Tecnologia em Aerogeradores

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1 Universidade Federal de Minas Gerais Centro de Tecnologias do Gás e Energias Renováveis Curso de Especialização em Energia Eólica Apostila Tecnologia em Aerogeradores Prof. Selênio Rocha Silva Belo Horizonte, 19 de junho de 2013

2 Sumário 1. Introdução: Características Operacionais de Turbinas Eólicas: Princípios Operativos de Turbinas Eólicas Classificação de Turbinas Eólicas Características de Turbinas Eólicas Características de Potência Gerada em uma Turbina Eólica Características Operacionais de uma Turbina Eólica Sistemas de Geração Elétrica em Turbinas Eólicas: Geradores elétricos Gerador de indução Geradores síncronos com excitação elétrica ou a ímãs permanentes Análise comparativa dos geradores elétricos Conversores estáticos Características da Conversão Estática Engenharia de Sistemas de Conversão de Energia Eólica: Arquitetura de Aerogeradores a Velocidade Fixa Arquitetura de Aerogeradores a Velocidade Variável Tecnologias de Aerogeradores: Tecnologias Comerciais Gerador de Indução em Gaiola (IG) Gerador de Indução com Resistores Chaveados no Rotor Gerador Síncrono com Conversores PWM (GSINC) Gerador Síncrono com Retificador a Diodos Gerador de Indução Duplamente Alimentado (DFIG) Distúrbios de Qualidade da Energia Elétrica Nível de curto-circuito Flutuações de Tensão Harmônicos Suportabilidade a Afundamentos de Tensão Considerações Finais Referências Bibliográficas

3 Índice de Figuras Figura 1. Evolução da Tecnologia em Aerogeradores... 6 Figura 2. Passagem do Fluxo de Ar pela Turbina Eólica... 7 Figura 3. Vetores de velocidades e forças sob um perfil aerodinâmico... 9 Figura 4. Turbinas de Eixo Horizontal (pequena potência e alta potência)... 9 Figura 5. Turbinas Eólicas de Eixo Vertical Figura 6. Coeficiente de potência em função da relação de velocidades e ângulo de passo Figura 7. Características de rendimento de diversos projetos de turbinas Figura 8. Características Cp e Cq de turbina eólica Figura 9. Característica de potência de uma turbina eólica Figura 10. Efeito do ângulo de passo no rendimento da turbina Figura 11. Característica operacional típica de uma turbina eólica Figura 12. Características operacionais de turbinas comerciais no Brasil Figura 13. Arquiteturas de Sistemas Eólicos Conectados à Rede Elétrica Figura 14. Tipos de geradores assíncronos Figura 15. Curva conjugado em função da rotação da máquina de indução Figura 16. Circuitos equivalentes da máquina de indução Figura 17. Circuito equivalente incluindo sistema externo e capacitor de correção de reativos Figura 18. Desempenho do gerador de indução frente a condições particulares da rede e do circuito de rotor Figura 19. Acoplamento de características entre gerador e rotor eólico Figura 20. Configuração básica da máquina de indução duplamente alimentada Figura 21. Fluxo de potência na máquina em operação sub-sincrona Figura 22. Fluxo de potência na máquina em operação super-sincrona Figura 23. Características de potências de estator e rotor geradas na máquina duplamente alimentada 26 Figura 24. Rotor de gerador síncrono de oito polos Figura 25. Avanço da tecnologia a ímãs permanentes Figura 26. Topologia da máquina a ímãs permanentes de fluxo radial Figura 27. Modelo matemático da máquina síncrona conectada a rede elétrica Figura 28. Potências ativa e reativa fornecida por um gerador síncrono conectado a rede por conversores estáticos Figura 29. Eficiência do gerador elétrico em função de uma estratégia operacional Figura 30. Arquiteturas de Sistemas de Geração para Aerogeradores Figura 31. Conversor limitador da corrente de conexão de gerador elétrico Figura 32. Retificador a diodos Figura 33. Conversor CC-CA a IGBT's Figura 34. Sistema de Conversão Estática com Três Conversores Figura 35. Sistema de Conversão Estática com Dois Conversores PWM Figura 36. Curva da Potência Extraída em Função da Velocidade do Vento Figura 37 Características de potência de aerogerador a velocidade constante Figura 38 Características de potência de aerogerador a velocidade variável Figura 39 Comparação entre curvas de potência típicas de turbinas a velocidade constante e a velocidade variável Figura 40 Comparação da operação de uma turbina a velocidade constante e uma turbina a velocidade variável para ventos abaixo do vento nominal Figura 41 Topologia do Aerogerador com Gerador de Indução com Rotor em Gaiola Figura 42 Esquema do Aerogerador com Gerador de Indução com Resistores Chaveados no Rotor Figura 43 Configuração do Gerador Síncrono com Conversores PWM Figura 44 Configuração de um Aerogerador Utilizando a Tecnologia Similar à Comercializada pela Enercon Figura 45 Sistema de um Aerogerador a Velocidade Variável Utilizando Gerador de Indução Duplamente Alimentado Figura 46 Tecnologias responsáveis pelos distúrbios harmônicos

4 Figura 47 Corrente de saída distorcida devido à frequência de chaveamento dos elementos dos inversores Figura 48 Afundamento de tensão trifásico para 50% Figura 49 Curva de suportabilidade requerida pelo código de rede brasileiro Figura 50 Gerador de afundamento de tensão sugerido pela norma IEC

5 1. Introdução: Este texto discute os aspectos gerais e específicos das principais tecnologias atualmente comercializadas nos modernos aerogeradores. Procura-se, no estado da arte, os elementos norteadores que guiem e forneçam subsídios para uma avaliação consubstanciada das arquiteturas existentes com foco na qualidade da energia elétrica gerada. Entende-se, como sistema de geração elétrica neste documento, o sub-sistema que consiste do gerador elétrico e dos conversores estáticos que promovem a adequação da energia elétrica gerada nos terminais deste gerador com a energia fornecida às redes elétricas ou cargas isoladas. A configuração deste sub-sistema é dependente da aplicação pretendida e apresentou grande evolução nos últimos 20 anos, seguindo o desenvolvimento de dispositivos eletrônicos e da tecnologia de materiais, que permitiu o advento de tecnologias modernas e de alta eficiência a velocidade variável. A aplicação de geração de eletricidade por acionamento através de rotor eólico para conexão aos sistemas elétricos convencionais consistia normalmente de máquinas de médio/grande porte, inicialmente na faixa de centenas de kw e chegando aos aerogeradores de multi-mw atualmente comercializados. Na última década contudo, o curso da tecnologia em turbinas eólicas alterou-se definitivamente, garantindo visibilidade, confiabilidade e viabilidade. As máquinas de pequeno porte são utilizadas na geração de energia elétrica em sistemas isolados e no bombeamento de água, sendo que nestas duas aplicações o uso de geradores síncronos e a presença de conversores estáticos representam uma realidade que consolidou esta tecnologia. Os sistemas de geração elétrica presentes nas turbinas eólicas de pequeno porte migraram rapidamente da concepção arcaica utilizando geradores de corrente continua para a solução com geradores síncronos com excitação elétrica (bobina de campo) ou a imãs permanentes. Os equipamentos com geradores em corrente continua se mantiveram no mercado por longas décadas do século passado, mas não conseguiram consolidar a tecnologia e foram substituídos pelos equipamentos que utilizam a conversão eletromecânica em corrente alternada. A presença de retificadores e de inversores estáticos, para a necessária conversão de frequência e o adequado armazenamento energético em baterias de acumuladores, já representavam uma realidade em equipamentos comercializados nos anos 70 e 80 [Silva, 1988]. Os primeiros equipamentos comercializados naquelas décadas apresentavam máquinas com excitação elétrica em configuração auto-excitada e com caixa de multiplicação de velocidades, ajustando a rotação do rotor eólico com a frequência de geração do alternador para garantir que a frequência das ondas elétricas se aproximasse de frequências comerciais das redes elétricas. A tecnologia presente nos conversores estáticos utilizava dispositivos semicondutores a base de diodos e tiristores, chaveando em baixas frequências. Em aerogeradores de grande porte, além da rápida evolução nas faixas de potência comercializadas entre as últimas três décadas, como ilustra a Figura 1, uma diversidade de tecnologias foi desenvolvida e continuam em operação. Destacam-se a utilização de gerador de indução e de gerador síncrono (com excitação elétrica ou a imãs permanentes), e entre estes um continuo crescimento de equipamentos com geradores a imãs permanentes. 5

6 Figura 1. Evolução da Tecnologia em Aerogeradores É interessante observar como o desenvolvimento de sistemas de geração para aerogeradores partiu de tecnologias distintas entre máquinas de grande porte e máquinas de pequeno porte, po finalmente convergindo para tecnologias bastante similares conceitualmente. Neste trabalho encontra-se se informações técnicas variadas sobre as tecnologias de rotores eólicos, geradores elétricos e conversores estáticos, com ênfase nas combinações prefe preferencialmente rencialmente utilizados nos modernos aerogeradores. Busca Busca-se se desta forma produzir documento que permita agregar conhecimento neste amplo campo tecnológico. 2. Características Operacionais de Turbinas Eólicas: A energia eólica resulta da transformação de par parte te do efeito térmico solar em energia cinética da atmosfera. A diferença de radiação solar sobre regiões distintas do planeta provoca o deslocamento de camadas de ar, os ventos. A energia cinética presente em um dado volume de vento, obtida em uma velocidade velocida de 3 vento V, pode ser expressa em Joules/m por: Ec = 12 ρ. V 2 onde ρ é a massa específica de ar ( 1,2 kg/m ). 3 A potência eólica disponível é calculada pela taxa de variação desta energia eólica, sendo expressa em Watts por: Pe = 12 ρ. A. V3 onde A é a área varrida pelo rotor eólico. É possível mostrar que, apenas uma parte desta energia cinética contida nas massas de ar é conversível, uma vez que o ar deve conservar uma velocidade que permita a passagem de seu fluxo através do rotor de uma turbina eólica eólica, como ilustra a Figura 2.. A melhor conversão teórica de 6

7 energia é obtida quando a velocidade na esteira do rotor (após passar pela área varrida pelo rotor eólico) é igual a 1/3 da velocidade do vento incidente. A partir desta relação aproximada, a potência mecânica, teoricamente recuperável de uma instalação eólica é calculada, no máximo, a 59.3% da potência disponível incidente. Este valor estimado da eficiência máxima de conversão é conhecido como limite de Betz, apesar de em turbinas comerciais os testes em campos tem indicado normalmente eficiências de conversão bem inferiores. Figura 2. Passagem do Fluxo de Ar pela Turbina Eólica O cálculo dos valores médios de energia eólica disponível em um determinado local requer o conhecimento da distribuição de probabilidade de vento ou dos registros dos valores de vento em um dado período de tempo. Os valores de velocidade de vento média, normalmente obtidos em um determinado período de tempo, não fornecem informações precisas sobre a energia eólica disponível no local, já que a potência eólica depende da velocidade de vento elevada ao cubo. Dois valores médios podem ser utilizados para estimativa da potência ou energia eólica disponível em um dado local, o valor médio e a raiz cúbica do valor médio cúbico, e são expressos por: V = 0 V. p( V ). dv = V. p( V ) 3 3 V = 3 V = 0 3. p( V ). dv 3 [ V] 3. p( V ) Onde p(v) é a função densidade de probabilidade da velocidade de vento do local. A raiz cúbica da média cúbica da velocidade de vento corresponde a um valor de velocidade de vento que permite uma mais precisa estimativa da potência existente no local e constitui parâmetro importante no dimensionamento de uma usina eólica. A razão entre a média do cubo da velocidade de vento e o cubo da média da velocidade de vento é chamada de "fator de padrão energético", que varia entre os valores 1.5 e 3. Embora a energia eólica disponível não possa ser obtida do valor da velocidade de vento média, já que o fator padrão energético não é constante, há suficiente correspondência entre altos valores de velocidade média e altas potências médias, possibilitando uma avaliação qualitativa. 2.1 Princípios Operativos de Turbinas Eólicas Uma turbina eólica é formada essencialmente por um conjunto de pás sob a ação do vento. As forças que são exercidas sobre estas pás fazem com que estas girem em torno de um eixo. A ação do vento sobre um corpo pode ser definida por duas componentes de forças: o arrasto e a 7

