AVALIAÇÃO DA RESPOSTA DINÂMICA DE DIFERENTES...

AVALIAÇÃO DA RESPOSTA DINÂMICA DE DIFERENTES TECNOLOGIAS DE

AEROGERADORES

Samuel Souza Da Silva Junior

Projeto de Graduação apresentado ao

Curso de Engenharia Elétrica da Escola

Politécnica, Universidade Federal do

Rio de Janeiro, como parte dos

requisitos necessários à obtenção do

título de Engenheiro Eletricista.

Orientadora:

Tatiana Mariano Lessa de Assis

Rio de Janeiro

Janeiro de 2015

iii

Silva, Samuel Souza Junior

Avaliação da Resposta Dinâmica de Diferentes

Tecnologias de Aerogeradores/ Samuel Souza da Silva Junior. –

Rio de Janeiro: UFRJ/ Escola Politécnica, 2015.

XIV, 87 p.: il.;29,7cm.

Orientadora: Tatiana Mariano Lessa de Assis

Projeto de graduação – UFRJ/ Escola Politécnica/

Departamento de Engenharia Elétrica, 2015.

Referências Bibliográficas: p. 83 – 85.

1. Energia Eólica. 2. Análise Dinâmica. 3. Geradores

Eólicos. I. Assis, Tatiana Mariano Lessa de. II.

Universidade Federal do Rio de Janeiro, UFRJ,

Engenharia Elétrica. III. Título.

iv

AGRADECIMENTOS

Primeiramente agradeço a Deus por ter me dado condições de chegar até esta

etapa em minha vida e me fortalecer em todos os meus dias.

Aos meus pais,

Minha mãe, Maria, que em todos os momentos de minha vida esteve ao meu

lado. Até mesmo nos seus momentos de profunda tristeza, se manteve sempre

presente em minha vida, me mostrando o quanto me ama.

Meu pai, Samuel, que em sua simplicidade me educou e se esforçou para

nunca me deixar faltar nada. Representam tudo em minha vida e não tenho palavras

para descrever o quanto os amo.

À minha namorada, Danielle, que está sempre ao meu lado em qualquer

situação, e a sua família pelos momentos de alegria.

À minha irmã, Jaqueline, pelo seu amor que sempre demonstrou por mim.

Ao meu irmão, Roberto (em memória), pelo coração mais ingênuo e infantil que

conheci nesta vida, que sua vida seja sempre lembrada com alegria.

A todos os meus amigos da UFRJ, que me acompanharam ao longo dos anos

de graduação, tornando essa caminhada mais agradável.

À minha orientadora Tatiana, pelos seus ensinamentos e conselhos. Sendo

importantíssima em minha formação, me auxiliando nos momentos em que mais

precisei.

A todos os professores do DEE/UFRJ, os quais eu respeito, tenho profunda

admiração e o prazer de considerá-los amigos.

v

Resumo do Projeto de Graduação apresentado à Escola Politécnica/UFRJ como parte

dos requisitos necessários para a obtenção do grau de Engenheiro Eletricista.

Avaliação da Resposta Dinâmica de Diferentes Tecnologias de Aerogeradores

Samuel Souza da Silva Junior

Janeiro/2015

Orientadora: Tatiana Mariano Lessa de Assis

Curso: Engenharia Elétrica

O aumento da participação da geração eólica, na matriz energética brasileira, motiva

estudos para a análise qualitativa deste tipo de produção de energia, principalmente,

em relação ao comportamento dinâmico dos geradores empregados na conversão de

energia eólica em elétrica. Este projeto de graduação tem o objetivo de avaliar

dinamicamente três diferentes tecnologias de aerogeradores, em operação nos

sistemas de energia elétrica: o gerador de indução, gerador de indução duplamente

alimentado e o gerador síncrono conectado à rede por conversores. As simulações

serão realizadas no programa do CEPEL para análise de estabilidade eletromecânica

– ANATEM, buscando comparar o desempenho individual dos geradores, frente a

variações na velocidade do vento e a contingências no sistema. Os modelos das

máquinas assim como seus respectivos sistemas de controles foram representados

via CDU. Este documento também apresenta o panorama atual da geração eólica no

Brasil e no mundo, os princípios básicos de conversão da energia eólica em elétrica,

os principais sistemas de turbinas de geração eólica e os princípios de modelagem

dos geradores e seus componentes de controle.

