta um crescimento expressivo de outras fontes renováveis além da eólica, como biomassa e solar, conforme ilustra a Figura 1.4. Figura 1.4: Evolução da Capacidade Instalada por Fonte de Geração no Brasil. 1.2 Objetivo Fonte: EPE, O objetivo deste Trabalho é a análise transitória de um sistema elétrico de potência com presença considerável de geração eólica para diversas contingências na rede. Também o estudo comparativo deste sistema com a implementação, no modelo, do controle de inércia sintética, com objetivo de se evidenciar que é um controle benéfico para a regulação inercial de um sistema elétrico com alto índice de penetração eólica. 15

16 1.3 Estrutura do Trabalho Este Trabalho será disposto em sete capítulos. No primeiro, é feita uma contextualização do cenário brasileiro e mundial referente à energia eólica; no segundo, se fundamenta a energia eólica em vários aspectos: do vento, das turbinas e do próprio gerador eólico em suas diversas configurações; no terceiro, se fundamenta o conceito de inércia sintética e os modelos de regulação inercial e regulação primária, fundamentais para este Trabalho; no quarto, se detalha a modelagem estática e dinâmica dos geradores eólicos, origem dos modelos utilizados; no quinto, se detalha os modelos utilizados e os parâmetros aplicados; no sexto, são mostradas as simulações do sistema realizadas para diversas contingências na rede; finalmente, no sétimo, se dá as conclusões tiradas dos resultados das simulações. 16

17 2 Fundamentação Teórica de Energia Eólica A energia eólica se dá pela transformação da energia do vento em energia elétrica, através de aerogeradores. É uma energia limpa, renovável e que vem conquistando cada dia mais espaço na matriz energética brasileira e mundial. 2.1 Turbinas Eólicas A turbina eólica é o principal elemento a ser analisado, tendo em vista que essa é responsável por realizar a absorção da energia cinética do vento e convertê-la em energia mecânica. Essa energia é então entregue ao gerador elétrico, que a converte em energia elétrica. Esse elemento é composto pelo rotor, pela torre que o sustenta, pela transmissão e pelo conversor Mecanismos de Geração dos Ventos Pode-se considerar a energia eólica como umas das formas em que se manifesta a energia proveniente do Sol, uma vez que os ventos são causados pelo aquecimento diferenciado da atmosfera. A orientação dos raios solares e o movimento da Terra são os principais responsáveis pela não uniformidade do aquecimento da atmosfera. As regiões tropicais, por receberem os raios solares praticamente de maneira perpendicular, são mais aquecidas do que as regiões polares. E por consequência disso, o ar quente que se encontra nas baixas altitudes das regiões tropicais tende a subir, sendo substituído por uma massa de ar mais frio que se desloca das regiões polares. A formação dos ventos vem desse deslocamento de massas de ar, como se pode observar na Figura 2.1. Figura 2.1: Formação dos ventos devido ao deslocamento de massas de ar. Fonte: CEPEL,

18 Há tipos de ventos chamados de constantes, uma vez que eles jamais cessam e podem ser classificados em: Alísios: deslocamentos de massa de ar quente e ú mido em direção às áreas de menor pressão atmosférica das zonas equatoriais, ou seja, sopram dos trópicos para a linha do Equador em baixas altitudes; Contra-alísios: ventos que sopram da linha do Equador para os pólos, em altas altitudes; Ventos do Oeste: sopram dos trópicos para os pólos; Polares: deslocamentos de massa de ar frio que sopram dos pólos para as zonas temperadas Potência do Vento A própria natureza do vento faz com que exista uma constante variação em sua velocidade e direção. Se considerar-se um fluxo de ar, movendo-se à velocidade v, perpendicular à seção transversal de um cilindro, conforme a Figura 2.2: Figura 2.2: Fluxo de ar através de uma área transversal. Fonte: RÊGO, L. de O., Considerando também que toda a massa de ar m atravessa o cilindro, a energia cinética será dada pela Equação 2.1: E c = 1 2 mv2 (2.1) Onde: Ec é a energia cinética [J]; m é a massa de ar [kg]; v é a velocidade da massa de ar em movimento [m/s]. A definição de potência disponível no vento é dada pela derivada da energia no tempo, de acordo com a Equação

19 P = E c t = 1 2 mv2 (2.2) 2.3: Substituindo a massa m por um fluxo de massa Av na Equação 2.2, obtém-se a Equação P = 1 2 ρav3 (2.3) Onde: P é a potência disponível no vento [W]; é a massa específica do ar [kg/m³]; A é a área da seção transversal [m²]; v é a velocidade da massa de ar em movimento [m/s] Potência de Turbinas Eólicas Tendo em vista que as turbinas eólicas não possuem a capacidade de extrair toda a potência disponível no vento, a potência de uma turbina eólica é dada pela potência disponível pelo vento limitada por um fator conhecido como Coeficiente de Potência [6]. Assim, a potência de uma turbina eólica é dada pela Equação 2.4: P t = 1 2 C pρav 3 (2.4) Onde: Pt é a potência da turbina eólica [W]; Cp é o Coeficiente de Potência [adimensional]; é a massa específica do ar [kg/m³]; A é a área da seção transversal [m²]; v é a velocidade da massa de ar em movimento [m/s]. A relação entre a potência extraída do vento e potência disponível pelo vento é o coeficiente Cp, ou seja: 19

20 C p = Potência extraída Potência do vento = P rotor P vento (2.5) Então, modificando-se a Equação 2.4: C p = P t 1 2 ρav3 (2.6) Daí obtém-se o limite de Betz, que fornece o valor máximo teórico para Cp, que é de aproximadamente 0,593. Ou seja, teoricamente, a máxima potência que uma turbina eólica pode extrair do vento é de 59,3% da potência disponível. Na prática, esse coeficiente gira em torno de 0,45 [6]. Outra medida importante é a relação de velocidade (TSR Tip Speed Ratio), que é definida pela razão entre a velocidade da ponta da pá da turbina e a velocidade do vento que a atravessa e é dada por: Onde: λ = ωr v (2.7) ω é a velocidade radial do rotor [rad/s]; R é o raio do rotor [m]; A grande maioria dos aerogeradores comercializados em grande escala utilizam aerofólios (formas similares às asas de um avião), como mostrados na Figura 2.3, para controlar e utilizar a energia cinética do vento. Duas forças atuam sobre o aerofólio com a passagem de um fluxo de vento sobre ele, empuxo e arrasto. As turbinas dependem principalmente do empuxo, uma vez que esse aplica torque nas pás, fazendo com que as mesmas rotacionem. A força de arrasto faz com que algum torque seja causado também, porém no sentido contrário. A força de empuxo é perpendicular à direção do fluxo efetivo de ar e a maior parte do torque é realizada pelas pontas das pás, que estão mais distantes do hub. 20