8 sustentação. A força de arrasto é a componente na direção da velocidade de vento relativa, enquanto a força de sustentação é a componente perpendicular a esta direção (Figura 3). A velocidade de vento relativa Vr é calculada levando em conta o fator de interferência (a) sobre a velocidade de vento incidente (V) em uma turbina e o efeito da velocidade rotacional do rotor eólico (w) na periferia do círculo de raio R, vale : = V ( 1 a) wr Vr. Lembrando que nesta expressão todas as velocidades são vetores, pois possuem direções distintas. As forças de sustentação (FL) e de arrasto (FD) são proporcionais à densidade do ar, à área das pás e ao quadrado da velocidade de vento relativa do aerofólio. As constantes de proporcionalidade são definidas como coeficientes de sustentação (CL) e arrasto (CD), que são funções do ângulo de ataque (α) e constituem características implícitas ao perfil aerodinâmico das pás. A força resultante sobre o rotor eólico, no plano de rotação, que contribui para o conjugado desenvolvido pela pá, vale (Gimpel and Stodhart, 1958): onde θ = α + β F a = F. L senθ F. D cosθ α = ângulo de ataque em relação ao plano de rotação (ângulo entre a velocidade de vento relativa e o eixo de simetria do perfil aerodinâmico) β = ângulo de passo do perfil aerodinâmico (ângulo entre o eixo de simetria do perfil aerodinâmico e o plano de rotação) As pás de turbinas eólicas modernas são construídas utilizando perfis aerodinâmicos projetados para produzirem elevados coeficientes de sustentação. Um aerofólio apresenta uma borda de ataque e uma borda de fuga, cuja distância entre seus pontos extremos constitui a corda do perfil (que passa pelo eixo de simetria do perfil). Os perfis de turbinas eólicas modernas são em geral do tipo plano-convexo (Gottingen) ou biconvexo (NACA). Ao longo da estrutura da pá, esta pode apresentar uma torção para garantir um ângulo de ataque aproximadamente constante em toda sua extensão. As turbinas eólicas modernas apresentam um mecanismo de variação do ângulo de passo, a fim de controlar a velocidade e, portanto, regular a potência gerada, reduzindo-se o ângulo de ataque pelo aumento do ângulo de passo. O projetista de turbinas eólicas, portanto tem à sua disposição diversas ferramentas para garantir um bom projeto aerodinâmico, isto é, alta sustentação com baixo arrasto. Para o sistema eólico como um todo, o projeto estrutural é vital a fim de garantir uma operação confiável, por prolongado período (maior que 20 anos), com baixo custo de construção. 8

9 Figura 3. Vetores de velocidades e forças sob um perfil aerodinâmico 2.2 Classificação de Turbinas Eólicas Na literatura técnica é comum distinguir as turbinas eólicas segundo os seguintes critérios: - direção do eixo de rotação em relação ao vento (eixo horizontal e eixo vertical); - qualidade das forças predominantes (arrasto e sustentação); - quantidade de material existente no rotor (baixa e alta solidez). As turbinas de eixo horizontal apresentam seu eixo de rotação em paralelo com a direção do vento. Nestes tipos de turbinas se encontram os modelos multipás americano e as turbinas eólicas rápidas de 3, 2 e 1 pás. A Figura 4 ilustra dois tipos de turbinas de eixo horizontal, uma de pequeno porte e outra de alta potência. Nestes dois projetos distintos pode-se identificar as similaridades de possuírem três pás e alta eficiência de conversão, serem regidas por forças de sustentação predominantes, além de possuírem baixa área de material nas pás em relação à área varrida pelo rotor eólico em movimento (baixa solidez). Estas máquinas apresentam velocidades de rotação que produzem altas velocidades tangenciais nas pontas das pás (> 10 vezes a velocidade de vento incidente). Figura 4. Turbinas de Eixo Horizontal (pequena potência e alta potência)

10 10 As turbinas de eixo vertical são representadas principalmente pelos modelos Savonius e Darrieus e funcionam com qualquer direção de velocidade de vento, como ilustradas na Figura 5. Diferentemente das turbinas de eixo horizontal, este dois modelos de eixo vertical possuem características extremamente distintas, que são expressas na Tabela 1. Turbina Savonius Turbina Darrieus Figura 5. Turbinas Eólicas de Eixo Vertical Tabela 1. Características de Turbinas de Eixo Vertical Turbina Savonius Predomina o arrasto; Alta solidez e baixa rotação; Baixa eficiência (Cpmax=10%); Utilizado em aplicações mecânicas e entreterimento; Simples construção; Inadequada para geração de eletricidade Turbinas Darrieus Predomina a sustentação; Turbina de baixa solidez; Alta rotação e eficiência; Não tem partida autônoma; Esforços mecânicos severos sobre as pás; Frenagem complexa Turbina não-comercial A qualidade das forças predominantes na operação de uma turbina eólica dita praticamente suas características básicas. As turbinas que funcionam por arrasto (modelo Savonius, por exemplo) apresentam normalmente baixas velocidades rotacionais, baixos rendimento aerodinâmico e um custo elevado pela grande quantidade de material envolvido. As turbinas rápidas como as tri-pás, bi-pás, monópteros e Darrieus, se caracterizam por operarem por susten- portanto, tação apresentando elevadas velocidades e altos rendimentos aerodinâmicos sendo, indicadas para geração de eletricidade. Um importante parâmetro do projeto de turbinas eólicas é a relação entre a área total das pás do rotor e a área varrida por estas, num perímetro correspondente a 70% do raio das pás. Este parâmetro adimensional é conhecido por solidez (σ) e vale (Gimpel e Stodhart, 1958) ):

11 11 σ = n. c 0. 7 π D onde n = número de pás; c = corda a 0.7 do raio das pás (m); D = diâmetro do rotor (m). A referência ao ponto de 70% do raio é utilizada pois esta região das pás da turbina eólica está sujeita aos maiores esforços estruturais. Pela análise de alguns projetos eólicos tem-se observado que a solidez pode fornecer informações mais detalhadas sobre a operação da turbina. Um rotor de alta solidez apresenta alto conjugado de partida e bom desempenho em baixas velocidades. Rotores de baixa solidez operam a velocidades elevadas, a rendimentos maiores e com pobre característica de partida. A solidez de turbinas eólicas modernas atinge valores entre 5% e 10%, já que devem ser projetadas para altas eficiências e altas velocidades o que implica aplicações direcionadas à geração de energia elétrica. No caso de uma turbina eólica multipás a solidez excede 50%. 2.3 Características de Turbinas Eólicas A potência desenvolvida por uma turbina eólica depende da velocidade do vento e da velocidade rotacional. A relação entre a potência, a velocidade do vento e a velocidade rotacional são normalmente apresentadass por coeficientes adimensionais, a fim de tornar esta informação aplicável em diversas circunstâncias. Dois parâmetros adimensionais mais largamente utilizados para descrever estas relações são a relação de velocidades λ e o coeficiente de potência Cp. O primeiro é definido como: λ= w. R V onde R (em metros) é o raio do rotor eólico, medido na ponta da pá, w (em radianos por segundo) é a rotação da turbina eólica e V é a velocidade de vento (em metros por segundo). O coeficiente de potência Cp, também chamado de rendimento aerodinâmico de uma turbina eólica, é um parâmetro adimensional normalmente expresso em função da relação de velocidades λ e do ângulo de passo β, é definido como: C p= 1 2 Pt ρ AV A dependência do coeficiente de potência com os parâmetros λ e β depende do projeto aerodinâmico e de uma série de procedimentos de construção das pás, logo esta relação, apesar de muito utilizada nos modelos matemáticos para cálculo da energia gerada e nos estudos de integração de aerogeradores nas redes elétricas, representa uma relação matemática de difícil estimação prática. A Figura 6 ilustra uma relação teórica Cp(λ,β) muito presentee na literatura técnica. Outro parâmetro adimensional importante é o coeficiente de conjugado, definido como: T Cp C q= = 1 2 ρarv λ 2 3

12 12 onde T (em Newton vezes metro)é o conjugado desenvolvido pelo rotor eólico. A Figura 7 ilustra as características de coeficientes de potência em função da relação de velocidades para diversos tipos de turbinas eólicas, permitindo a comparação entre estes projetos em termos de máxima eficiência e de faixa de velocidades rotacionais. Figura 6. Coeficiente de potência em função da relação de velocidades e ângulo de passo Figura 7. Características de rendimento de diversos projetos de turbinas As características Cp (λ) e Cq (λ) de uma turbina eólica são ilustradas na Figura 8. Nesta pode-se verificar que a potência desenvolvida por um rotor eólico é nula (Cp = 0) em dois valores de relação de velocidades; quando o rotor está estacionário e quando a velocidade na ponta da pá é várias vezes maior que a velocidade do vento. A máxima eficiência (Cpmax) é obtida em um valor intermediário de relação de velocidades, λo (relação ótima de velocidades). De maneira análoga o conjugado desenvolvido pelo rotor é máximo (Cqmax) em uma determinada relação de velocidades, λqmax,, o que determina a região de operação estável da turbina para λ >

13 13 λqmax. A região de baixas relações de velocidades é caracterizada pelo "estolamento" das pás, isto é, a perda de sustentação que ocorre das seções externas da pá (ponta) para as internas (raiz da pá). Figura 8. Características Cp e Cq de turbina eólica 2.4 Características de Potência Gerada em uma Turbina Eólica A quantidade de potência que pode ser extraída de um regime de vento depende da quantidade de energia disponível e de características operativas do equipamento de conversão da energia eólica. A potência de saída de um sistema de conversão de energia eólica é expresso por: Pt. Cp. ρ. A. V = 1 2 onde Cp é chamado de coeficiente de potência, que representa a eficiência aerodinâmica da turbina eólica e depende da velocidade de vento e da velocidade rotacional do rotor eólico. Algumas estimativas da energia eólica extraível podem ser obtidas utilizando-se o valor médio do coeficiente de potência ou a característica Cp(V) de um rotor eólico característico, através da função de distribuição de probabilidade p(v), da seguinte forma: 3 P t = 1 2ρ. A. Cp( V 0 ). V 3. p( V ). dv 1 3 = ρ. A. Cp( V ). V. p(v ) 2 Outra expressão da energia extraível é o "fator de capacidade", que pode ser calculado pela razão entre a potência extraível e a potência nominal do aerogerador ou da usina eólica. Como a turbina eólica possui um dado valor de máximo coeficiente de potência (Cpmax) que ocorre em uma dada relação de velocidades λo para cada ângulo de passo, é importante avaliar o que representa a operação em pontos de Cpmax. Além disto, devido à operação em altas velocidades, os rotores de baixaa solidez necessitam de dispositivos de controle e proteção a fim de garantir confiabilidade e segurança aos equipamentos.

14 14 Uma turbina eólica, operando a relação de velocidades constantes, apresenta uma concordância linear entre a velocidade rotacional e a velocidade de vento, o que conduz a uma característica de potência dependente do cubo da rotação, como ilustra a Figura 9 e pode ser deduzida pela expressão abaixo: Ptt = ρ = AV.. C. 2 p max. AR.. w 2 p max 3 o Torna-se praticamente difícil prever uma carga cuja potência consumida varie de forma cúbica em ampla escala de rotação. Além disto, os próprios equipamentos de geração elétrica não operariam acima de sua potência nominal. Assim é usual limitar a potência desenvolvida por uma turbina eólica, de modo que, a partir da velocidade nominal de projeto VR, a rotaçãoo e, portanto a potência, permaneçam aproximadamente constantes. Esta limitação de potência pode ser implementada por diversas maneiras, entre elas: o sistema de variação do passo (em turbinas de passo variável- controle de passo passivo ou ativo) e o controle por "stall" (em turbinas de passo fixo). A variação do passo consiste no aumento do ângulo de passo da pá, β, com o aumento da rotação, levando a uma redução no ângulo de ataque, que reduz a sustentação e o rendimento aerodinâmico de turbina. O efeito da variação do ângulo de passo nas características de Cp de uma turbina típica é ilustrado na Figura 10, onde pode se compreender o impacto destee mecanismo de regulação sobre a rotação do aerogerador. ρ C λ Figura 9. Característica de potência de uma turbina eólica

15 15 Figura 10. Efeito do ângulo de passo no rendimento da turbina 2.5 Características Operacionais de uma Turbina Eólica Das informações apresentadas anteriormente, pode-se definir algumas características operacionais necessárias para uma aerogerador: Operação em máxima eficiência aerodinâmica (Cpmax), principalmente em ventos baixos até o vento nominal; A partida de uma aerogerador é bastante favorecida se o mecanismo de passo ajusta o ângulo β para altos valores (altos valores de Cq e altos conjugados de partida); Acima da velocidade nominal a potência gerada e rotação deve ficar limitada evitando sobrecarga no gerador ou sobrevelocidades que podem significar sobretensões; Além de uma dado valor de velocidade de vento é importante desligar o aerogerador, reduzindo esforços excessivos sobre as pás. Estas considerações estabelecem uma característica operacional Potência x velocidade de vento particularmente constituída, como é ilustrado na Figura 11. Nesta algumas velocidades de vento são definidas pois representam pontos de transição da característica: VC velocidade de vento inicial ou de cut-in tipicamente em 60% da velocidade de vento média de um local; VR velocidade de vento nominal, tipicamente entre 150 e 175% da velocidade de vento média; VF velocidade de vento máxima ou velocidade de cut-out ou de furling, tipicamente 300% da velocidade de vento média. A característica de operação Pe(V) de uma turbina eólica fica definida pela determinação dos parâmetros VC, VR e VF. Sabe-se que para velocidades inferiores a VC e superiores a VF, a potência de saída é nula, já que nestas condições o sistema não deve estar acionado. Para velocidades de vento compreendidas entre VC e VR, a potência depende das características da carga e fica limitada pela curva de máxima potência convertida pela turbina (operação a λ = λo). No intervalo entre VR e VF a potência absorvida é igual à nominal, e este intervalo é caracterizado pela operação a rotação constante, apesar de seu formato depender se o mecanismo de regulação é por controle de passo ou por stall.