Palavras-chave: Geradores Eólicos, Resposta Dinâmica, Estabilidade Eletromecânica,

Conexão de Aerogeradores.

vi

Abstract of Undergraduate Project presented to POLI / UFRJ as a partial fulfillment of

the requirements for the degree of Electrical Engineer

Dynamic Response Evaluation of Different Technologies of Wind Generators

Samuel Souza da Silva Junior

January/2015

Advisor: Tatiana Mariano Lessa de Assis

Course: Electrical Engineering

The increase in wind generation participation in the Brazilian energy matrix, motivates

studies for the qualitative analysis of this type of energy production, especially in

relation to the dynamic behavior of the generators used in the conversion of wind

energy into electricity. This undergraduate project aims to dynamically evaluate three

different technologies of wind turbines in operation in power systems: the induction

generator, double-fed induction generator and synchronous generator connected to the

network converters. The simulations will be held at CEPEL program for analysis of

electromechanical stability - ANATEM, to compare the performance of individual

generators, compared to variations in wind speed and contingencies in the system. The

models of machines as well as their control systems were represented via CDU. This

paper also presents the current situation of wind generation in Brazil and the world, the

basic principles of conversion of wind energy into electrical, leading systems of wind

power turbines and principles modeling of generators and their control components.

Keywords: Wind Generators, Dynamic Response, Electromechanical Stability, Wind

Turbine Connection.

vii

Sumário Lista de Figuras ............................................................................................................ x

Lista de Tabelas ......................................................................................................... xiii

Lista de Abreviaturas .................................................................................................. xiv

1. Introdução .............................................................................................................. 1

1.1 Conceitos da Geração Eólica ......................................................................... 1

1.2 Motivação ....................................................................................................... 3

1.3 Objetivos do Trabalho ..................................................................................... 4

1.3.1 Objetivo Geral .......................................................................................... 4

1.3.2 Objetivos Específicos .............................................................................. 5

1.4 Organização do Trabalho ............................................................................... 5

2. O Recurso Eólico ................................................................................................... 7

2.1 Evolução da Geração de Energia Eólica ......................................................... 7

2.1.1 Evolução Tecnológica e da Capacidade Instalada ................................... 7

2.2 A Geração Eólica No Brasil ............................................................................ 9

2.2.1 Incentivos Governamentais ................................................................... 10

2.2.2 Potencial Eólico Brasileiro ..................................................................... 12

2.3 Requisitos Técnicos a Instalação .................................................................. 15

2.3.1 Aspectos gerais ..................................................................................... 15

3. Fundamentos Físicos Da Geração Eólica ............................................................ 19

3.1 Princípios da Conversão de Energia Eólica em Mecânica ............................ 19

3.2 Turbinas Eólicas ........................................................................................... 22

3.2.1 Turbinas Que Utilizam Força de Arrasto ................................................ 23

3.2.2 Turbinas Que Utilizam Força de Sustentação ........................................ 24

3.3 Modos de Operação De Uma Turbina Eólica ................................................ 26

3.3.1 Operação em Velocidade Constante ..................................................... 28

3.3.2 Operação em Velocidade Variável ......................................................... 29

3.4 Controle da Potência Aerodinâmica .............................................................. 29

3.4.1 Controle do Ângulo de Passo ................................................................ 30

viii

3.4.2 Controle por Estolamento Aerodinâmico ................................................ 30

3.4.3 Controle por Estolamento Ativo ............................................................. 31

4. Modelo dos Aerogeradores .................................................................................. 33

4.1 Principais Tecnologias de Geradores Eólicos ............................................... 33

4.2 GIDC - Gerador de Indução Diretamente Conectado à Rede ....................... 34

4.2.1 Análise Qualitativa do Modelo da Turbina Eólica ................................... 36

4.2.2 Análise Qualitativa do Modelo para Estudos em Regime Permanente .. 37

4.2.3 Análise Qualitativa do Modelo para Estudos de Transitórios

Eletromecânicos .................................................................................................. 38

4.3 GIDA – Gerador de Indução Duplamente Alimentado ................................... 39





4.4 GSE – Gerador Síncrono Conectado à Rede por Conversores .................... 46





5. Simulações .......................................................................................................... 51