21 Figura 2.3: Seção transversal de uma pá de aerogerador (esquerda) e ângulos importantes (direita). Fonte: NREL, Uma condição indesejável nas turbinas eólicas é que essa opere em uma situação acima da especificada, uma vez que isso causa maior desgaste dos componentes da turbina e reduzem sua vida útil. 2.2 Geradores Eólicos Os geradores eólicos são máquinas capazes de transformar a energia cinética presente nos ventos em energia elétrica. A turbina eólica é responsável por converter a energia cinética em energia mecânica no eixo, que transfere essa energia através de uma caixa de engrenagens ao gerador para a conversão eletromecânica Geradores de Velocidade Fixa Os geradores de velocidade fixa são máquinas assíncronas (normalmente geradores gaiola de esquilo) conectadas diretamente a uma rede elétrica com frequência fixa, que gira a uma velocidade mecânica fixa, independente da velocidade do vento. Não há, portanto, qualquer controle de velocidade nestes geradores. Por serem conectados diretamente à rede, estes geradores são sensíveis às variações de frequência do sistema, possuindo, portanto, capacidade de resposta inercial. Um modelo desse gerador pode ser visto na Figura

22 Figura 2.4: Gerador Eólico de Velocidade Fixa. Fonte: RÊGO, L. de O., Geradores de Velocidade Variável São geradores conectados à rede através de conversores eletrônicos e que possuem sistemas de controle que permitem uma velocidade variável de rotação, de acordo com a velocidade do vento. Tem-se o gerador de indução duplamente alimentado (Doubly Fed Induction Generator - DFIG), visto na Figura 2.5, cujo estator encontra-se conectado diretamente à rede, enquanto o rotor se encontra conectado ao conversor, que por sua vez é conectado à rede. Figura 2.5: Gerador Eólico de Velocidade Variável (DFIG). Fonte: RÊGO, L. de O., Tem-se, também, o gerador síncrono conectado à rede através de um conversor eletrônico (Synchronous Generator Full Converter - SGFC), visto na Figura 2.6. Figura 2.6: Gerador Eólico de Velocidade Variável (SGFC). Fonte: RÊGO, L. de O.,

23 Atualmente, os principais fabricantes de geradores eólicos utilizam a tecnologia de velocidade variável, devido ao seu melhor desempenho. No entanto, por serem conectados à rede através de conversores, tais geradores não são sensíveis às variações de frequência do sistema, não possuindo capacidade de resposta inercial, deficiência esta que pode ser corrigida através de controles adicionais, ou através de outras formas de inércia sintética. 2.3 Modelagem de Geradores Eólicos de Velocidade Fixa Será desenvolvido um modelo dinâmico genérico para uma turbina eólica de velocidade fixa, que é o tipo mais básico em operação na atualidade, utilizada em larga escala. Os geradores de velocidade fixa são assim chamados por operarem com menos de 1% de variação na velocidade do rotor e normalmente empregam máquinas de indução tipo gaiola, diretamente conectada à rede. Para extrair potência do vento, é possível empregar um controle de pitch e um controle de stall. No caso de aerogeradores com controle de pitch, as pás da turbina não são fixadas de maneira rígida ao hub e podem ser rotacionadas de maneira a aproveitar melhor o fluxo de ar. Já no caso de controle de stall, as pás são projetadas para que o fluxo de ar sobre as mesmas mude de laminar para turbulento em velocidades mais altas do vento. Um problema no uso de controle de stall é o aproveitamento não ótimo da potência do vento. O objetivo principal em obter um modelo que estude a interação entre um aerogerador e o sistema de potência, entretanto também será possível analisar a interação das funções aerodinâmicas, elétricas e mecânicas dentro da turbina. Do ponto de vista de modelagem, uma turbina eólica de velocidade fixa consiste de um rotor e montagem das pás (motor primário), eixo e unidade de transmissão (trem de força e comutador de velocidade), gerador de indução e sistema de controle. Como a maioria dos softwares de modelagem em sistemas de potência já apresentam blocos com modelos de máquinas de indução, o desafio maior nesse caso é modelar a aerodinâmica e transmissão mecânica dos aerogeradores. Esses componentes são modelados de acordos com as equações diferenciais e algébricas que regem os seus fenômenos e descrevem suas operações. Na Figura 2.7 tem-se o diagrama de blocos para uma turbina com controle de stall. 23

24 Figura 2.7: Diagrama de blocos para um aerogerador de velocidade fixa e controle de stall. Fonte: NREL, O bloco relacionado à aerodinâmica consiste de três subsistemas: cálculo da tip-speed ratio (TSR relação de velocidade, ), o coeficiente de potência do rotor (Cp) e cálculo do torque aerodinâmico. As entradas são a velocidade do vento e o ângulo de pitch e considerase que a velocidade do vento é mantida constante durante o evento na rede, uma vez que o objetivo é estudar a resposta dinâmica da turbina durante eventos na rede. Porém é possível utilizar sinais de entrada de velocidades do vento variadas. Além disso, o ângulo de pitch é determinado no início da simulação para que a turbina atinja potência nominal à velocidade nominal. 24

25 3 Fundamentação Teórica de Inércia Sintética O conceito de inércia sintética, embora não tão novo, tem encontrado maior aplicação nos últimos anos, com a crescente importância da energia eólica (e consequentemente de aerogeradores) no sistema elétrico brasileiro e mundial. 3.1 Introdução O conceito de inércia sintética ( virtual inertia ) foi sugerido pela primeira vez pelo Dr. Harold Aspden, em uma publicação do New Energy News. Ele percebeu que uma máquina elétrica acionada por um motor, depois de parada, pode ser religada com maior facilidade que da primeira vez se o tempo não exceder aproximadamente 1 minuto. Ele chegou à conclusão que havia algo de natureza etérea girando juntamente com o rotor. [4] A inércia de um sistema está relacionada com a energia cinética contida nas massas girantes que compõem o sistema, e tem grande importância principalmente na resposta a perturbações que resultam na perda significativa de capacidade de geração e transmissão. O uso de formas de controle que buscam ter o mesmo efeito da resposta inercial de geradores convencionais é o que se chama de inércia sintética. Portanto, esses controles atuam de maneira imediata após alguma perturbação, de modo a reduzir as oscilações de frequência. De maneira geral, para que seja possível modular a potência de saída frente a variações de frequência na rede, é necessário que a planta de geração eólica opere com uma reserva de potência ativa. A inércia sintética pode ser implementada, por exemplo, através de um sistema de controle que permita que a rotação da máquina varie proporcionalmente com a taxa de variação da frequência, já que usualmente não há acoplamento elétrico direto entre gerador e sistema, mas sim através de conversores CA/CC, desprovidos de inércia. Um exemplo de malha de controle para esta aplicação pode ser visto na Figura 3.1. Figura 3.1: Malha de controle para implementação em um controlador DFIWG. Fonte: DA SILVA, A.,