16 16 Figura 11. Característica operacional típica de uma turbina eólica Na Figura 12 são apresentadas as características de potência de três turbinas eólicas comercializadas no Brasil, ilustrando escolhas de projeto e características operacionais distintas, que podem ser identificadas pelas curvas de Cp e de potência gerada simultaneas. Turbina E-82 da Enercon/Wobben

17 17 Turbina Suzlon 2MW Turbinas da IMPSA/Vensys Figura 12. Características operacionais de turbinas comerciais no Brasil 3. Sistemas de Geração Elétrica em Turbinas Eólicas: A conversão de energia mecânica em energia elétrica por meio de turbinas eólicas é promovida pelo uso de geradores trifásicos síncronos ou assíncronos de corrente alternada, em diversas arquiteturas, como ilustrado na Figura 13 [Heier, 1998]. O uso de cada tipo de gerador é função de uma série de fatores que consideram normalmente: As características de amortecimento; A capacidade de consumo e/ou fornecimento de potência reativa; A resposta dinâmica frente a curtos-circuitos; A robustez de sua construção; A possibilidade de projeto e construção de equipamentos com alto número de pólos;

18 18 Os custos de aquisição e de operação; As dificuldades de sincronismo com a rede elétrica. Figura 13. Arquiteturas de Sistemas Eólicos Conectados à Rede Elétrica Entre os diversos sistemas de conversão de energia eólica comercializados e que são apresentados esquematicamente na Figura 13, destacam-se os seguintes sistemas de geração: geradores de indução em gaiola conectados solidamente à rede elétrica que caracterizam a tecnologia que introduziu comercialmente a geração eólica e a viabilizou economicamente na década de 80; geradores de indução com rotor bobinado com controle eletrônico de resistência elétrica conectada ao enrolamento de rotor, que buscou minimizar os problemas de estresses mecânicos da primeira tecnologia; geradores de indução duplamente excitados, que hoje correspondem a cerca de 40% dos sistemas instalados na Alemanha. Observa-se que a Alemanha possui cerca de 27GW em turbinas eólicas instaladas e que a porcentagem de sistemas com estes geradores na Europa pode chegar a valores percentuais maiores; geradores síncronos com bobina de campo (modelo ENERCON), que hoje atinge a cifra de 30% das turbinas instaladas na Alemanha e número significativo das turbinas instaladas no Brasil; geradores síncronos com imãs permanentes, que correspondem a cerca de 4% das turbinas alemãs, devendo crescer muito nos próximos anos. Uma análise superficial destas tecnologias permite concluir que três tipos de geradores predominam:

19 19 geradores de indução ou assíncronos; geradores síncronos com excitação elétrica; geradores síncronos a ímãs permanentes. Apesar das tecnologias discutidas nesta seção corresponderem a equipamentos em faixas de médias e grandes potências, os princípios que nortearam o desenvolvimento destas tecnologias de geração foram consolidados nas tecnologias em pequena potência, principalmente quando a aplicação se referia à conexão a redes elétricas. 3.1 Geradores elétricos Muitos tipos de máquinas elétricas servem para a função de geradores para turbinas eólicas, contudo tanto em médias e grandes potências, em equipamentos conectados às redes elétricas, como em pequenos aerogeradores para aplicações isoladas, o conceito de geradores elétricos de corrente alternada se consolidou como alternativa mais adequada. Neste capítulo são discutidos os diversos tipos de geradores elétricos para sistemas de geração em turbinas eólicas. As características que definem a escolha por uma máquina elétrica específica serão assunto que transcende este capítulo, mas suas bases se estabelecem aqui. Diversos tipos de máquinas elétricas são/foram propostas para utilização em sistemas de geração para turbinas eólicas, onde se pode elencar: Máquina de indução em gaiola ou com rotor bobinado; Máquina síncrona com excitação elétrica; Máquina síncrona a imãs permanentes Gerador de indução A máquina de indução, mais genericamente conhecida por máquina assíncrona, possui uma simetria estrutural com enrolamentos trifásicos em estator e em rotor. Esta estrutura se diversifica em rotor, possuindo duas construções particulares: Rotor em gaiola: onde os enrolamentos são construídos de barras de material condutor extrusadas a quente nas ranhuras do material ferromagnético. Em sua fabricação as barras são curto-circuitadaconstrução produz uma máquina robusta e de baixo por anéis terminais de mesmo material condutor. Esta custo; Rotor bobinado: onde os enrolamentos de rotor são construídos com fios de cobre, de forma similar ao enrolamento de estator. Esta construção permite a conexão dos terminais dos enrolamentos de estator por elementos passivos fechando seu circuito em rotor ou por fontes externas, o que obriga a construção de um conjunto de três anéis coletores e escovas que permitam a conexão elétrica entre o enrolamento girante e a fonte estática. A Figura 14 ilustra estas duas estruturas de máquinas assíncronas.

20 20 Rotor em Gaiola Rotor Bobinado Figura 14. Tipos de geradores assíncronos A máquina de indução ução requer mais material ativo em sua estrutura, sendo normalmente maior em tamanho que uma máquina a imãs permanentes permanentes. Na máquina de indução a excitação de campo magnético é provida pelo próprio enrolamento de estator e consequentemente este enrolamento carrega potência ativa obtida da conversão e potência reativa requerida para excitação magnética. Isto faz maiores as perdas no estator estator, exige condutores com maior seção e maior espaço nas ranhuras. ranhuras Baseado neste fato, e principalmente para aplicações em baixa aixa potência, apesar de vários trabalhos no tema [Miranda, 1998; Barbosa, 1997; Lyra, 1995], o uso comercial de geradores de indução para turbinas eólicas em aplicações isoladas pode ser considerado inexistente. O funcionamento da máquina de indução está extremamente relacionado o às diferenças de velocidade (rotação) entre os campos magnéticos girantes produzidos pelos enrolamentos de estator e de rotor. Ora cada enrolamento trifásico ou polifásico produz, sobre circulação de correntes equilibradas, um campo po magnético girante cuja rotação é diretamente proporcional à frequência destas correntes. É importante estabelecer as rotações existentes e as relações sobre estas da seguinte forma: ns = rotação síncrona = 22πfs é a rotação do campo magnético produzido pelo enrolamento de estator (rad/s); n = rotação do rotor é a rotação do rotor da máquina (rad/s); nr = ns n = rotação do escorregamento = 22πfr é a rotação do campo magnético produzido pelo enrolamento de rotor (rad/s); fs é a frequência das corr correntes entes que circulam nos enrolamentos de estator (Hz); fr é a frequência das correntes que circulam nos enrolamentos de rotor (Hz); s = (ns n)/ns = fr/fs escorregamento:: grandeza adimensional importante na compreensão do comportamento da máquina, pois representa a fração da velocidade relativa entre o rotor e o campo magnético produzido pelo estator. Isto é, quando s = 1 a máquina está parada e o campo magnético de estator cruza os enrolamentos do rotor na rotação síncrona, mas quando s = 0 o rotor gira na mesma velocidade do campo de estator, isto é na velocidade síncrona. A máquina de indução com rotor em gaiola, devido a sua construção particular com enrolamento de rotor fechado em curto-circuito circuito por anéis terminais, é energizado apenas pelo enrolamento enrolamen de estator, sendo induzidas correntes no rotor quando há diferença de rotação entre o rotor e o campo

21 21 magnético produzido pelo enrolamento de estator, isto é, quando o escorregamento é diferente de zero. Assim, as correntes induzidas em rotor são extremamente dependentes do escorregamento e logo o conjugado eletromagnético e a potência produzida são funções do escorregamento. Na Figura 15 é ilustrada uma curva típica de conjugado em função da rotação do rotor e do escorregamento, observa- proporcional se nesta característica que em torno da rotação síncrona o conjugado é aproximadamente ao escorregamento. Outro pontoo singular é o de máximo conjugado, que ocorre em rotações não muito distantes da rotação síncrona, e indica um limite de capacidade de geração de potência ativa. Figura 15. Curva conjugado em função da rotação da máquina de indução O comportamento da máquina de indução, tanto no modo de operação como motor (escorregamento positivo) ou como gerador (escorregamento negativo), é normalmente determinado por circuitos equivalentes que expressam as relações e dependências entre as grandezas dos dois enrolamentos da máquina e seus parâmetros de alimentação. A Figura 16 ilustra dois destes modelos usualmente empregados para estudo deste tipo de máquina elétrica. Nestes circuitos se destacam os parâmetros dos enrolamentos de rotor, especificamente sua resistência elétrica, que tem agregada o escorregamento da máquina. Este parâmetro explicita a dependência da tensão induzida em rotor e da impedância de rotor com a velocidade relativa entre campo girante de estator e rotação da máquina, isto é, com a rotação do escorregamento. O primeiro circuito equivalente da Figura 16 representa o modelo genérico que pode ser utilizado para estudo da máquina de indução com rotor em gaiola (bastando curto-circuitar a fonte de tensão de rotor), da máquina de indução com rotor bobinado com resistências externas inseridas no rotor (bastando incluir a resistência externa no lugar da tensão de rotor) ou da máquina de indução de duplaalimentação (bastando incluir uma fonte de tensão externa no circuito de rotor). O segundo circuito equivalente desta Figura 16 constitui um modelo simplificado usualmente utilizado para estudos de conexão da máquina de indução de rotor em gaiola na rede elétrica, e sua aproximação do circuito original se deve apenas ao deslocamento do ramo de magnetização que simplifica bastante as equações matemáticas.