5.1 Análise da Resposta Dinâmica dos Aerogeradores ...................................... 51

5.2 Análise do Caso Máquina x Barra Infinita ..................................................... 52

5.2.1 Evento: Curto-Circuito Trifásico na Barra Terminal do Gerador ............. 54

5.2.2 Evento: Degrau na Velocidade do Vento ............................................... 57

5.2.3 Evento: Vento com Perfil Turbulento ..................................................... 60

5.3 Análise do Caso 9 Barras ............................................................................. 63

5.3.1 Análise da Máxima Inserção de Geração Eólica no Sistema ................. 65

5.3.2 Análise do Atendimento às Especificações do Procedimento de Rede do

ONS 72

5.4 Análise do Caso 65 Barras ........................................................................... 74

ix

5.4.1 Cenário: Substituição de 10% da Geração da Área Sul por Geração

Eólica 76


Eólica 76


Eólica 77

6. Conclusões e Trabalhos Futuros ......................................................................... 79

Referências ................................................................................................................ 83

Anexo ......................................................................................................................... 86

A. Dados do BIG, retirado em 28/07/2014. ........................................................... 86

B. Arquivos utilizados nas simulações no ANATEM ............................................. 87

x

Lista de Figuras

FIGURA 1.1: CONFIGURAÇÃO PADRÃO DO ESQUEMA DE UM GIDC CONECTADO À REDE. ................................................. 2

FIGURA 1.2: CONFIGURAÇÃO PADRÃO DO ESQUEMA DE UM GSE CONECTADO À REDE. ................................................... 3

FIGURA 1.3: CONFIGURAÇÃO PADRÃO DO ESQUEMA DE UM GIDA CONECTADO À REDE. ................................................. 3

FIGURA 2.1: MOINHO DE VENTO MEDIEVAL. FONTE: (RÜNCOS) [1]. ........................................................................ 7

FIGURA 2.2: EVOLUÇÃO DAS DIMENSÕES E POTÊNCIA DOS AEROGERADORES AO LONGO DOS ANOS E PERSPECTIVAS . FONTE:

(IEA, 2013) [6]. ..................................................................................................................................... 8

FIGURA 2.3: AUMENTO ANUAL DA CAPACIDADE INSTALADA DE GERAÇÃO EÓLICA. FONTE: GLOBAL WIND ENERGY COUNCIL

[7]. ........................................................................................................................................................ 9

FIGURA 2.4: AUMENTO ANUAL ACUMULADO DA CAPACIDADE INSTALADA DE GERAÇÃO EÓLICA. FONTE: GLOBAL WIND

ENERGY COUNCIL [7]. ............................................................................................................................... 9

FIGURA 2.5: GERAÇÃO EÓLICA NO SIN. FONTE: (ONS, 2014) [8]. .......................................................................... 10

FIGURA 2.6: EVOLUÇÃO DO PREÇO DE VENDA DA ENERGIA PROVENIENTE DA GERAÇÃO EÓLICA. FONTE: (CCEE, 2014) [11].

........................................................................................................................................................... 11

FIGURA 2.7: EVOLUÇÃO DA PRODUÇÃO DE ENERGIA PROVENIENTE DA GERAÇÃO EÓLICA NO SIN. FONTE: (ONS, 2014) [8].

........................................................................................................................................................... 11

FIGURA 2.8: VELOCIDADE MÉDIA ANUAL. FONTE: (ANEEL, 2008) [12]. ................................................................. 13

FIGURA 2.9: POTENCIAL EÓLICO BRASILEIRO POR REGIÃO DO PAÍS. FONTE: (CRESESB CEPEL, 2001) [16]. ...................... 14

FIGURA 2.10: LIMITE DE SUPORTABILIDADE A AFUNDAMENTOS DE TENSÃO. FONTE: (ONS, 2009) [3]. .......................... 17

FIGURA 3.1: FLUXO DE AR ATRAVÉS DE UMA ÁREA TRANSVERSAL (𝐴). FONTE: ADAPTADO DE (CRESESB CEPEL, 2008) [19].