26 3.2 Regulação Inercial A própria natureza das máquinas rotativas que estão ligadas aos sistemas de energia elétrica faz com que haja armazenamento de energia cinética em suas massas girantes. Desde que não ocorra nenhum tipo de perturbação que cause desequilíbrio entre o torque mecânico e o torque elétrico, esta energia cinética se mantém constante. No entanto, qualquer variação na condição de equilíbrio resulta em um aumento ou redução da velocidade da máquina, uma vez que a velocidade angular da massa girante variou. Perturbações no sistema que incluem a perda de geração normalmente resultam em afundamentos transitórios da frequência do sistema. A taxa de declínio de frequência, a intensidade da excursão da frequência, e o tempo para a frequência do sistema voltar ao normal são afetados pelas características dinâmicas da geração conectada à rede. Nos primeiros segundos que seguem a perda de grandes unidades de geração, as dinâmicas de frequência do sistema são dominadas pela resposta inercial da geração. A geração síncrona convencional (hidrotérmica) inerentemente contribui com alguma inércia armazenada para a estabilidade da rede, reduzindo a taxa inicial de declínio de frequência. De [9], temos que a equação de oscilação de uma máquina elétrica é dada por: dω dt = ω 0 2H (P m P e ) (3.1) Ou seja, depende da variação da velocidade angular, da constante de inércia H da máquina e do equilíbrio entre a potência mecânica e elétrica do sistema. Essa equação pode representar também o equilíbrio entra carga e geração sobre a variação de frequência. É importante lembrar que a frequência da rede em que a máquina está ligada está diretamente relacionada à velocidade angular desta máquina, como se vê na Equação 3.2: ω = 2. π. f (3.2) Se houver um desequilíbrio entre carga e geração, haverá uma oscilação da frequência, como se pode observar na Figura 3.2. A inércia total das máquinas que estão ligadas ao sistema e o tipo de perturbação influência de maneira direta a variação da frequência logo nos primeiros instantes. Esse período inicial é denominado resposta inercial, e nele a variação de frequência do sistema é limitada principalmente pela transferência de energia cinética de grandes geradores conectados à rede. Dessa forma, pode-se concluir que, após uma 26

27 contingência no sistema, quanto maior a inércia total de um sistema, menores serão as variações de frequência que irão ocorrer. Figura 3.2: Variação da frequência de um sistema frente a um distúrbio. Em sistemas com geradores síncronos conectados à rede, mediante perturbações, esses respondem de forma natural, de modo que fornecem ou absorvem energia cinética para compensar essas oscilações. Contudo, no caso dos geradores eólicos, em grande maioria, a conexão entre esses e a rede é feita através de conversores eletrônicos, que desacoplam as frequências da máquina e do sistema, não possibilitando uma resposta inercial natural. Dessa forma, o desenvolvimento de novas técnicas de controle que possibilitem aos geradores eólicos uma capacidade inercial, ainda que desacoplados mecanicamente da rede, é de extrema importância para corroborar com formas de regular a frequência do sistema Modelos de Controle de Resposta Inercial de Geradores Eólicos Os geradores eólicos encontrados atualmente possuem controles que permitem a sua participação ativa na regulação de frequência de sistemas de energia elétrica. Essa técnica de controle, no entanto, com o objetivo de compensar a oscilação na rede pode apresentar uma elevação ou redução da velocidade de rotação do gerador, podendo leválo a níveis de operação além ou aquém do nominal. Dessa forma, é necessário limitar a um curto período de tempo esse suporte de frequência. É importante lembrar que a velocidade do rotor deve se reestabelecer à condição nominal, anterior à contingência, após a atuação do controle. Também, deve-se notar que o fornecimento temporário de potência elétrica pelo gerador eólico para o controle de frequência é limitado não somente pela velocidade disponível do vento, como também pelas limitações físicas dos componentes do conjunto do gerador. 27

28 Algumas das técnicas de controle de inércia sintética em geradores eólicos encontradas na literatura ([10], [11] e [12]) são: KEC I; KEC II; WindINERTIA. O modelo de controle KEC I ( Kinetic Energy Control I ) busca aumentar rapidamente o torque em resposta à queda de frequência, e consequentemente desacelera o rotor. A sua estrutura é mostrada na Figura 3.3 e pode-se observar que um sinal de potência adicional P é implementado à malha de controle do gerador, que é sensível à variação de frequência do sistema. É utilizado um filtro wash-out, que tem por objetivo suavizar a transição causada por mudanças no sinal de entrada, evitando assim uma atuação do controle para mudanças lentas de frequências, que podem ocorrer normalmente em um sistema. O controle é feito por um compensador lead-lag, que é um importante componente em sistemas de controle que melhora a resposta em frequência de sistemas com malha de realimentação. O modelo ainda possui um bloco de banda morta, de modo a limitar o sinal de potência adicional P. Figura 3.3: Modelo de Controle KEC I. Já no modelo KEC II, cuja estrutura é mostrada na Figura 3.4, inicialmente é possível a aceleração do rotor antes do aumento da injeção de potência. As diferenças entre esse modelo e o KEC I estão nos ajustes dos parâmetros do controlador e no sinal positivo da potência adicional P. A vantagem do KEC II está no fato da eliminação do período de recuperação da velocidade do rotor e evita-se a operação em baixas velocidades. Porém, nesse caso podem ocorrer algumas situações não desejadas, como o aumento temporário da velocidade do rotor e um atraso na resposta inercial causado pelo processo prévio de aceleração, fazendo com que o sistema fique sujeito a oscilações de frequência de maior magnitude. 28

29 Figura 3.4: Modelo de Controle KEC II. E por fim, tem-se o modelo WindINERTIA, utilizado no modelo de gerador eólico deste Trabalho, que apresenta uma estrutura como a da Figura 3.5 e um funcionamento semelhante ao KEC I na emulação da resposta típica de geradores convencionais, cuja filosofia de controle é de perceber eventos significativos de subfrequência na rede através dos terminais do gerador e temporiaramente aumentar a saída de potência. O bloco de banda morta (dbwi) assegura que o controlador só tenha uma resposta a partir de determinado nível de subfrequência. Isso limita a resposta do WindINERTIA para grandes eventos de subfrequência aqueles para qual a resposta inercial é vital para manter a estabilidade da rede e para os quais consequências graves como o ERAC podem ocorrer. As contínuas pequenas oscilações de potência que caracterizam a operação normal da rede não são passadas ao controlador. Também, é um controle assimétrico: não funciona para eventos de sobrefrequência, sendo o APC o responsável pela regulação deste tipo de eventos. De acordo com análise feita em [7], o ganho KWI, que relaciona uma ordem de potência de saída com uma frequência de entrada, tem seu melhor ajuste em 10, uma vez que situações com ganhos maiores fazem com que a frequência atinja seu valor de regime permanente mais rapidamente, porém com um afundamento maior na primeira oscilação, o que será investigado mais adiante neste Trabalho. Figura 3.5: Modelo de Controle WindINERTIA. Fonte: RÊGO, L. de O.,

30 3.3 Regulação Primária Sabe-se que as cargas se conectam e desconectam aleatoriamente em um sistema elétrico durante o dia. Se houver uma situação de corte súbito de carga no sistema, haverá por certo momento mais geração do que demanda. Essa redução na demanda será suprida, inicialmente, através da energia cinética das massas girantes das máquinas que compõem esse sistema, que nesse caso, aumentam a velocidade de rotação das mesmas e, consequentemente, a frequência do sistema também aumenta [13]. Logo, são necessários mecanismos de controle para atuar no sentido de elevar ou diminuir a potência elétrica das unidades geradoras, sempre que a frequência se distanciar do seu valor nominal. Dessa forma, conclui-se que a frequência de SEPs depende diretamente do balanço de potência ativa, ou seja, existe uma correlação direta entre as grandezas f (frequência) e P (Potência Ativa). Como a frequência dos sistemas de energia elétrica está diretamente ligada à velocidade angular das máquinas rotativas conectadas, pode-se concluir que uma variação da energia cinética armazenada nas massas girantes causa, consequentemente, uma variação da frequência do sistema. Neste âmbito, a maneira de definir uma nova condição de equilíbrio em um sistema, sem que se utilize da energia cinética armazenada nas máquinas rotativas por meio de ações de controle é definida como regulação primária. Nos geradores convencionais, isto é realizado por meio de controles sensíveis às variações de frequência atuando diretamente sobre a fonte de energia primária. Na Figura 3.6, tem-se a curva característica de regulação (Droop) típica de geradores elétricos. Figura 3.6: Curva característica de regulação (Droop). Fonte: Modificado de RÊGO, L. de O.,