22 22 Circuito Equivalente Convencional Circuito Equivalente Simplificado Figura 16. Circuitos equivalentes da máquina de indução Gerador de indução conectado solidamente na rede elétrica Quando uma máquina de indução está conectada solidamente à rede elétrica, isto é, seus enrolamentos de estator estão diretamente energizados pela rede a tensão e frequência constante, o comportamento da máquina como gerador é tipicamente análogo à sua operação como motor. Assim a máquina normalmente opera a baixos escorregamentos, isto é, a rotação é praticamente constante e próxima da rotação síncrona. Além disto, a máquina consome potência reativa para sua magnetização e seu conjugado eletromagnético é diretamente proporcional ao escorregamento, como pode ser verificado na expressão deduzida do circuito equivalente simplificado: 3,,, Observa-se nesta expressão que a inclinação da curva conjugado X escorregamento é inversamente proporcional à resistência de rotor, o que faz, em máquinas de grande porte, que a inclinação elevada dá a impressão de uma máquina que opera a velocidade constante, com escorregamento nominal abaixo de 1%. Além disto, esta expressão permite inferir que o conjugado e a potência gerada é função do quadrado da tensão terminal, o que fará a máquina acelerar em momento de afundamentos momentâneos de tensão, devido a grande perda de conjugado eletromagnético, que na operação geradora é frenante.,

23 23 A Figura 17 ilustra um circuito equivalente completo de um aerogerador com gerador de indução de rotor em gaiola, destacando o capacitor de correção de fator de potência e a impedância do sistema externo (transformador mais rede elétrica). Da análise deste circuito pode-se inferir sobre o comportamento deste gerador quando conectado a redes elétricas fracas (alta impedância) ou fortes (baixa impedância) ou quando sujeitas a quedas de tensão. Figura 17. Circuito equivalente incluindo sistema externo e capacitor de correção de reativos Na Figura 18 são ilustradas condições operacionais distintas e seu impacto sobre a característica conjugado versus velocidade da máquina de indução: Quando conectada a redes fracas, o conjugado se reduz, afetando a capacidade de sobrecarga da máquina; Quando sujeitass a baixos níveis de tensão, o conjugado se reduz e a inclinação da curva conjugado X velocidade também é muito afetada, fazendo a máquina operar com maiores escorregamentos, e consequentemente maiores perdas; Quando se altera a resistência de rotor, incluindo resistências externas no circuito de rotor de uma máquina de rotor bobinado, a inclinação da curva conjugado versus velocidade é reduzida, mas isto não afeta a capacidade de conjugado, o que permitiria a máquina amortecer estresses mecânicos. Esta característica justificou a introdução desta máquina em substituição ao gerador de indução em gaiola paraa aerogeradores. Figura 18. Desempenho do gerador de indução frente a condições particulares da rede e do circuito de rotor Finalmente, na Figura 19, a característica de potência de um gerador de indução em gaiola é associada à característica de potência de uma turbina eólica, através de caixa de multiplicação de velocidades, permitindo identificação dos pontos de intersecção das duas curvas, que serão pontos de operação para cada velocidade de vento. Observa-se nesta figura que aparentemente a máquina opera a rotação constante em ampla faixa de velocidades de vento.

24 24 Figura 19. Acoplamento de características entre gerador e rotor eólico Gerador de indução duplamente alimentado O gerador de indução duplamente alimentado constitui uma operação particular da máquina de indução de rotor bobinado tendo alimentação independente nos enrolamentos de estator e nos enrolamentos de rotor. A configuração padrão do sistema de geração elétrica utilizando uma máquina de indução de dupla alimentação, com aproveitamento da potência de escorregamento, é mostrada na Figura 20. Neste sistema, o estator da máquina é ligado diretamente na rede elétrica e o circuito de rotor é alimentado por dois conversoress PWM e por um transformador responsável pela adequação do nível de tensão. Figura 20. Configuração básica da máquina de indução duplamente alimentada

25 25 Para controlar a velocidade, o conjugado e as potências ativa e reativa, tanto no modo subsíncrono (abaixo da velocidade síncrona) quanto no supersíncrono (acima da velocidade síncrona), é usada uma cascata estática, constituída de dois conversores PWM trifásicos com operação nos quatro quadrantes, ou seja, completamente controlados. O conversor conectado nos terminais dos anéis deslizantes é denominado de conversor do lado do rotor (Rotor Side Converter - RSC) e o outro de conversor do lado da rede (Grid Side Converter - GSD). O fluxo de potência entre o circuito de rotor e a fonte de alimentação pode ser controlado pela operação dos dois conversores. O fluxo de potência pode fluir tanto do rotor do gerador de indução para a rede elétrica, como da rede para o rotor. Para a transferência de potência elétrica do circuito de rotor para a fonte de alimentação, faz-se necessário que os conversores operem respectivamente nos modos de retificação e inversão. Quando os conversores são invertidos em suas funções, o fluxo de potência também muda de direção. O comportamento da máquina de indução duplamente excitada difere bastante da máquina de rotor em gaiola, tendo em vista que a excitação da máquina (fluxo de potência reativa) é provida pelo conversor de rotor e que a potência ativa gerada é também controlada pela injeção/consumo de potência ativa no rotor. As particularidades desta operação são descritas por dois modos de operação distintas, a saber: Modo subsíncrono: quando a velocidade do gerador encontra-se abaixo da velocidade síncrona definida pela rede e pelo número de pólos da máquina. Nesta região, que convencionalmente caracterizaria a operação como motor de uma máquina de rotor em gaiola, a operação como gerador é possível a partir do fornecimento controlado de potência ativa ao circuito rotórico; Modo supersíncrono: quando a velocidade do gerador encontra-se acima da velocidade síncrona. Nesta região, que convencionalmente caracterizaria a operação como gerador de uma máquina de rotor em gaiola, o controle de potência ativa é implementado i pelo consumo controlado de potência ativa do rotor. Figura 21. Fluxo de potência na máquina em operação sub-sincrona Figura 22. Fluxo de potência na máquina em operação super-sincrona

26 26 A direção do fluxo de potência de um gerador de dupla alimentação, operando nas velocidades supersíncronas e subsíncronas, resultado de um controle da potência gerada pelo circuito de rotor é ilustrado nas Figuras 21 e 22. Quando a turbina eólica é sujeita a velocidades de ventos capazes de levar o gerador a velocidades acima da velocidade síncrona, normalmente até 130%, o fluxo de potência é aquele ilustrado no diagrama da Figura 22, que caracteriza a operação a velocidade supersíncrona. Neste caso, a potência gerada total (P N ), será a soma da potência rotórica (P R ) com a potência estatórica (Ps). Por outro lado, quando as velocidades de vento são menores e o gerador de indução estiver trabalhando em velocidade inferior à síncrona, o fluxo de potência é aquele ilustrado pelo diagrama da Figura 21, conhecido como operação a velocidade subsíncrona. Neste modo de operação, onde a velocidade pode atingir até 70% da velocidade síncrona da máquina, a potência totall gerada e fornecida para a rede elétrica, será obtida a partir da diferença entre as potências estatórica e rotórica. Analiticamente, pode-se, portanto, representar o fluxo de potência da máquina de indução duplamente alimentada através das seguintes equações: Região supersíncrona: P = P + P N s R onde w < 1 síncrono < wr Região subsíncrona: 1.3w síncrono P N = P P s R onde 0.7w síncrono < wr < w síncrono As características de potências estatórica e rotórica em função da velocidade de vento é ilustrada na Figura 23, indicando a região onde se busca maximizar a potência gerada e a região onde se busca limitar a potência gerada. Além disto, destacam-se os fluxos em modos de operação sub-sincrono e supersincrono. 1 Potência Estator Potência Rotor Potência Ativa [pu] V cu utin V cutout Velocidade de Vento [m/s] Figura 23. Características de potências de estator e rotor geradas na máquina duplamente alimentada Devido a limitações no projeto de máquinas de indução com grande número de polos, a tecnologia de aerogeradores com geradores de indução de dupla alimentação apresenta obrigatoriamente uma caixa de transmissão, que multiplica a velocidade da turbina para acionar o gerador na velocidade adequadaa à frequência da rede e seu número de polos.

27 27 Sobre as demais tecnologias que utilizam geradores assíncronos, esta tecnologia apresenta diversas vantagens, entre elas [Akhmatov, 2003]: Capacidade de controle de potência reativa e de tensão; Desacoplamentoo da frequência elétrica da rede e controle da potência reativa com independência do controle do conjugado e da corrente de excitação Geradores síncronos com excitação elétrica ou a ímãs permanentes As máquinas síncronas são tradicionalmente operadas como geradores em usinas hidroelétricas e termoelétricas desde o início da história dos sistemas elétricos em corrente alternada. São máquinas que operam a velocidade constante, tendo a frequência das tensões geradas proporcional à sua rotação. A máquina síncrona possui enrolamento trifásico em estator onde são induzidas as tensões trifásicas que alimentam os sistemas elétricos modernos. Contudo, é no circuito de rotor que esta máquina se diferencia, possuindo projetos particulares: Rotor bobinado: provê a excitação elétrica que induz as tensões no estator, regula tensões e os fluxos de reativos entre máquina e rede; Rotor a ímãs permanentes: a excitação é provida por ímãs instalados no rotor em diversas configurações, permitindo projetos especiais adequados a aplicações típicas; Rotor em relutância variável: não possui excitação no circuito de rotor, logo irá consumir reativos, mas possui a vantagem de ter um rotor robusto e sem perdas elétricas. As máquinas síncronas têm a capacidade de prover sua própria excitação, que pode ser obtida por meio de um eletroímã no rotor (bobina de campo) ou através de imãs permanentes. A máquina síncrona com excitação elétrica tem uma interessante característica quando comparada com a máquina a imãs permanentes: excitação ajustável e, consequentemente tensão a vazio variável. Isto explica o porquê do seu uso em sistemas de geração conectados à rede e a velocidade constante em hidroelétricas e termelétricas.

28 28 Figura 24. Rotor de gerador síncrono de oito polos A Figura 24 ilustra um rotor de uma máquina síncrona de oito pólos, aindaa em processo de bobinagem de seus enrolamentos de excitação. Figura 25. Avanço da tecnologia a ímãs permanentes As máquinas síncronas a ímãs permanentes se desenvolveram com o avanço da tecnologia dos ímãs permanentes. Na Figura 25 pode-se identificar que no início da década de 70 houve o invento de ímãs permanentes de terras raras, de alta energia, que notadamente permitiu um projeto de máquina elétrica muito mais adequado e tornou a tecnologia deste tipo de máquina elétrica viável. Mas a criatividade e flexibilidade que a excitação a ímãs permanentes fornece ao projetista, produziu uma riqueza de topologias de máquinas, que em muitos casos se distanciavam da máquina de fluxo radial clássica, ilustrada na Figura 26.

29 29 Figura 26. Topologia da máquina a ímãs permanentes de fluxo radial Para a máquina síncrona convencional, o comportamento pode ser avaliado por modelos matemáticos simples como ilustrado na Figura 27, nestes modelos o gerador é representado por uma fonte de tensão e sua impedância série. Os fluxos de potência ativa e de potência reativa são regidas pelas seguintes equações: P= X E V cosδ V af EQ af EQ sinδ Q= s + XEQ Xs + XEQ E V 2 EQ Figura 27. Modelo matemático da máquina síncrona conectada a rede elétrica Observa-se do circuito equivalente da Figura 27 e das equações anteriores que os fluxos de potência ativa e reativa dependem da amplitude e da fase angular da força eletromotriz interna da máquina, frente às amplitude e fase angular da tensão da rede elétrica. Apesar da simplicidade da operação da máquina síncrona conectada à rede elétrica, este modo operativo não é possível para aerogeradores. A operação a velocidade variável da turbina eólica é incompatível com a operação do gerador síncrono conectado diretamente na rede elétrica, que caracteriza uma operação a velocidade constante, logo problemas de sincronismoo com a rede e de estresses dinâmicos devido a oscilações angulares tornariam a operação impossível. A conexão de geradores síncronos a redes elétricas através de conversores estáticos, onde as questões de sincronismo com a rede, o controle dos fluxos de potência ativa e reativa são resolvidos

30 30 naturalmente no controle dos conversores, representa uma operação completamente diferente. Como a máquina opera como fonte de tensão e é possível operar os conversores comoo fonte de corrente controlada, o controle dos fluxos de ativos e reativos pode ser projetado para uma grande diversidade de objetivos. Na Figura 28 é ilustrada a característica de potência gerada por um gerador síncrono a ímãs permanentes, conectado a rede elétrica por conversores estáticos. Observa-se que o projetista busca neste caso maximizar a potência ativa gerada em função da velocidade de vento que atinge o rotor eólico que o aciona, mantendo a potência reativa nos terminais do gerador nula, o que maximiza a utilização da capacidade do conversor e reduz as perdas na máquina elétrica. Figura 28. Potências ativa e reativa fornecida por um gerador síncrono conectado a rede por conversores estáticos Para exemplificar o sucesso da estratégia operativa da Figura 28, na Figura 29 é apresentada a eficiência do gerador nos mesma faixa operacional. Assim ilustra-se que na presença de um conversor estático várias estratégias operacionais podem ser desenvolvidas e o controle da potência gerada pode buscar atender a um dado objetivo operacional. Figura 29. Eficiência do gerador elétrico em função de uma estratégia operacional