........................................................................................................................................................... 20

FIGURA 3.2: PERFIS DE VELOCIDADE DO VENTO AO PASSAR PELA ÁREA DE VARREDURA DAS PÁS. FONTE: ADAPTADO DE

(CRESESB CEPEL, 2008) [19]. ................................................................................................................. 22

FIGURA 3.3: PRINCIPAIS FORÇAS QUE ATUAM SOBRE AS PÁS DE UMA TURBINA EÓLICA. FONTE: (CRESESB CEPEL, 2008) [19].

........................................................................................................................................................... 22

FIGURA 3.4: VARIAÇÃO DO 𝐶𝑃 DE UMA TURBINA QUE UTILIZA FORÇA DE ARRASTO, EM FUNÇÃO DE 𝜆. FONTE: (MARQUES,

2004) [10]. .......................................................................................................................................... 24

FIGURA 3.5: ESQUEMATIZAÇÃO DOS ÂNGULOS DE ATAQUE (Α) E DE PASSO (Β). FONTE: ADAPTADO DE (MARQUES, 2004)

[10]. .................................................................................................................................................... 25

FIGURA 3.6: VARIAÇÃO DO 𝐶𝑃 DE UMA TURBINA QUE UTILIZA FORÇA DE SUSTENTAÇÃO EM FUNÇÃO DE 𝜆 E Β. FONTE: FONTE:

(CRESESB CEPEL, 2008) [19]. ................................................................................................................. 26

FIGURA 3.7: POTÊNCIA GERADA PELA TURBINA EM RELAÇÃO À VELOCIDADE DO VENTO, COM AS SUAS REGIÕES DE OPERAÇÃO.

........................................................................................................................................................... 27

FIGURA 3.8: COMPORTAMENTO DE UMA TURBINA DE VELOCIDADE CONSTANTE. FONTE: (FERREIRA, 2009) [21]. ............. 28

xi

FIGURA 3.9: COMPORTAMENTO DE UMA TURBINA DE VELOCIDADE VARIÁVEL. FONTE: (FERREIRA, 2009). DISPONÍVEL EM:

[21]. .................................................................................................................................................... 29

FIGURA 3.10: PERFIL DO ESCOAMENTO TURBULENTO ATRAVÉS DE UMA TURBINA COM CONTROLE STALL. FONTE: (CRESESB

CEPEL, 2008) [19]. .............................................................................................................................. 31

FIGURA 4.1: PRINCIPAIS TECNOLOGIAS DE AEROGERADORES A) GIDC B) GIDA C) GSE. FONTE: (VIEIRA, 2009) [22]. ...... 34

FIGURA 4.2: CURVA TÍPICA DE CONJUGADO VERSUS VELOCIDADE PARA UMA MÁQUINA DE INDUÇÃO. .............................. 35

FIGURA 4.3: CURVA DE DESEMPENHO DA TURBINA ACOPLADA AO GIDC. FONTE: ADAPTADO DE (CEPEL, 2007) [23]. .... 37

FIGURA 4.4: REPRESENTAÇÃO EM REGIME PERMANENTE, DA MÁQUINA DE INDUÇÃO, EM DUAS BARRAS. FONTE: (RANGEL,

FERRAZ, JUNIOR, & HENRIQUES, 2005) [24]. ............................................................................................. 37

FIGURA 4.5: DIAGRAMA DE BLOCOS DO GERADOR DE INDUÇÃO CONSIDERANDO O EFEITO TRANSITÓRIO DO ROTOR. FONTE:

(CEPEL, 2010) [25]. ............................................................................................................................. 38

FIGURA 4.6: FLUXO DA POTÊNCIA ATIVA NOS CIRCUITOS DO ESTATOR E ROTOR DO GIDA. ............................................. 40

FIGURA 4.7: DIAGRAMA DE BLOCOS PARA O CONTROLE DA POSIÇÃO DAS PÁS. FONTE: (RANGEL, FERRAZ, JUNIOR, &

HENRIQUES, 2005) [24]. ........................................................................................................................ 41

FIGURA 4.8: CURVAS DE DESEMPENHO DA TURBINA EÓLICA. FONTE: (SLOOTWEG, 2003) [26]. .................................... 42

FIGURA 4.9: REPRESENTAÇÃO ESQUEMÁTICA SIMPLIFICADA DA CONEXÃO DE UM GIDA AO SISTEMA. FONTE: (RANGEL,

FERRAZ, JUNIOR, & HENRIQUES, 2005) [24]. ............................................................................................. 43