31 Nela, é possível notar que no caso de uma redução na frequência, há uma solicitação de maior quantidade de potência ativa, visando estabelecer o estado de equilíbrio do sistema e, consequente, o controle da frequência. No caso contrário, de um aumento de frequência, há uma necessidade de redução na solicitação de potência ativa Modelos de Controle Primário de Geradores Eólicos Os modelos de controle primário utilizados nos geradores eólicos, assim como em geradores convencionais, são baseados em controles sensíveis a variações de frequência. No entanto, considerando-se que a energia eólica tem como combustível o vento, fonte intermitente de energia, não há como utilizar-se mecanismos de controle atuando diretamente na fonte primária. É possível, no entanto, modular-se a potência ativa dos geradores eólicos de acordo com as oscilações de frequência. Embora a tendência seja de maximizar a geração de energia eólica, dado que é uma energia limpa e barata, para efetuar-se o controle de frequência deve-se realizar o controle da potência ativa do gerador. Assim, é necessário que os geradores eólicos operem com uma reserva de potência ativa, para que se tenha uma capacidade de regulação primária. Embora não seja a opção economicamente mais interessante para o controle de frequência, em sistemas com alto nível de penetração eólica, como o que será simulado neste Trabalho, é uma opção a ser considerada. A Figura 3.7 nos fornece possibilidades para ter-se uma reserva de potência ativa através do controle de velocidade do rotor do aerogerador. A tendência é que se tenha uma operação no ponto A, que maximiza a geração de energia (MPPT). No entanto, para se atingir uma reserva de potência ativa e assim ter-se a capacidade de uma regulação primária, deve-se operar no ponto B ou C, sendo que no ponto B opera-se com velocidade maior e no ponto C com velocidade menor, e em ambos os pontos o gerador eólico gera menos energia, operando com uma reserva. Em geral, é preferível se operar no ponto B, com maior velocidade do rotor, já que o aumento de velocidade proporciona o aumento da energia cinética nas pás do gerador. 31

32 Figura 3.7: Operação com reserva de potência ativa. Fonte: RÊGO, L. de O., Também é possível atingir-se uma reserva de potência ativa através do controle do ângulo de passo das pás da turbina, como mostrado na Figura 3.8. Admitindo-se uma velocidade constante do vento (V w0 ) e mantendo-se constante a velocidade do rotor, varia-se o ângulo de pitch das pás de β mín para β 1. O aumento do ângulo de pitch reduz a aerodinâmica da turbina, com consequente diminuição da potência extraída do vento. Figura 3.8: Operação com reserva de potência ativa. Fonte: RÊGO, L. de O.,

33 A Figura 3.9 representa um modelo de controle de ângulo de pitch de geradores eólicos. Normalmente, como já dito, o controle tem como objetivo extrair o máximo de potência possível do vento. Figura 3.9: Modelo tradicional de controle de pitch. Fonte: RÊGO, L. de O., No entanto, para ser utilizado para fins de controle de frequência, o modelo é ligeiramente diferente (visto na Figura 3.10), atuando para variar o ângulo de passo das pás da turbina a fim de modular a potência ativa de saída, visando o controle de frequência. Figura 3.10: Modelo modificado de controle de pitch. Fonte: RÊGO, L. de O., O modelo da Figura 3.11 é semelhante ao anterior, porém o controle atua para alterar a velocidade do gerador, modificando a referência de potência do sistema. Figura 3.11: Modelo de controle de velocidade. Fonte: RÊGO, L. de O., Além dos controles de pitch e de velocidade do rotor, o controle primário dos geradores eólicos possui característica de Droop, que busca simular uma regulação semelhante às dos geradores convencionais. Na Figura 3.12 pode-se observar, em uma curva característica de regulação, que próximo à frequência nominal (1,0 p.u), o gerador opera com 33

34 potência ativa de 0,8 p.u (ou seja, com 20% de reserva de potência ativa), extraindo somente 80% da potência disponível no vento. A potência se mantém constante para pequenos desvios na frequência, que são inerentes a um sistema elétrico de potência. No entanto, para grandes desvios, que são causados por perturbações no sistema, o gerador eólico modula sua potência ativa de saída segundo suas curvas de regulação (como por exemplo as curvas Droop 1 e Droop 2, vistas no gráfico da Figura 3.12). É claro que nos casos de subfrequências vistas pelo controlador, a regulação fica limitada à potência nominal do gerador (1,0 p.u), enquanto a regulação para sobrefrequências tem como limite o desligamento total do gerador. Figura 3.12: Exemplo de curvas de regulação. Fonte: RÊGO, L. de O., Na Figura 3.13, tem-se o modelo de controle de Droop de geradores eólicos. Observase que o controle entrega um sinal de potência adicional P, que é somado ao sinal de MPPT, alterando a potência entregue finalmente ao conversor. Figura 3.13: Modelo de controle de regulação (Droop). Fonte: RÊGO, L. de O.,

35 4 Modelagem Estática e Dinâmica de Geradores Eólicos Neste capítulo, serão apresentadas as características do modelo de gerador eólico de indução duplamente alimentado (DFIG), introduzido no Capítulo 2. Serão apresentadas sua estrutura, dados, estratégias de controle e as premissas que foram adotadas. Este modelo será utilizado em sequência para as simulações do Capítulo 6, ao ser inserido no sistema Brazilian Birds. 4.1 Modelo do Fluxo de Potência do Gerador Eólico A modelagem de uma planta eólica para a análise de fluxo de potência se faz adotando um modelo simplificado, utilizando um gerador equivalente atrás de uma impedância equivalente. A Figura 4.1 mostra uma representação de uma planta eólica inserida em um sistema de transmissão. O modelo consiste em um único gerador equivalente (o conjunto geradorturbina) e um transformador equivalente com potências nominais iguais a N vezes as potências individuais de cada unidade geradora, com N sendo o número de geradores ou transformadores da planta. Figura 4.1: Modelo de planta eólica. Fonte: CLARK, Kara et al., A máquina equivalente é modelada como um gerador convencional conectado à uma barra do tipo PV. Tem-se a potência ativa gerada (P gen ), os limites de potência ativa reativa gerada (Q máx e Q mín ), que são dados de entrada. As capacidades unitárias nominais são mostradas na Tabela