31 Análise comparativa dos geradores elétricos Não é trivial comparar diversas tecnologias de geradores elétricos para turbinas eólicas, sem considerar os aspectos específicos da conversão de energia. As turbinas eólicas operam em baixa rotação, e assim é necessária uma caixa de multiplicação de velocidades para sua adequada operação na conversão elétrica utilizando geradores convencionais. Contudo alguns aerogeradores foram projetados com geradores para acionamento direto (do inglês direct drive ), que prescindem desta caixa de multiplicação e utilizam duas estratégias para adequação com a faixa de rotações típicas em turbinas eólicas: grande número de polos e conversão em baixa frequência (entre 10 a 30 Hz). Assim, dois tipos de aerogeradores se destacam: com caixa de multiplicação (do inglês, geared ) e sem caixa de multiplicação (do inglês, gearless ), como ilustra a Figura 30. Os geradores de acionamento direto ( direct drive ) constituem uma possibilidade para melhoria da conversão em aerogeradores [Grauers, 1996], desde que podem reduzir os custos da eletricidade produzida nestes artefatos. Estes geradores diferem de outras máquinas elétricas principalmente porque são projetados para operação em baixa rotação e baixa frequência, além de possuir um ciclo de carga específico da conversão eólica, para o qual são otimizados. Os principais fatores que permitem os geradores de acionamento direto constituírem soluções de menor custo são: - Eliminação da caixa de multiplicação de velocidades: O custo e as perdas deste artefato são evitados. Contudo os geradores de acionamento direto são mais caros e menos eficientes que os geradores convencionais o que ameniza estes aspectos; - Manutenção reduzida: Este constitui um fator muito relevante, pois afeta o custo operacional que agrega o efeito de disponibilidade do aerogerador. - Projeto da nacele do aerogerador pode ser simplificado: O gerador de acionamento direto deve agregar um projeto em harmonia com o rotor eólico, simplificando o projeto total, com impacto nos custos. Definido o conceito de geradores de acionamento direto, persiste ainda questões sobre a escolha entre geradores síncronos a excitação elétrica e a imãs permanentes. Contudo considerando-se que para um dado conjugado nominal, as máquinas síncronas com maior número de polos são capazes de uma redução de massa no núcleo de estator e de rotor, além de naquelas máquinas com menor passo polar podem agregar redução de massa e de custo [Grauers, 1996]. As máquinas síncronas com excitação elétrica não se adéquam a configurações de enrolamentos com passo encurtado, além de possuírem rotores mais pesados e mais volumosos que aquelas com imãs permanentes, para criar a mesma densidade de fluxo no entreferro.

32 32 Figura 30. Arquiteturas de Sistemas de Geração para Aerogeradores Apesar de serem mais caros, a presença de imãs permanentes eliminam as perdas da bobina de excitação e permitem menores passos polares do que aqueles permitidos pela excitação elétrica. Assim as máquinas a imãs permanentes podem ser menores, sendo seus passos polares limitados pelo aumento do fluxo de dispersão nos imãs. A comparação feita constitui uma avaliação ainda simplificada e não incluiu o impacto da reação de armadura das correntes de estator. A solução em geradores síncronos a imãs permanentes torna-se a cada dia mais competitiva e o grande número de projetos em desenvolvimento anuncia uma breve mudança na tecnologia comercializada. 3.2 Conversores estáticos Os conversores estáticos desempenham papeis diversos em um sistema de conversão de energia eólica, podendo-se encontrar: Conversores estáticos para controle da corrente de conexão do gerador elétrico na rede elétrica: muito comum na configuração com gerador de indução em gaiola (Figura 31); Figura 31. Conversor limitador da corrente de conexão de gerador elétrico Retificadores a diodos para a conversão corrente alternada em corrente continua (Figura 32);

33 33 Figura 32. Retificador a diodos Conversores CA-CC ou CC-CA a IGBT s: para operar como retificadores ou como inversores (Figura 33) Figura 33. Conversor CC-CA a IGBT's Conversores paraa proteção de circuitos: chopper de descarga ou crow-bar para proteção de barramentos CC de conversores de potência Características da Conversão Estática Para operação a velocidade variável, as usinas eólicas que utilizam geradores síncronos apresentam-se em duas estruturas distintas dos conversores estáticos de potência. Estas arquiteturas são: Aerogerador síncrono com retificador a diodos e conversor boost; Aerogerador síncrono com retificador PWM Estas alternativas apresentam diferenças apenas no estágio de retificação (conversão CA-CC) dos conversores de potência, mantendo-se o inversor PWM no estágio de inversão (conversão CC-CA). Estas diferenças nas características construtivas afetam o comportamento operacional destas tecnologias, com reflexos sobre o custo de instalação, e merecem, portanto, estudos técnico-econômicos

34 34 comparativos que apontem a estrutura mais vantajosa. Verifica-se na literatura que a estrutura com retificador a diodos prepondera, tendo como principal parâmetro de decisão o seu baixo custo. Na figura 34 é apresentada a estrutura funcional elétrica básica da primeira tecnologia para aerogeradores síncronos onde se destacam um conversor estático com retificador trifásico não controlado, conversor CC/CC boost (elevador de tensão), dois barramentos CC e um conversor trifásico PWM. Os dois barramentos CC são de características diferentes: o próximo do retificador opera a tensão CC variável, enquanto aquele próximo ao inversor opera com tensão CC fixa ou aproximadamente constante. Esta tecnologia ao apresentar um retificador a comutação natural do lado do gerador elétrico, atribui ao gerador a necessidade de gerar tensões sempre superiores que a tensão no primeiro barramento CC logo após o retificador. O conversor CC-CC boost cumpre a função de elevar a tensão para o segundo barramento CC em função da velocidade de rotação da turbina e portanto compatível com a potência a ser convertida. Apesar de não comentadoo na literatura técnica e pouquíssima informação estar disponível pelos fabricantes, uma regulação parcial de tensão é feita no primeiro barramento CC através do ajuste no nível de excitação de campo do alternador, garantindo melhoria no comportamento do conversor CC- apresenta CC. Na figura 35 é apresentada a arquitetura com dois conversores PWM. Esta tecnologia grande versatilidade já que os dois conversores são de projeto equivalente e controles similares. Além disto permite explorar com grande flexibilidade a operação a velocidade variável do gerador com alto desempenho dinâmico. Sendo o barramento CC com nível de tensão fixo e mais elevado que os dois barramentos CA (o do gerador a frequência variável e o da rede a frequência fixa) é possível para o controle forçar o consumo ou o fornecimento de potência ativa e reativa mesmo em velocidades rotacionais extremas. Esta arquitetura de potência é mais comumente empregadaa quando o gerador síncrono é a imãs permanentes. Figura 34. Sistema de Conversão Estática com Três Conversores

35 35 Figura 35. Sistema de Conversão Estática com Dois Conversores PWM Ao lado de uma estrutura simplificada e com reduzidas perdas em dispositivos de potência, esta topologia auxilia na partida do sistema de geração com acionamento direto do gerador a imãs permanentes, já que permite injetar potência ativa em sentido inverso nos terminais do gerado como ilustra a figura 35. Para manter a tensão CC constante em larga faixa de velocidades, o retificador PWM trabalhará como conversor elevador de tensão. Mas nesta situação um grande compromisso há entre o dimensionamento das chaves semicondutoras e as características de projeto do gerador. A conexão com a rede através de um transformador é normalmente composta também de filtros para minimizar a penetração de harmônicos na ordem da frequência de chaveamento na rede elétrica. Destaca-se na literatura técnica a utilização de filtros RL série, LCL série-paralela ou filtros sintonizados nas frequências próximas à frequência de chaveamento. Com a topologia acima descrita, é possível implementar o controle da potência ativa gerada através do controle de correntee do conversor do gerador, de forma tal a se trabalhar em um ponto ótimo de extração de potência para uma dada velocidade de vento local. O controle de conversor do lado da rede possibilita entrega máxima da energia gerada para a rede, podendo ainda, contribuir para compensação da potência reativa da rede elétrica aproveitando a ociosidade em sua potência aparente nominal ou pode minimizar distúrbios como flutuações de tensão, harmônicos e desequilíbrios, melhorando a qualidade da energia elétrica fornecida aos consumidores. 4. Engenharia de Sistemas de Conversão de Energia Eólica: A operação de um aerogerador é caracterizada por faixas de variação de velocidade de vento, tendo como referência a velocidade de vento nominal do equipamento. Um aerogerador possui uma velocidade de vento mínima de partida que permite a conexão do gerador à rede, chamada de velocidade (de vento) de acionamento (Vcut-in), abaixo da qual não é razoável manter o gerador operando pela baixíssima potência gerada ou mesmo pela possibilidade de motorização. De forma similar existe uma velocidade de retirada ou velocidade máxima (Vcut-out) suportada pelo gerador que garante uma operação segura. Esta velocidade é o limite superior e, se ultrapassada, pode impor danos tanto à turbina, quanto ao gerador e à caixa de transmissão.

36 36 Quando acionado por uma turbina eólica, um gerador elétrico deve se comportar da seguinte forma, como ilustrado na Figura 36: Na região sub-nominal (quando a velocidade de vento no local de instalação da turbina é inferior à velocidade de vento nominal da turbina): neste caso, o gerador elétrico deve operar com potência ativa variável em função da velocidade de vento, podendoo nas tecnologias a velocidade variável garantir máxima eficiência da conversão. Por isto esta região é conhecida como região de otimização de potência, e o controle de potência é eletromagnético (ou elétrico ou eletrônico, se existir); Na região nominal (quando a velocidade de vento é igual ou superior à velocidade nominal da turbina): neste caso, a potência ativa gerada deve ser constante e igual ao valor nominal, por ação do sistema de controle de passo (nas tecnologias a velocidade variável) ou de regulação por estol (nas tecnologias a velocidade constante). Esta região é também denominada de região de limitação de potência e o controle de potência é mecânico ou aerodinâmico. 1 Região Nominal Potência Gerada [pu] Região Sub- Nominal V V cutin cutout Velocidade de Vento [pu] Figura 36. Curva da Potência Extraída em Função da Velocidade do Vento Estas características operacionais destacam, principalmente na região sub-nominal, uma grande divisão das tecnologias: as arquiteturas a velocidade constante (ou fixa) e as arquiteturas a velocidade variável. No que diz respeito à geração alternativa de energia, as centrais eólicas conectadas às redes elétrica são classificadas basicamente pela tecnologia das máquinas elétricas e pelos seus respectivos sistemas de acionamento, definindo a operação em velocidade constante e a operação a velocidade variável. As centrais eólicas que operam a velocidade variável oferecem mais benefícios quando comparadas com centrais a velocidade constante, uma vez que uma potência maior pode ser extraída do vento, tendo em vista a operação a coeficiente de potência máximo e a relação de velocidades constante na região sub-nominal. Além disso, existem outras vantagens como: menor estresse mecânico, ruídos de menor intensidade e a habilidade em fornecer potência reativa à rede elétrica (Li et al., 2006).

37 37 As curvas características de potência versus rotação, para vários valores de velocidade de vento, ilustram bem as diferenças em termos de otimização da potência para aerogeradores que operam a velocidade constante ou variável. Conforme ilustra a Figura 37, o gerador opera em uma velocidade constante que é determinada pela frequência da rede elétrica, pelo número de pólos e a relação de transmissão, independente da velocidade de vento incidente. Neste caso o gerador somente é capaz de atingir o ponto ótimo da curva quando a velocidade do vento, neste caso, é de 11 m/s, causando uma perda de potência para velocidades diferentes. Quando a tecnologia de aerogerador é conectada ao sistema elétrico por meio de conversores de frequência, é possível realizar o controle de potências ativa e reativa independentemente. A turbina éolica é capaz de atingir o pontoo ótimo da curva de potência versus rotação para outras velocidades de vento, já que o gerador opera a frequência variável, resultando em maior eficiência energética, conforme mostra a Figura 38. Para a produção de energia elétrica através dos aerogeradores, são utilizados dois tipos de máquinas elétricas: as síncronas e as assíncronas. Os geradores assíncronos, quando de indução em gaiola de esquilo, são empregados para aplicações em velocidade constante, enquanto que os geradores de indução com rotor bobinado e os síncronos são, geralmente, utilizados em conjunto com conversores estáticos caracterizando sistemas que operam velocidade variável. Figura 37 Características de potência de aerogerador a velocidade constante

38 38 Figura 38 Características de potência de aerogerador a velocidade variável 4.1 Arquitetura de Aerogeradores a Velocidade Fixa Os sistemas de conversão de energia eólica podem ser classificados como sistemas que operam a velocidade constante e sistemass que operam a velocidade variável. Estes modos de operação são função da tecnologia de conexão do gerador à carga ou à rede elétrica. A conexão direta na redee elétrica de aerogeradores caracteriza o conceito de turbinas eólicas operando a velocidade constante ( conceito dinamarquês ), que dominou as usinass eólicas no mundo durante as duas últimas décadas do século passado, prioritariamente utilizando geradores de indução em gaiola. A operação a velocidade constante pressupõe normalmente o uso de geradores com uma excursão bastante restrita de velocidade, o que normalmente afeta seu aproveitamento energético. Em contrapartida, estes sistemas por estarem mais rigidamente conectados às redes elétricas, são mais susceptíveis às variações de tensão (perda de excitação em geradores de indução) e aos problemas de estabilidade (principalmente quando se usam geradores síncronos, o que praticamente eliminou esta opção entre os sistemas instalados no mundo). Neste tipo de conexão, o amplo uso de geradores de indução em gaiola se justifica pela facilidade de sincronismo com a rede elétrica e pela limitada contribuição a curtos-circuitos. Em função da necessidadee de geração de energia elétrica à frequência constante e do elevado custo das tecnologias a velocidade variável, os primeiros sistemas de geração eólica utilizaram topologias a velocidade constante, semelhantes aos sistemas de geração convencional. Assim, a rotação da turbina é vinculada à frequência da rede, ao número de polos da máquina elétrica e à relação da caixa de transmissão mecânica. A operação segundo esta estratégia implica que o rendimento ótimo será obtido apenas na velocidade de vento nominal, reduzindo a capacidade energética anual da usina. Além disso, gera maiores esforços mecânicos sobre o sistema, aumentando o risco de indisponibilidade, e impossibilita o controle do fluxo de reativos.

39 39 A limitação da potência transformada pelo sistema eólico garante a segurança operacional dos equipamentos. A potência de grande parte das usinas a velocidade constante é limitada de forma passiva, isto é, utiliza o efeito aerodinâmico de stall da turbina para garantir a geração de potência inferior à nominal para velocidades de vento superiores à velocidade de vento para a qual o sistema foi projetado. Apesar da simplicidade, pois não necessita de um sistema de controle e atuadores dedicados ao grampeamento da potência eólica, o controle por stall, além de causar maiores esforços mecânicos sobre os componentes do sistema, não se comporta idealmente, isto é, a potência gerada para velocidades de vento acima do valor nominal são inferiores à potência máxima, o que causa redução na capacidade de geração da usina. 4.2 Arquitetura de Aerogeradores a Velocidade Variável Em sistemas de conversãoo de energia eólica que operam com velocidade variável, a conexão na rede elétrica é feita normalmente pela utilização de conversores estáticos e prioritariamente com uso de barramentos intermediários em corrente contínua, tecnologia que é dominante nos sistemas modernos de conversão de frequência utilizados nos acionamentos industriais. A conexão estática permite o controle desacopladoo de potência ativa e reativa, o amortecimento efetivo das flutuações de potência, a operação com máxima eficiência energética e a minimização dos problemas de qualidade da energia gerada (dependente da tecnologia a ser utilizada), facilitando sua integração em redes fracas. Em alguns equipamentos, o uso de geradores síncronos com excitação elétrica (bobina de campo), embora representem investimentos mais elevados, se justifica pela possibilidade da aplicação de retificadores à comutação natural, consideravelmente mais baratos. Além disto, a possibilidade de projetos com alto número de polos permite a redução das relações de transmissão mecânica, ou mesmo a eliminação das caixas de transmissão, como nas turbinas gearless, atualmente identificadas também pelo termo direct drive. Nesta tecnologia competem os aerogeradores com geradores síncronos com excitação elétrica, a exemplo dos modelos de turbinas eólicas comercializadas pela ENERCON (atualmente denominado conceito alemão ) e os geradores síncronos a imãs permanentes. Apesar do uso de geradores de indução com rotor em gaiola ser competitivo devido a sua inerente robustez, esta máquina quando compondo um aerogerador a velocidade variável, requer retificadores a comutação forçada, que apresentam custos mais altos que as outras tecnologias disponíveis. Estes conversores são projetados para uma potência aparente mais elevada, em razão do consumo de potência reativa da máquina elétrica e logo, esta tecnologia ainda é pouco atrativa ao mercado. Já o uso de geradores de indução com rotor bobinado, em sua estrutura mais utilizada com dupla alimentação, embora represente, à semelhança dos geradores síncronos, investimentos e custos de operação mais elevados, permite a especificação de conversores estáticos com potência aparente bastante inferior (cerca de 30 a 40% da potência nominal da máquina), o que explica o elevado número de modelos atualmente disponíveis no mercado. Todavia, os geradores de indução duplamente excitados permitem uma excursão de velocidade limitada a ±30% em torno do valor nominal, dependendo da potência de seus conversores estáticos de rotor, limitando sua capacidade de otimização energética. Além disto, ao utilizar-se um conversor de menor potência, estes geradores possuem menor capacidade de compensação de distúrbios nas tensões das redes elétricas onde se encontram conectados.

40 40 Apesar do aumento do custo inicial do projeto, diversos benefícios são decorrentes da utilização de topologias a velocidade variável. A capacidade de extração de potência com máximo rendimento, a redução dos esforços mecânicos, a capacidade do controle da injeção de reativos no sistema, mesmo em momentos de falta, a melhoria da qualidade da energia elétrica gerada são alguns dos fatores mais relevantes. Em (BURTON, et al., 2001), é realizado um cálculo comparativo da energia elétrica gerada por usinas a velocidade constante e a velocidade variável. Relata-se um ganho de 6% das topologias a velocidade variável. Os custos adicionais das turbinas a velocidade variável são decorrentes da utilização de dispositivos semicondutores de potência e da aplicação de mecanismos para variação do ângulo de passo, garantindo regulação de potência próxima à curva ideal. Figura 39 Comparação entre curvas de potência típicas de turbinas a velocidadee constante e a velocidade variável A Figura 39 compara a característica típica de operação de uma turbina à velocidade variável, com limitação da potência máxima através da variação do ângulo de passo, e uma turbina a velocidade fixa, com controle por stall (HANSEN, 2008), podendo-se identificar o ganho de potência da primeira em relação à segunda. A Figura 40 compara a potência ativa gerada pela turbina de 2 MW em estudo em aplicações a velocidade variável e a velocidade constante, considerando valores para a velocidade de vento inferiores ao valor nominal de 12 m/s.

41 41 Figura 40 Comparação da operação de uma turbina a velocidade constante e uma turbina a velocidade variável para ventos abaixo do vento nominal 5. Tecnologias de Aerogeradores: 5.1. Tecnologias Comerciais Neste documento serão apresentadas cinco tecnologias de aerogeradores, sendo duas operando em velocidade constante, máquina de indução (GI), e uma com gerador de indução com rotor bobinado com chaveamento de resistoress no rotor, semelhante ao modelo comercializado pela Suzlon e outras três operando em velocidade variável, compreendendo duas tecnologias com gerador síncrono e uma com gerador de indução duplamente alimentado (DFIG). Nota-se, atualmente, uma tendência de maior utilização de aerogeradores em velocidade variável, posto que são mais comercializados (Medeiros et al., 2005). Assim foram levadas em conta as características elétricas e operacionais das tecnologias eólicas, estudadas sob o ponto de vista da qualidade de energia elétrica. A aplicação de cada um desses aerogeradores é função de uma série de fatores, que consideram normalmente: as características de amortecimento do gerador; a capacidade de consumo e/ou fornecimento de potência reativa; o nível de contribuição para curtos-circuitos; a robustez de sua construção; a possibilidade de projeto e construção de equipamentos com alto número de polos; os custos de aquisição e de operação e as dificuldades de sincronismo com a rede elétrica.

42 42 As principais características de cada uma das tecnologias estudadas serão apresentadas a seguir, buscando consolidar uma compreensão maior dos aerogeradores comercialmente existentes Gerador de Indução em Gaiola (IG) A tecnologia que emprega o gerador de indução em gaiola é um exemplo de aerogerador que opera a velocidade constante. A configuração construtiva mais empregada compõe-see de um gerador de indução com rotor em gaiola, conectado ao eixo da turbina por meio de uma caixa de transmissão mecânica. Os terminais elétricos do estator são conectados diretamente à rede elétrica, eliminando a necessidade de conversores eletrônicos de potência em operação nominal. É usual a existência de um conversor tipo soft starter para a redução da corrente transitória de magnetização do gerador de indução, bem como de um banco de capacitores para correção do fator de potência local. O esquema básico para esta tecnologia é ilustrado na Figura 41. Figura 41 Topologia do Aerogerador com Gerador de Indução com Rotor em Gaiola Esta tecnologia de aerogerador é bastante simples e não possui qualquer tipo de controle de potência, operando em velocidade constante, determinada pela frequência da rede elétrica à qual a mesma encontra-se conectada, independente da velocidade do vento. O gerador de indução trabalha em uma faixa de operação de velocidade ligeiramente supersíncrona, estabelecendo um escorregamento negativo. A ausência de elementos armazenadores de energia em sua estrutura permite que todos os distúrbios inerentes às variações da potência existente no vento (rajadas de vento) sejam diretamente transferidos à rede elétrica, ocasionando diversos problemas de qualidade de energia para o consumidor final. Estes problemas se agravam quando esta tecnologia de aerogerador é instalada em locais de baixa potência de curto-circuito (Mendes et al., 2008). Além destas desvantagens, esta configuração apresenta um custo final mais elevado em comparação com outros aerogeradores, proveniente, em grande parte, pela necessidade constante de manutenção de sua caixa de transmissão mecânica. Devido aos problemas mencionados essa tecnologia vem sendo gradualmente substituída. Entretanto ainda há uma considerável potência instalada de usinas eólicas utilizando geradores de indução em todo o mundo, razão pela qual, ainda hoje, diversos estudos ainda devem ser considerados (Silva et al., 2006).

43 Gerador de Indução com Resistores Chaveados no Rotor Ainda existe no mercado mais uma tecnologia de aerogerador que opera a velocidade constante, apesar desta classificação não ser acolhida com unanimidade na literatura técnica, pois é muito usual encontrar a citação de sistema com faixa velocidade restrita. A Figura 42 apresenta o esquema simplificado de um aerogeradorr similar ao comercializado pela Suzlon. Este aerogerador é constituído por uma máquina de indução de rotor bobinado, um conjunto de resistências ligadas no rotor, um retificador a comutação naturall e um conjunto de chaves semicondutoras a IGBT s, responsável pela comutação das resistências continuamente. Figura 42 Esquema do Aerogerador com Gerador de Indução com Resistores Chaveados no Rotor Um sistema de controle denominado Suzlon Flexislip System controla a entradaa ou saída do banco de resistores e, por consequência, a potência gerada pela turbina, mas com o objetivo de minimizar distúrbios mecânicos durante transitórios de vento ou da rede elétrica. Quando as chaves são desligadas, o valor total das resistências está conectado no circuito de rotor. Do contrário, as resistências externas são curto-circuitadas, restando apenas as resistências do enrolamento do rotor. O valor da resistência externa pode ser definido pelo controle através da medição da velocidade do gerador e da potência ativa de saída. Quando as correntes de rotor excedem um valor pré-determinado, durante uma falta no sistema, a proteção do aerogerador atua através de uma estrutura denominada de crowbar, que instantaneamente substitui a resistência atual do rotor pela resistência do crowbar, dissipando com isso a energia excedente provocada pelo defeito Gerador Síncronoo com Conversores PWM (GSINC) A utilização de geradores síncronos na construção de usinas eólicas que operam a velocidade variável surge atualmente no mercado como uma alternativa bastante atrativa para eliminação da caixa de transmissão mecânica. Conectadas à rede por meio de conversores de frequência, estas usinas podem operar em baixa velocidade rotacional graças a grande quantidade de polos magnéticos de seu gerador (Silva et al., 2006). A configuração da tecnologia adotada consiste de um gerador síncrono com excitação independente de campo e de conversores de frequência PWM (Pulse-Width Modulation) em operação retificadora e inversora. O conversor do lado da rede promove o controle da tensão no barramento CC