36 Tabela 4.1: Parâmetros para o modelo de fluxo de potência. Potência Nominal do Gerador 3 MVA Potência Ativa Máxima 2,3 MW Potência Ativa Mínima 0 MW Potência Reativa Máxima 1,20 MVAr Potência Reativa Mínima MVAr Tensão Nominal 690 V Potência Nominal do Transformador 2,8 MVA Reatância do Transformador 6,0% Fonte: CLARK, Kara et al., Modelo Dinâmico do Gerador Eólico A modelagem dinâmica de um sistema procura, embora de forma simplificada, representar o comportamento real desse frente a diversos tipos de entrada, de forma a analisar a resposta do sistema para eventos reais e cotidianos Estrutura Geral O modelamento dinâmico do aerogerador DFIG utilizado neste Trabalho se dá pela junção de três modelos distintos que interagem entre si: (A) Modelo do Gerador/Conversor; (B) Modelo dos Controles Elétricos; (C) Modelo das Turbinas e Controles. A Figura 4.2 apresenta uma representação esquemática do modelo completo do gerador duplamente alimentado (DFIG). Figura 4.2: Representação esquemática do modelo completo do DFIG Fonte: CLARK, Kara et al.,

37 Modelo do Gerador/Conversor (A) O modelo da Figura 4.3 mostra os sinais de entrada e saída do modelo do gerador/conversor. A mesma figura também mostra a interface do modelo com a rede, onde se vê que este é representado por uma fonte controlada de corrente. Figura 4.3: Representação do modelo do Gerador/Conversor. Fonte: CLARK, Kara et al, Modelo dos Controles Elétricos (B) O modelo dos controles elétricos visto na Figura 4.4 tem a funcionalidade de controle de potência reativa e de regulação de tensão do gerador. O modelo também possui uma interface que produz os sinais de comando de corrente ativa e reativa, que por sua vez são enviados para o modelo do gerador/conversor. Figura 4.4: Representação do modelo de controles elétricos. Fonte: CLARK, Kara et al,

38 Modelo da Turbina e Controles (C) O modelo da turbina e controles visto na Figura 4.5 representa os controles mecânicos, incluindo o controle do ângulo de pitch das pás da turbina e da ordem de potência para o conversor. Possui proteção contra altas ou baixas velocidades de rotação, sendo os modelos de inércia do rotor e de potência do vento em função de velocidade do vento, do ângulo de pitch das pás e da velocidade do rotor. O modelo também possui a função de controle de potência ativa (APC) e o controle de inércia sintética (WindINERTIA), apresentado no Capítulo 3, sendo que estes permitem que a geração eólica atue na regulação de frequência da rede, objetivo deste Trabalho. Figura 4.5: Representação do modelo da turbina e seus controles. Fonte: CLARK, Kara et al,

39 5 Parâmetros de Simulação 5.1 Representação da Usina Eólica no ANAREDE O ANAREDE é um software do CEPEL utilizado para calcular o fluxo de potência e obter o ponto de operação de um sistema elétrico multibarra através de um processo iterativo. Nele, a usina eólica pode ser representada como uma barra de tensão controlada (tipo PV), na qual é definida a potência ativa e o módulo da tensão da geração. A Figura 5.1 mostra a representação de n máquinas eólicas conectadas ao barramento de saída (em verde). O transformador representado é utilizado para elevar a tensão aos níveis de transmissão e é o equivalente a n transformadores em paralelo. É interessante se notar que o sistema deve possuir uma única barra do tipo swing (neste Trabalho, a barra CANÁRIO), que tem a função de equilibrar a potência ativa e reativa do sistema durante o processo de iteração. Figura 5.1: Representação de uma usina eólica no ANAREDE. Fonte: CLARK, Kara et al, Representação da Usina Eólica no ANATEM A Figura 4.3 mostra a conexão entre uma fonte controlada de corrente à barra terminal do gerador da turbina eólica. O modelo CDU do ANATEM controla as correntes ativa e reativa da fonte durante a simulação dinâmica. Os valores de admitância GEQ e BEQ são constantes durantes as simulações. O valor GEQ é configurado como zero, enquanto que BEQ é uma função do número de aerogeradores, considerando-os como sendo de 2.3 MW, dado pela Equação 5.1: 100 BEQ = j NMAQ (5.1) Na Figura 5.2 a seguir, tem-se um exemplo dos comandos utilizados no ANATEM para a modelagem utilizando-se dois grupos de aerogeradores (ambos do grupo 10) conectados à barra 2401 e Os números dos modelos CDU 2401u e 2511u representam 39

40 duas fazendas eólicas com modelos dinâmicos. Em ambas as plantas, são consideradas 66 aerogeradores de 2.3MW cada, portanto BEQ é configurado em % (base de 100 MVA). Figura 5.2: Utilização do comando DFTN para associar o modelo (CDU) à determinada barra e definir BEQ. Os valores de tensão das barras remotas controladas precisam ser importados utilizando o comando DLOC, que registra o local de medição do sinal desejado. A Figura 5.2 ilustra o uso desse comando. Figura 5.3: Uso do comando DLOC para definir o controle de tensão das barras remotas. A quantidade de aerogeradores por fazenda eólica é definida diretamente no modelo CDU. As condições iniciais para a velocidade do vento (Vw0) e ângulo de pitch (BETA0) devem ser definidas de acordo com a seção 5.3 deste trabalho. Neste arquivo CDU, o usuário pode também selecionar diversas opções de controle, como de tensão remota ( FLG_V ), fator de potência ( FLG_F ), potência reativa ( FLG_Q ), funções de potência ativa em resposta à queda da frequência ( APFLG ) e o uso da inércia sintética ( WIFLG ), simplesmente ao ativar as flags do controle desejado. Na Figura 5.4, observa-se parte do arquivo CDU referente à fazenda eólica POMBO, conectada à barra 2401 e com os controles de tensão remota e inércia sintética habilitados. 40

41 Figura 5.4: Definição das condições iniciais e número de aerogeradores da fazenda eólica POMBO e seleção dos modos de controle no arquivo do tipo *.CDU. 5.3 Inicialização Todas as variáveis do modelo (PGEN(0), QGEN(0), Vterm(0), θ e VPOI(0)) são inicializadas automaticamente baseadas nos valores obtidos pelo load flow utilizando o software ANAREDE, com exceção da velocidade do vento (Vw0) e o ângulo de pitch (BETA0). A Figura 5.5 mostra a interface dessa relação. Figura 5.5: Exemplo de interface entre o modelo do aerogerador e a solução da rede. Fonte: CLARK, Kara et al, Valores típicos para a velocidade do vento e o ângulo de pitch são encontrados na Tabela 5.1, considerando-se uma saída de potência máxima e a flag para controle de funções de potência ativa em resposta à queda da frequência ( APFLG ) desabilitada. Para a turbina utilizada, a menor velocidade do vento que pode fornecer máxima potência é de 11.3 m/s e em uma situação com velocidades acima dessa, o ângulo de pitch é diferente de zero. Tabela 5.1: Parâmetros para inicialização Potência de saída no Load Flow [pu] Vw0 [m/s] BETA0 [ ] APC Desabilitado Desabilitado Fonte: CLARK, Kara et al.,

42 É importante ressaltar que é possível inicializar o modelo utilizando outras condições, como valores diferentes para a potência de saída, velocidade do vento e o controle de potência ativa com configurações variadas. 42