44 44 através da injeção de corrente na rede funcionando como um inversor. Ele tem a função de converter a energia elétrica gerada a frequência fixa do sistema elétrico. Já o conversor do lado do gerador controla a potência convertida da turbina, funcionando como um retificador controlado, convertendo a energia gerada a frequência variável em corrente contínua para o barramento CC intermediário. Os pulsos fornecidos aos conversores são provenientes de comandos PWM independentes. No barramento CC, que conecta os conversores, um chopper de frenagem é utilizado para dissipar a energia excedente do capacitor durante transitórios. O chopper é acionado cada vez que a tensão no capacitor ultrapassa um determinado limite, equilibrando variações no fluxo de potência e, ao mesmo tempo, evitando um aumento excessivo na tensão do barramento. O chopper aumenta a suportabilidade do aerogerador frente às faltas e pode ser considerado como um importante dispositivo de ride-through (Ramos, 2010). Um filtro do tipo LC minimiza os harmônicos produzidos pelo chaveamento dos conversores. O diagrama simplificado dessa tecnologia está apresentado na Figura 43. Figura 43 Configuração do Gerador Síncrono com Conversores PWM Gerador Síncronoo com Retificador a Diodos A quarta tecnologia de aerogerador estudada também é constituída de um gerador síncrono tendo no estágio de retificação um retificador a diodos. Sendo bastante difundido em todo o mundo, o aerogerador fabricado pela empresa alemã Enercon caracteriza-se por apresentar geradores síncronos com excitação elétrica por bobina de campo, uma ponte retificadora a diodos, um chopper elevador de tensão, barramento CC regulado e um conversor PWM conectado à rede elétrica. Esta tecnologia encontra-se em potência nominal superior a 2,0 MW, sendo que protótipos em potência elevada encontram-se em fase de testes na Alemanha (Silva et al., 2006). Comparada com as outras tecnologias com gerador síncrono, esta alternativa apresenta duas características principais que as diferem: a presença de um gerador síncrono hexafásico e um conversor a comutação natural do lado do gerador para realizar a retificação CA-CC. A Figura 44 apresenta a estrutura básica desta tecnologia para aerogeradores síncronos, onde se destacam o conversor estático com retificador não controlado, conversor CC/CC boost (elevador de tensão), dois barramentos de corrente contínua e um conversor trifásico PWM.

45 45 Figura 44 Configuração de um Aerogerador Utilizando a Tecnologia Similar à Comercializada pela Enercon Os dois barramentos de corrente contínua são de características diferentes: o próximo do retificador a diodos opera a tensão CC variável, enquanto aquele próximo ao inversorr opera com tensão CC regulada ou aproximadamente constante. Como esta tecnologia apresentaa um retificador à comutação natural do lado do gerador elétrico existe a necessidade de gerar tensõess sempre superiores que a tensão no primeiro barramento CC logo após o retificador. O conversor CC-CC boost cumpre a função de elevar e regular a tensão para o segundo barramento CC em função da velocidade de rotação da turbina e, portanto, compatível com a potência a ser convertida Gerador de Indução Duplamente Alimentado (DFIG) O gerador de indução duplamente alimentado (DFIG) é uma das tecnologias mais competitivas para aerogeradores que operam a velocidade variável. Esta tecnologia é composta de uma máquina de indução com rotor bobinado e, portanto, com alimentação através de anéis deslizantes onde o estator está solidamente ligado à rede através do transformador. O circuito de rotor, por sua vez, é alimentado por um conversor CA/CC/CA construído por duas pontes conversoras trifásicas PWM e conectadas entre si através de um circuito intermediário em corrente continua (barramento CC)(Mendes et al., 2008), como ilustra a Figura 45. Essa configuração possibilita que o gerador de indução de dupla alimentação trabalhe variando a velocidade dentro dos limites de operação impostos pela turbina eólica, isto é, em rotação subsíncrona e supersíncrona. Essa tecnologia permite fornecer energia para a rede, com a máquina trabalhando abaixo, acima e, inclusive, na velocidade síncrona (Oliveira, 2004). O fluxo de potência pode se estabelecer tanto do rotor do gerador de indução para a rede elétrica como no sentido inverso. Para a transferência de potência elétrica do circuito de rotor para a fonte de alimentação, faz-se necessário que os conversores operem respectivamente nos modos de retificação e inversão. Quando os conversores são invertidos em suas funções, o fluxo de potência também muda de sentido.

46 46 Figura 45 Sistema de um Aerogerador a Velocidade Variável Utilizando Gerador de Indução Duplamente Alimentado Uma estratégia de controle vetorial é adotada para a realização do controle de injeção/consumo de potência pelo rotor, gerando pulsos PWM independes para os IGBT s (Insulated Gate Bipolar Transistor ). O conversor do lado da rede controla a tensão no barramento CC e a potência reativa do rotor. O conversor do lado do rotor controla a potência ativa do rotor e a potência reativa do estator, utilizando uma estratégia de orientação das grandezas segundo o fluxo de estator, garantindo um desacoplamento quase ideal entre os canais de controle de potência ativa e reativa. A tecnologia com gerador de indução duplamente alimentado é atrativa por ser uma tecnologia a velocidade variável, possuir menor impacto nas redes elétricas que a tecnologia com gerador de indução em gaiola e apresentar conversores estáticos de apenas uma fração da potência nominal do aerogerador, em torno de 30 % da mesma. A caixa de transmissão que une o gerador à turbina representa um elo de fragilidade desses eixos, assim como no IG. Nesta tecnologia também é previsto um filtro LCL para minimizar os harmônicos de ordem elevada, um chopper de frenagem que limita a tensão do capacitor do barramento CC e um banco de resistores (crowbar) para limitar as correntes de rotor Distúrbios de Qualidade da Energia Elétrica Nos últimos 20 anos, o crescimento vertiginoso do número de fontes renováveis de energia, tais como eólica e solar, agregou estes novos sistemas de geração ao moderno sistema de suprimento de eletricidade no mundo, e afetou a interação entre os produtores tradicionais (termelétricas, hidroelétricas e nucleares) e seus consumidores. Esta interação entre o sistema de geração e os consumidores constitui uma via de sentido duplo que chamamos de qualidade da energia, apesar de ser mais apropriado falar de qualidade de tensão [Gerdes e Santjer, 1996]. A qualidade da energia elétrica tem sido assunto de estudos desenvolvidos no Brasil há algumas décadas, contudo o impacto da instalação de turbinas eólicas na rede elétrica é tema relativamente recente. Vários entre os trabalhos publicados no país foram consequência da implantação das primeiras usinas eólicas, principalmente a Usina do Morro do Camelinho (CEMIG) e a Usina de Taiba (COELCE). Estes trabalhos enfocaram, em caráter experimental, a avaliação da qualidade da energia gerada [Silva et alli, 1999 e Junior et alli, 1999] e já indicavam as consequências do contínuo avanço tecnológico dos artefatos eólicos.

47 47 Atualmente existe um código de rede nacional que define os procedimentos e delimita os critérios para conexão nas redes nacionais de usinas eólicas [ONS, 2008], com sua aprovaçãoo pela ANEEL muito favoreceu a instalação de novos equipamentos adequados à realidade nacional. Além disto, uma nova edição da norma IEC [2007] consolida os procedimentos de medição e de avaliação da qualidade da energia em usinas eólicas. Uma característica peculiar da eletricidade é sua impossibilidade de armazenamento na sua forma própria. Tecnologias de armazenamento energético, tais como baterias, sistemas hidráulicos e células de combustíveis, armazenam energia elétrica mas convertendo-a para outra forma energética, tal como energia química, energia potencial ou hidrogênio. Todas as fontes renováveis de energia produzem quando o suprimento está disponível, por exemplo, na energia eólica quando a velocidade de vento aumenta ou quando o vento fluii no local. Isto tem pouca importância quando a quantidade de energia é uma parcela modesta da capacidade total instalada mas torna-se um grande obstáculo quando a parcela de renovável é fração significativa na quantidade de energia demandada pelo sistema. Logo com uma maior penetração de turbinas eólicas na rede ou quando a turbina é instalada em locais de bons ventos mas de fraca rede elétrica (baixa relação potência de curto-circuito/potência da instalação eólica), as questões de qualidade da energia gerada atingem dimensões extremamente restritivas. Próximo ao local de instalação, as variações e flutuações de tensão constituem os principais problemas associados à qualidade da energia em usinas eólicas. As tolerâncias para variações de tensão de longa duração encontram-see na faixa de aproximadamente ±10%. Contudo, flutuações de tensão na frequência de poucos Hz, podem produzir distúrbios significativos se sua amplitude ainda encontra-se na escala de 0,3% ou em redes fracas. Isto constitui fator limitante para a quantidade de energia eólica que pode ser instalada. Na seção seguinte é apresentada uma discussão sucinta sobre os parâmetros elétricos que caracterizam os diversos distúrbios de qualidade da energia, tendo como foco os distúrbios que podem ser causados por turbinas eólicas ou que as afetam particularmente Nível de curto-circuito O nível de potência de curto-circuito (Scc) de um dado local na rede elétrica é uma medida de sua robustez e, mesmo não sendo diretamente um indicador da qualidade da energia, afeta a esta de forma significativa. A capacidade da rede de absorver distúrbios está diretamente relacionada com o nível de curto-circuito no ponto em questão, afinal a potência de curto-circuito é inversamente relacionada com a impedância equivalente deste ponto. Se variações de carga ou de geração ocorrem em um ponto do sistema elétrico, isto causa variações na corrente que flui deste ou para este ponto, resultando em quedas de tensão sobre a impedância do sistema e, logo, outros consumidores estarão sujeitos a variações de tensão. Os termos redes fortes ou fracas são muito comuns nos procedimentos e critérios de conexão de instalações eólicas. É obvio que se a impedância de curto-circuito é alta, a queda de tensão é alta e as variações de tensão serão altas e a rede elétrica é dita fraca, isto é, com baixa potência de curto-circuito. Se as redes são fortes pequenas variações de tensão irão causar as variações na produção de energia. Para uma dada instalação eólica de capacidade de potência instalada em MVA (Snom), a razão de curto-circuito RCC = Scc/Snom é uma medida de sua robustez relativa. Uma rede é forte com respeito à instalação se a RCC está acimaa de 20 a 25, enquanto se diz fraca se encontra abaixo de 8 a 10.

48 48 Dependendo do tipo do sistema de geração que compõe a turbina eólica, este poderá operar com sucesso em redes ditas fracas. Cuidado adicional deve se ter com instalação de uma única ou de poucas unidades de turbinas eólicas e com tecnologias não adequadamente projetadas para operarem em redes fracas, tendo em vista que poucas unidades são mais perturbadoras que usinas com grande número de turbinas Flutuações de Tensão As flutuações de tensão causadas pelo consumo ou produção de energia variável é a mais comum causa de reclamações de qualidade da energia. Grandes distúrbios podem ser causados pela operação de soldas elétricas, fornos e a partida frequente de motores elétricos. Lentas variações de tensão na faixa de 10% podem não perturbar e nem aquelas variações infrequentes (poucas vezes ao dia) acima de 3%, embora visíveis ao olho nu. Pequenas e rápidas flutuações de tensão geralmente produzem cintilação luminosa, conhecida como flicker, que representa uma flutuação no fluxo luminoso de lâmpadas incandescentes que produzem uma série de efeitos fisiológicos desagradáveis ao ser humano. A avaliação destas flutuações de tensão utilizam procedimentos constantes em normas aceitas em quase todo mundo e no Brasil, seus níveis e procedimentos de medição são definidos no Sub-módulo 2.8 dos Procedimentos de Rede [ONS, 2008]. As flutuações de tensão produzidas pela operação de turbinas eólicas são classificadas em duas formas [Pinheiro et alli, 2005]: Emissões devido a operação continua; Emissões devido a operações chaveadas. As emissões devido a operação contínua são oriundas do funcionamento da turbina frente a variações normais de vento e aos fenômenos cíclicos devido ao movimento das pás frente à torre de sustentação e ao posicionamento em alturas diversas. As emissões por operação chaveada são função da entrada e saída de unidades geradoras e de dispositivos de compensação de reativos, frente a regimes de vento não uniformes de uma usina eólica. Uma vez identificadas as causas do fenômeno de flícker em usinas eólicas, faz-se relevante apontar fatores que apresentem influência direta sobre a severidade do fenômeno. Uma vez que o fenômeno de flicker apresenta causas inerentes ao processo e que, via de regra, são de difícil mitigação, outros fatores devem ser apontados, de forma a contribuir de forma efetiva para a redução do problema. Dentre as várias soluções apresentadas na literatura sobre o tema, algumas merecem destaque: - Conexão da central eólica em pontos com elevada razão de curto-circuito. Entretanto, a localização de uma usina eólica é determinada, sobretudo, pela ocorrência de valores médios de vento locais desejáveis, não ocorrendo estes, via de regra, em pontos do sistema elétrico de elevada potência de curto-circuito. - Instalação de centrais eólicas com tecnologias que operem à velocidade variável, uma vez que estas, devido a suas características construtivas e operacionais são mais robustas. - Utilização dos conversores estáticos existentes nas usinas eólicas como compensadores estáticos de reativos para o sistema elétrico.