43 6 Simulações Para a análise do comportamento do sistema frente a diversas contingências, se utilizará um sistema de potência multimáquina e multibarra denominado Brazilian Birds. 6.1 Diagrama unifilar do sistema Brazilian Birds Na Figura 6.1, é apresentado o diagrama unifilar do sistema elétrico de potência denominado Brazilian Birds. Figura 6.1: Diagrama Unifilar do Sistema Elétrico de Potência Brazilian Birds. 6.2 Informações sobre o sistema Fonte: Ferreira, C., O sistema Brazilian Birds é composto de duas áreas, denominadas áreas A e B, interligadas através de linhas de transmissão em 440 kv. A área A é composta das barras de Canário, Cardeal, Sanhaço, Curió, Tiziu, Sabiá, Pardal, Azulão, Bicudo e Chopim. A área B é composta das barras de Tucano, Gavião, Garça, Urubu, Arara, Pelicano e Coruja. Foram adicionadas duas barras ao sistema modificado que recebeu duas fazendas eólicas: Pombo (2401) e Colibri (2511), ambos na área B. O intercâmbio de potência ocorre normalmente da área B para a área A, em duas situações: de intercâmbio baixo, em torno de 220 a 260 MW, que é a maneira usual de 43

44 operação e de intercâmbio alto, de cerca de 400 a 450 MW, quando a disponibilidade energética na área A está baixa e a usina de Canário realiza manutenção em suas máquinas e opera com limitação. O sistema Brazilian Birds é predominantemente industrial. Nele podem ser consideradas as seguintes condições de carga: (a) carga pesada, conforme a Tabela 6.1; (b) carga média, correspondendo a 70% da carga pesada; e (c) carga leve, admitida igual a 55% da carga pesada. 6.3 Casos Analisados Tabela 6.1: Valores da carga Carga Pesada Carga Leve Área Barra MW MVAr MW MVAr A B Total Foram propostas diversas situações para serem analisadas, comparando-se sistemas com carga pesada e leve e para diversas contingências. Os fluxos de potência obtidos através do ANAREDE para os regimes de carga pesada podem ser visualizados nas Tabelas 7 e 8 do Anexo deste Trabalho. A Tabela 6.2 apresenta um resumo dos diversos casos estudados neste Trabalho. 44

45 Tabela 6.2: Resumo dos casos estudados Caso Descrição da contingência Carga Perda de geração da UTE SABIÁ Pesada Perda de geração menos severa da UTE SABIÁ Pesada Perda de geração da UTE SABIÁ Leve Perda de geração da UTE SABIÁ - Sistema Nordeste/Sudeste Pesada Degrau de carga na barra 111 Pesada Perda de geração da UTE SABIÁ com rejeição de carga Pesada A Tabela 6.3 mostra valores de geração considerando-se uma situação de carga pesada nos dois sistemas: hidrotérmico e hidrotérmico com inserção de fazendas eólicas. Tabela 6.3: Geração nos sistemas implementados Hidrotérmico Hidrotérmico/Eólico Barra No. Máquinas MW Barra No. Máquinas MW , , , , , , , , , ,0 A Figura 6.2 mostra a região onde foram adicionadas duas fazendas eólicas e exemplifica parte do fluxo de potência obtido no software ANAREDE do sistema modificado, e mantendo-se a geração total em MW. Figura 6.2: Indicação do local onde foram adicionadas as duas fazendas eólicas. 45

46 6.3.1 Perda de geração da UTE SABIÁ (barra 11) Carga Pesada Para esta primeira análise, utilizou-se o comando RMGR do ANATEM, para remover as três unidades geradoras da UTE SABIÁ no instante 300ms, totalizando uma perda de geração de 200 MW. A Figura 6.3 ilustra o comando do ANATEM. Figura 6.3: Uso do comando RMGR para remoção de geração Foram analisadas as variações de frequência e potência elétrica da barra 21 do sistema (GAVIÃO) para os sistemas hidrotérmico, hidrotérmico com eólicas sem uso de inércia sintética e hidrotérmico com eólicas utilizando a inércia sintética. Como houve um corte súbito de geração, por certo instante a demanda por energia era maior do que a energia gerada, e isso fez com que a energia cinética armazenada na rotação das máquinas fosse absorvida, diminuindo a rotação e consequentemente diminuindo a frequência do sistema. Na Figura 6.4, pode-se observar a frequência na barra GAVIÃO para as três condições do sistema. Neste caso, o ganho do controle da inércia sintética (KWI) foi igual a 10. Figura 6.4: Comparação entre frequências da barra GAVIÃO FREQ FREQ FREQ 21 EÓLICA COM INÉRCIA 21 EÓLICA SEM INÉRCIA 21 SOMENTE HIDROTÉRMICA Tempo [s] Fica visível que, no momento de regulação inercial, o sistema com inserção de eólica tem uma excursão maior de subfrequência, uma vez que para a mesma contingência a 46

47 frequência caiu para um valor de Hz (redução de 1.55%) frente à queda para Hz (redução de 1.12%) do sistema sem a presença de eólica. Já com o controle de inércia sintética habilitado, a frequência do sistema caiu para Hz (redução de 1.5%) além de ser possível notar uma menor oscilação até que o regime permanente fosse atingido. Tal comportamento era esperado, já que a inércia sintética faz com que os geradores eólicos contribuam com consideravelmente mais potência elétrica no momento de regulação inercial, como se vê na Figura 6.5, onde a potência gerada pela fazenda eólica da barra 2401 aumentou cerca 7.6%, saindo de 150 MW gerados para aproximadamente MW. Figura 6.5: Aumento da potência elétrica gerada pelo aerogerador no caso com inércia sintética perante a queda de frequência do sistema CDU 2401 EÓLICA COM INÉRCIA (KWI=10) Tempo [s] Na Figura 6.6 pode-se observar a potência elétrica fornecida por um gerador hidráulico da barra 21, somente com geração hidráulica no sistema e com geração eólica (considerando KWI igual a 10) com e sem inércia sintética no evento da perda de geração. Observa-se que o gerador hidráulico contribui muito mais para a regulação inercial do sistema do que o gerador eólico, devido sua maior massa girante e maior inércia. 47

48 Figura 6.6: Potência elétrica fornecida por GAVIÃO em um sistema somente com geração hidrotérmica e com inserção de eólica (com e sem inércia sintética) PELE PELE PELE 21 EÓLICA COM INÉRCIA 21 EÓLICA SEM INÉRCIA 21 SOMENTE HIDROTÉRMICA Procedeu-se para variar o ganho KWI para 40 para analisar qual é o seu real efeito frente a uma contingência no sistema. Na Figura 6.7, nota-se que o sistema reage de maneira muito semelhante à análise feita anteriormente, ou seja, com a presença de eólica com controle de inércia sintética habilitado, a excursão de subfrequência é menor (cai para Hz, redução de 1.42%) do que com o controle desabilitado, que se mantém em Hz, uma vez que sem o uso da inércia sintética a frequência não é afetada pela mudança no ganho. Tempo [s] Figura 6.7: Comparação entre frequências da barra GAVIÃO somente com geração hidrotérmica e com inserção de eólica (com e sem inércia sintética) para KWI igual a FREQ FREQ FREQ 21 SOMENTE HIDROTÉRMICA 21 EÓLICA COM INÉRCIA (KWI=40) 21 EÓLICA SEM INÉRCIA (KWI=40) Tempo [s] 48