49 Harmônicos Os harmônicos constituem um fenômeno associado à distorção de forma de onda das tensões da rede, distanciando do seu formato ideal senoidal. O conceito remete ao desenvolvimento do matemático francês Josef Fourier que no início do século 19, descobriu que uma função periódica pode ser expressa como uma soma de senóides com frequências diferentes da frequência fundamental da própria onda original e múltiplas inteiras desta. As distorções harmônicas são produzidas por diversos tipos de equipamentos elétricos e dependendo da ordem da frequência harmônica podem produzir diferentes tipos de danos em outros equipamentos elétricos. Todos os harmônicos produzem crescimento da amplitude das correntes e possível sobreaquecimento destrutivo em capacitores instalados no sistema elétrico. Vários outros danos a circulação de correntes harmônicas provoca em diversos equipamentos: sobreaquecimento de conexões em delta, aumento expressivo em correntes no condutor de neutro em sistemas trifásicos, ruído em circuitos analógicos de telefonia, entre outros. Conversores estáticos antigos, baseados em tecnologia a tiristores, produzem grande quantidade de harmônicos. Os novos projetos de conversores baseados em IGBT s ou outras tecnologias de dispositivos semicondutores modernos são utilizados na maioria dos projetos de sistemas de conversão a velocidade variável. O método de comutação destes conversores utilize uma técnica de comando conhecida por Pulse Width Modulation PWM ( Modulação por Largura de Pulsos), o que leva as chaves semicondutores a muitos chaveamentos em cada período, produzindo harmônicos em frequências bem mais altas que os antigos equipamentos, isto é, normalmente acima de 2kHz. Estes harmônicos de mais alta ordem são menores em amplitude e mais fáceis de serem removidos por filtros passivos. As distorções por harmônicos é um problema das tecnologias que utilizam conversores de frequência em sua operação de chaveamento. Nas máquinas de indução duplamente alimentadas, que utilizam conversores alimentando o circuito de rotor, apenas uma pequena parcela da potência (aproximadamente 1/3 da potência total da turbina) passa através dos conversores, enquanto nas máquinas síncronas, que utilizam conversores em estator, toda potência passa pelos conversores. Desta forma, a tecnologia que utiliza conversores em plena potência são maiores os impactos causados pelas distorções harmônicas para uma mesma potência gerada. Ambas as topologias têm em comum o fato de usar conversores eletrônicos (PWM) que programam a modulação por largura de pulso, estratégia que permite a operação com velocidade variável e adaptação dos limites fator de potência. No entanto, esta topologia causa harmônicos característicos inerentes ao processo de modulação por largura de pulso e inter-harmônicos devido a não idealidade da forma de onda da tensão do conversor, desequilíbrios do sistema e reflexões entre estator e rotor (como na máquina duplamente alimentada).

50 50 Gerador síncronoo Gerador de indução duplamente G D Retifica dor no estator Inversor na rede Retificador no rotor Inversor na rede Figura 46 Tecnologias responsáveis pelos distúrbios harmônicos Corrente I1 I2 I3 T Figura 47 Corrente de saídaa distorcida devido à frequência de chaveamento dos elementos dos inversores O dispositivo semicondutor usualmente utilizado para integrar os conversoress é o IGBT (Insulated Gate Bipolar Transistor), por ser um dispositivo totalmente controlável, e por apresentar uma potência de saída elevada a uma faixa de frequência de chaveamento bastante ampla, se comparada com outros semicondutores. A frequência de chaveamento dos inversores a IGBT s pode chegar a 10kHz, dependendo da potência do conversor. O comando de inversoress utilizando modulação por largura de pulso tem como objetivo principal minimizar as distorções em frequências baixas. A utilização do PWM faz com as frequências de distorção mais significativas passem a estar localizadas na região da frequência de chaveamento, minimizando, assim, os custos com filtros, que passam a poder possuir frequências de corte mais elevadas. Normalmente são usados os filtros L série, LC ou LCL série-paralelo ou filtros sintonizados nas frequências próximas à frequência de chaveamento. Estes filtros são fundamentais para minimizar a penetração de harmônicos na ordem da frequência de chaveamento na rede elétrica a valores permitidos para o fornecimento de energia.

51 Suportabilidade a Afundamentos de Tensão Além dos distúrbios destacados anteriormente, outros devem ser consideradoss quando planeja-se a conexão de aerogeradores em redes fracas: - Variações de tensão: Este é um tema destacadamente estudado nos últimos 10 anos, tanto quando aplicado a sistemas industriais, quanto em sistemas de geração distribuída. Neste caso, a ênfase de investigação situa-se na sensibilidade de uma determinada tecnologia em aerogeradores frente a afundamentos equilibrados e desequilibrados. - Desequilíbrios de tensão: O desequilíbrio de tensão se caracteriza pelo aparecimento de tensões de sequencia negativa que afetam os sistemas de geração diretamente conectados à redee e os sistemas de sincronismo com a rede dos conversores estáticos presentes nos modernos sistemas de conversão a velocidade variável. - Ilhamento: O desligamento de redes elétricas por ação de proteçãoo ou por manobra podem isolar os sistemas de geração e uma parcela de consumidores criando uma ilha de fornecimento/consumo de energia elétrica, onde o desequilíbrio entree oferta e demanda produzem distorções danosas de tensão e de frequência. Um sistema de conversão de energia eólica pode tanto ser um gerador de distúrbios na rede elétrica, isto é, causador de fenômenos de qualidade de energia como as flutuações de tensão (flicker), distorção harmônica, entre outros, quanto sofrer o efeito de distúrbios existentes na rede elétrica. Entre estes, o efeito dos afundamentos momentâneos de tensão (AMT) em sistemas de geração se destaca. Segundo os Procedimentos de Rede, submódulo 2.8 (ONS, 2008), um AMT é um evento em que o valor eficaz da tensão atinge a faixa entre 10% e 90% da tensão nominal e cuja duração é maior ou igual a um ciclo (16,67 ms) e menor ou igual a 3 segundos. Estes eventos estão incluídos entre os fenômenos de variação de tensão de curta duração (VTCD). Define-se que a amplitude da VTCD é definida pelo valor extremo do valor eficaz da tensão em relação à tensão nominal do sistema no ponto considerado, enquanto perdurar o evento. A duração da VTCD é o intervalo de tempo decorrido entre o instante em que o valor eficaz da tensão em relação à tensão nominal do sistema no ponto considerado ultrapassa determinado limite e o instante em que essa variável volta a cruzar esse limite (ONS, 2008). A Figura 48 ilustra um afundamento de tensão, resultante de falta trifásica, com duração de 500ms e com amplitude para 50%.

52 52 Figura 48 Afundamento de tensão trifásico para 50% Um AMT pode ser causado por curtos-circuitos, sobrecargas e pela partida de grandes motores (Mendes, 2009). Eles são classificados como fase-terra, fase-fase, fase-fase-terra ou trifásicos, dependendo de como as fases s do sistema são afetadas. Esse é um fenômeno que frequentemente atinge as usinas eólicas, pois podem ser causados por faltas que ocorrem em pontos nas barras de transmissão a centenas de quilômetros do ponto de conexão da usina com a rede elétrica. Dependendo da sua origem, o perfil do AMT pode ser diferente, caracterizando-se por uma queda inicial brusca e uma recuperação mais suave. Também podem ocorrer saltos de fase, isto é, mudanças no ângulo de fase da tensão, durante o afundamento. Em vários países, os operadores do sistema elétrico têm desenvolvido critérios para a integração de usinas eólicas à rede elétrica. Estes critérios agregam, entre outros requisitos, a suportabilidade de usinas frente a faltas ( ride-through fault capability ou RTF) (Erlich and Bachmann, 2005), isto é, a capacidade de manter-se conectadas à rede durante AMT s no ponto de conexão (PCC). No Brasil, como em vários paises, um requisito de suportabilidade frente a AMT s foi proposto pelo ONS, e é apresentado na Figura 49, buscando garantias para a manutenção da qualidade da energia e da estabilidade do sistema elétrico. Nesta figura o eixo x representa a duração do afundamento, o eixo y é a tensão remanescente no PCC e a região hachurada caracteriza a exigência da usina manter-se conectada à rede. Os requisitoss presentes nos códigos de rede mais modernos, no que se refere às turbinas eólicas, são muito mais abrangentes e tratam a geração eólica cada vez mais como uma usina convencional.

53 53 Figura 49 Curva de suportabilidade requerida pelo código de rede brasileiro Um passo importante para a verificação dos impactos dos aerogeradores na rede foi a normalização de testes proposta pela norma IEC (IEC,2007) e sua recente revisão. Esta contempla questões relacionadas ao comportamento de aerogeradores durante AMT s. É especificado que testes devem ser conduzidos para os aerogeradores operando a 20% e a 100% da potência nominal e para níveis e tipos de afundamentos. Além disto, esta norma sugere a forma de procedimento do teste e que tipo de gerador de afundamento de tensão que deve ser utilizado, como ilustra a Figura 50. Figura 50 Gerador de afundamento de tensão sugerido pela norma IEC Assim o universo de distúrbios de qualidade da energia é amplo e pode envolver de forma genérica ou específica determinadas tecnologias, o que alerta os projetistas para uma nova orientação de seus equipamentos conectados a redes elétricas.

54 54 6. Consideraçõess Finais Este documento foi concebido para consolidar a disciplina de Tecnologias de Aerogeradores oferecida no âmbito do Curso de Especialização em Energia Eólica, sobre a responsabilidade da Universidade Federal do Rio Grande do Norte e com o apoio do Centro de Tecnologias do Gás e Energias Renováveis. Busca-se situar o estado da arte de tecnologias em sistemas de geração de energia elétrica que compõem os modernos aerogeradores e contextualizar estes equipamentos nos aspectos de desempenho energético e da qualidade da energia elétrica. Este texto, contudo não pode ser considerado documento conclusivo tendo em vista que o tema é atual e vários desenvolvimentoss encontram-se em realização no Mundo e no Brasil. Assim as referências bibliográficas fornecidas devem ser consideradas para uma compreensão mais completa do tema. 7. Referências Bibliográficas [1] ACHILLES, S. & PÖLLER, M., Direct Drive Synchronous Machine Models for Stability Assessment of Wind Farms, site [2] AKHAMATOV, V. Analysis of Dynamic Behaviour of Electric Power Systems with Large Amount of Wind Power, PhD Thesis, Technical University of Denmark, [3] ANAYA-LARA, O.; JENKINS, N. & ALL, Wind Energy Generation: Modelling and Control, Wiley, [4] BARBOSA, A. L. B.; Sistema de Geração de Energia Elétrica a Velocidade Variável. Dissertação (Mestrado em Engenharia Elétrica) - Universidade Federal de Minas Gerais, [5] BAROUDI, J.A. DINAVAHI, V. KNIGHT, A.M., A Review of Power Converter Topologies for Wind Generators, Electric Machines and Drives, 2005 IEEE International Conference, May 2005, p [6] BLAABJERG, F. AND CHEN, Z.; Power Electronics for Modern Wind Turbines; Morgan & Claypool, [7] BOULAXIS, N.G., PAPATHANASSIOU, S.A. e PAPADOPOULOS, M.P., Wind Turbine Effect on the Voltage Profile of Distribution Network, Renewable Energy, 25, 2002, p [8] BOUTSIKA, T.H. & PAPATHANASSIOU, S.A.; Short Circuit Calculations in Networks with Distributed Generation. Electric Power Systems Research, Vol. 78, No. 7, July 2008, pp [9] CHEN, Y.; PILLAY, P.; KHAN, A.; PM Wind Generator Topologies. IEEE Transactions on Industry Applications, Volume 41, Issue 6, Nov.-Dec Page(s):

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