49 A maior diferença que pode ser notada é que com o aumento do ganho KWI no controle da inércia sintética há um aumento no tempo de permanência da frequência em valores mais altos, ou seja, o controlador permite que ela fique em níveis mais altos por mais tempo, como pode ser observado na Figura 6.8. No entanto, se a contingência permanecer por muito tempo, há uma tendência de que as frequências para o caso com inércia sintética se igualem à situação sem inércia sintética. Figura 6.8: Comparação entre os valores de frequência devido à mudança no ganho KWI FREQ FREQ 21 EÓLICA COM INÉRCIA (KWI=10) 21 EÓLICA COM INÉRCIA (KWI=40) Tempo [s] Na Figura 6.9, tem-se as potências elétricas da barra GAVIÃO para todas as situações considerando-se KWI de valor 40. Figura 6.9: Comparação entre potência elétrica fornecida para KWI de PELE PELE PELE 21 SOMENTE HIDROTÉRMICA 21 EÓLICA COM INÉRCIA (KWI=40) 21 EÓLICA SEM INÉRCIA (KWI=40) Tempo [s] 49

50 Outra análise interessante de ser feita é comparar a potência elétrica fornecida pelos aerogeradores para os valores de ganhos diferentes. A Figura 6.10 exemplifica bem o motivo pelo qual o uso de um ganho maior, resulta em um maior tempo de permanência em valores maiores de frequência. Como é possível observar, para um ganho KWI de 40, a potência elétrica fornecida pelo aerogerador apresenta maior pico e tempo de acomodação, motivo pelo qual a frequência leva mais tempo para chegar a valores menores. Figura 6.10: Potência elétrica fornecida pelos aerogeradores da barra 2511 para valores diferentes de ganho KWI CDU CDU 2511 EÓLICA COM INÉRCIA (KWI=10) 2511 EÓLICA COM INÉRCIA (KWI=40) Tempo [s] A Tabela 6.4 evidencia a importância do uso da inércia sintética, sumarizando os valores de frequências para os tempos 0 -, 5, 10, 15, 20 e 25 segundos para as diversas situações analisadas anteriormente. Tabela 6.4: Valores de frequências no tempo para as situações estudadas. Frequência [Hz] Tempo [s] Somente UHE KWI = 40 KWI = 10 Sem Inércia Sintética t = t = t = t = t = t =

51 Em resumo, para a contingência no sistema hidrotérmico, as outras unidades de geração aumentaram a quantidade de potência elétrica despachada. No caso de inserção de eólica sem inércia sintética, podemos notar que não há uma grande oscilação da potência elétrica fornecida pelos aerogeradores durante a regulação. E por fim, com o uso do controle de inércia sintética, é possível notar o seu impacto na variação da potência elétrica fornecida, com o objetivo de realizar a regulação inercial do sistema durante os primeiros segundos após uma contingência na rede Perda de geração menos severa da UTE SABIÁ (barra 11) Carga Pesada Buscou-se uma contingência menos severa àquela de para evidenciar se a inércia sintética tem impacto significativo neste caso. Removeu-se apenas uma UG da UTE SABIÁ de um total de três. A Figura 6.11 mostra a frequência em uma barra do sistema (GAVIÃO) para o sistema de geração hidrotérmica e para o sistema com energia eólica, e a Tabela 6.5 mostra os valores para diversos instantes da simulação. Foi utilizado um ganho KWI de 10 para o controle de inércia sintética. Figura 6.11: Frequência na barra GAVIÃO 51

52 Tabela 6.5: Frequência do sistema hidrotérmico e com eólica Frequência [Hz] Tempo [s] Somente Sem Inércia KWI = 10 UHE Sintética t = t = 5 59,79 59,78 59,75 t = 10 59,77 59,75 59,73 t = 15 59,77 59,74 59,73 Observa-se que a variação de frequência entre o sistema hidrotérmico e o com presença de eólica (com e sem o controle de inércia sintética) é muito pequena, o que evidencia que o controle de inércia sintética é vantajoso para contingências severas na rede, como a perda de grandes blocos de geração, como em De fato, o modelo de gerador eólico utilizado neste Trabalho possui um controle de inércia sintética que só responde eventos de grandes subfrequências, através do bloco de banda morta (dbwi), como descrito na seção Perda de geração da UTE SABIÁ (barra 11) Carga Leve Para esta segunda situação, foi utilizado o mesmo comando RMGR do caso 6.3.1, que removeu as três unidades geradoras da UTE SABIÁ no instante 300ms. Como essa é uma situação de carga leve, a geração perdida foi de 100 MW. De forma análoga, as análises feitas foram em torno das variações de frequência e potência elétrica na barra 21 do sistema (GAVIÃO) para os sistemas: hidrotérmico, hidrotérmico com eólicas sem e com o uso da inércia sintética. Na Figura 6.12 observa-se a frequência na barra GAVIÃO. Nota-se que, embora o comportamento da frequência com o controle de inércia sintético habilitado seja semelhante ao do caso em 6.3.1, temos uma excursão de subfrequência menor, que pode ser comparada através da Tabela 6.6. Aqui também foi utilizado um ganho KWI do controle de inércia sintética de

53 Figura 6.12: Frequência da barra GAVIÃO. Tabela 6.6: Frequência do sistema com eólica com inércia Tempo [s] Carga Leve Frequência [Hz] Carga Pesada t = t = 5 59,49 59,31 t = 10 59,40 59,18 t = 15 59,36 59,13 Para o sistema com eólica com o controle de inércia sintética ativo (KWI = 10), notase que a excursão de subfrequência é consideravelmente menor para carga leve. Na Figura 6.13 percebe-se a potência elétrica fornecida pelo gerador eólico durante a regulação inercial, maior com o controle de inércia sintética habilitado, que busca exatamente aumentar a potência fornecida pelo gerador em 5% a 10% do seu valor durante alguns segundos para auxiliar na regulação de frequência do sistema, vista na Figura

54 Figura 6.13: Potência elétrica fornecida pelo gerador em POMBO Perda de geração da UTE SABIÁ (barra 11) Sistema Nordeste/Sudeste A fim de simular um cenário parecido com o panorama atual brasileiro, criaram-se nas áreas A e B condições de geração e carga que se assemelham à atual condição do Nordeste e do Sudeste do Brasil, e realizou-se a mesma contingência da seção Na área A, tida como o Sudeste brasileiro, se tem duas gerações, uma hidráulica e outra térmica, e uma carga elevada. Na área B, tida como o Nordeste brasileiro, há três gerações eólicas, uma hidráulica e uma baixa carga. O intercâmbio se dá, naturalmente, da área B para a área A, simulando uma condição que ocasionalmente já se passa hoje no País, com o Nordeste brasileiro exportando para o Sudeste o excedente de energia proveniente das grandes fazendas eólicas ali presentes. A Figura 6.14 ilustra esta condição, e a Tabela 6.7 mostra os valores de carga das duas áreas. 54

55 Figura 6.14: Regiões Sudeste e Nordeste representadas no ANAREDE Tabela 6.7: Carga nas áreas A e B Área A Área B Barra Carga (MW) Barra Carga (MW) Total Total 710 Na Figura 6.15 compara-se a frequência de uma barra do sistema (GAVIÃO) com e sem o controle de inércia sintética habilitado no modelo dos geradores eólicos que compõem o sistema. O ganho KWI do controle de inércia sintética utilizado aqui é de

56 Figura 6.15: Comparação da frequência do sistema com e sem inércia sintética Nota-se que a excursão de subfrequência é bem menor com o modelo de inércia habilitado, tendo a frequência do sistema com eólicas sem inércia sintética atingido um valor inicial de 58,6 Hz e um valor em regime permanente de 58,27 Hz, enquanto o sistema com inércia habilitado atinge um valor inicial de 58,8 Hz e um valor em regime de 58,3 Hz. A Tabela 6.8 mostra os valores para outros instantes. Tabela 6.8: Frequências com e sem inércia Tempo [s] Frequência [Hz] Sem Inércia Com Inércia t = t = 2 58,60 58,81 t = 5 58,47 58,78 t = 10 58,28 58,57 t = 15 58,25 58,45 t = 30 58,27 58,30 A Figura 6.16 mostra um comparativo entre as potências elétricas fornecidas pelo gerador eólico em POMBO. Como esperado, a contribuição do gerador cujo controle de inércia sintética está habilitado é consideravelmente maior do que a do gerador cujo controle se 56

57 encontra inativo. O parque gerador em POMBO é de 150 MW e atinge um pico de aproximadamente 167 MW com a inércia sintética habilitada e um pico de aproximadamente 152 MW sem a inércia habilitada. Figura 6.16: Comparação da potência fornecida por um aerogerador com e sem inércia Degrau de carga (barra 111) Carga Pesada Utilizou-se o comando MDLD do ANATEM para se modificar o módulo da carga na barra 111, mantendo-se o fator de potência, aos 300ms. Escolheu-se um valor de degrau de 106 MW, que representa 15% da carga instalada na área A. Podem-se ver na Figura 6.17 os parâmetros do comando MDLD no ANATEM. Figura 6.17: Parâmetros do comando MDLD Considerando-se inicialmente o ganho KWI igual a 10, é possível notar na Figura 6.18 a excursão inicial da frequência quando o módulo da carga aumenta de 106 MW atingindo um valor de Hz para o sistema com geração hidrotérmica e Hz com a inserção de eólica na rede. O efeito da inércia sintética é notável para os primeiros 30 segundos da simulação, onde é possível perceber uma redução na queda da frequência. Entretanto, após 57

58 esse tempo os valores de frequências para as situações com e sem inércia sintética se estabilizam no mesmo patamar. Portanto, é possível concluir que o efeito da inércia sintética é útil se a contingência for de grande impacto ao sistema e solucionada em um curto período de tempo, caso contrário ele apenas irá fazer com que a frequência demore mais para cair, porém não evitando sua queda. Figura 6.18: Variação de frequência durante aumento de carga e posterior corte de carga (KWI = 10) FREQ FREQ FREQ GAVIAO - EOLICA COM INERCIA GAVIAO - EOLICA SEM INERCIA GAVIAO - SOMENTE HIDROTERMICA Tempo [s] Na Figura 6.19, observa-se a potência elétrica fornecida por um gerador hidráulico da barra 21, somente com geração hidrotérmica no sistema e com geração eólica (considerando KWI igual a 10) com e sem inércia sintética no evento de aumento e corte de carga. 58

59 Figura 6.19: Excursão na potência elétrica da barrra 21 (GAVIÃO) devido à variação na carga (KWI =10) PELE PELE PELE 21 EÓLICA SEM INÉRCIA 21 SOMENTE HIDROTÉRMICA 21 EÓLICA COM INERCIA (KWI=10) Considerando agora o ganho KWI igual a 40, temos a situação da frequência mostrada na Figura Fica claro notar a atuação do controlador na redução da frequência (curva em vermelho). Se comparado ao caso anterior, a frequência leva praticamente 10 segundos a mais para cair ao mesmo nível que a frequência do caso considerando a inserção de eólica sem inércia sintética (curva em azul). De maneira análoga ao caso anterior, é possível perceber que o uso na inércia sintética é válido e apresenta influência na regulação de frequência para uma contingência que não ocorra por muito tempo. Tempo [s] Figura 6.20: Variação de frequência durante aumento de carga e posterior corte de carga (KWI = 40) FREQ FREQ FREQ 21 EÓLICA COM INÉRCIA (KWI=40) 21 EÓLICA SEM INÉRCIA 21 SOMENTE HIDROTÉRMICA Tempo [s] 59

60 Na Figura 6.21, é possível observar as potências elétricas na barra 21 durante a contingência. Da mesma forma que nos casos anteriores, a potência elétrica para a situação somente com hidrotérmica é maior, devido ao fato de que com a inserção das eólicas, a usina na barra 21 não está operando em sua capacidade máxima. Figura 6.21: Excursão na potência elétrica da barrra 21 (GAVIÃO) devido à variação na carga (KWI =40) PELE PELE PELE 21 EÓLICA COM INÉRCIA (KWI=40) 21 EÓLICA SEM INÉRCIA 21 SOMENTE HIDROTÉRMICA Tempo [s] A diferença na forma como a regulação de frequência é afetada pelo ganho fica explícita na Figura É possível notar de forma clara como o tempo de permanência em um valor de frequência mais alto é maior para um valor de ganho maior. Figura 6.22: Comparação das frequências da barra 21 (GAVIÃO) para valores de ganho KWI diferentes FREQ FREQ 21 EÓLICA COM INÉRCIA (KWI=40) 21 EÓLICA COM INERCIA (KWI=10) Tempo [s] 60

61 6.3.6 Perda de Geração da UTE SABIÁ com rejeição de carga Carga Pesada Utilizou-se o comando RMGR para perda de geração das três UGs da UTE SABIÁ no instante de 1s, e aos 5s e 10s utilizou-se o comando MDLD para remover os 200 MW equivalentes da perda da geração em carga, das barras 260 e 251, em um esquema conhecido como ERAC (Esquema Regional de Alívio de Carga), utilizado para recompor a frequência do sistema em eventos de perda de geração. A Figura 6.23 mostra o comando no ANATEM. Figura 6.23: Comandos utilizados para perda de geração com rejeição de carga. Na Figura 6.24 nota-se que no instante em que há o corte de 200 MW na geração, a frequência cai abruptamente para todas as situações em que há presença de eólicas e de forma menos acentuada para o sistema somente com geração hidráulica. Figura 6.24: Excursão de frequências para caso de perda de geração e corte de carga FREQ FREQ FREQ FREQ 21 SOMENTE HIDRÁULICA 21 EÓLICA SEM INÉRCIA 21 EÓLICA COM INÉRCIA (KWI=10) 21 EÓLICA COM INÉRCIA (KWI=40) Tempo [s] É interessante observar que a análise feita para os casos anteriores é válida nessa situação também, ou seja, a presença do controle de inércia sintética reduz a queda do valor de frequência e que o uso de um ganho KWI maior faz com que a frequência se mantenha em um valor mais alto por um tempo maior. No instante t = 5s, como há um corte de 120 MW da 61