FIGURA 4.10: DIAGRAMA DE CONTROLES DO AEROGERADOR. FONTE: (RANGEL, FERRAZ, JUNIOR, & HENRIQUES, 2005)

[24]. .................................................................................................................................................... 44

FIGURA 4.11: ESQUEMA DE APROVEITAMENTO EÓLICO UTILIZANDO GERADOR SÍNCRONO. FONTE: (RANGEL, GOMES JUNIOR,

& FERRAZ, 2006) [27]. .......................................................................................................................... 47

FIGURA 4.12: MALHAS DE CONTROLE DE UM GSE. FONTE: (RANGEL, GOMES JUNIOR, & FERRAZ, 2006) [27]. ............... 49

FIGURA 4.13: REPRESENTAÇÃO DO CHOPPER DO TIPO BOOST UTILIZADO NO ELO CC DO GSE. ....................................... 50

FIGURA 5.1: DIAGRAMA UNIFILAR DO SISTEMA MÁQUINA CONECTADO A UMA BARRA INFINITA ...................................... 53

FIGURA 5.2: TENSÃO NA BARRA TERMINAL – ANÁLISE CURTO-CIRCUITO. ................................................................... 54

FIGURA 5.3: FLUXO DE POTÊNCIA ATIVA – ANÁLISE CURTO-CIRCUITO. ....................................................................... 54

FIGURA 5.4: VELOCIDADE DE ROTAÇÃO DO GERADOR – ANÁLISE CURTO-CIRCUITO. ...................................................... 55

FIGURA 5.5: FLUXO DE POTÊNCIA REATIVA – ANÁLISE CURTO-CIRCUITO. .................................................................... 55

FIGURA 5.6: COEFICIENTE DE DESEMPENHO – ANÁLISE CURTO-CIRCUITO. .................................................................. 55

FIGURA 5.7: POSIÇÃO ANGULAR DAS PÁS – ANÁLISE CURTO-CIRCUITO. ...................................................................... 56

FIGURA 5.8: VELOCIDADE DO VENTO – ANÁLISE DEGRAU. ....................................................................................... 57

FIGURA 5.9: TENSÃO NA BARRA TERMINAL – ANÁLISE DEGRAU. ............................................................................... 57

FIGURA 5.10: VELOCIDADE DE ROTAÇÃO DO GERADOR – ANÁLISE DEGRAU. ............................................................... 58

FIGURA 5.11: FLUXO DE POTÊNCIA ATIVA – ANÁLISE DEGRAU. ................................................................................. 58

FIGURA 5.12: FLUXO DE POTÊNCIA REATIVA – ANÁLISE DEGRAU............................................................................... 58

FIGURA 5.13: COEFICIENTE DE DESEMPENHO – ANÁLISE DEGRAU. ............................................................................ 59

FIGURA 5.14: POSIÇÃO ANGULAR DAS PÁS – ANÁLISE DEGRAU. ............................................................................... 59

FIGURA 5.15: VELOCIDADE DO VENTO – ANÁLISE TURBULÊNCIA. .............................................................................. 60

xii

FIGURA 5.16: TENSÃO NA BARRA TERMINAL – ANÁLISE TURBULÊNCIA. ...................................................................... 60

FIGURA 5.17: FLUXO DE POTÊNCIA ATIVA – ANÁLISE TURBULÊNCIA. .......................................................................... 61

FIGURA 5.18: FLUXO DE POTÊNCIA REATIVA – ANÁLISE TURBULÊNCIA. ...................................................................... 61

FIGURA 5.19: VELOCIDADE DE ROTAÇÃO DO GERADOR – ANÁLISE TURBULÊNCIA. ........................................................ 61

FIGURA 5.20: COEFICIENTE DE DESEMPENHO – ANÁLISE TURBULÊNCIA...................................................................... 62

FIGURA 5.21: POSIÇÃO ANGULAR DAS PÁS – ANÁLISE TURBULÊNCIA. ........................................................................ 62

FIGURA 5.22: TOPOLOGIA E PONTO DE OPERAÇÃO DO SISTEMA 9 BARRAS. FONTE: (ANDERSON & FOUAD, 2003). [4]. ..... 63

FIGURA 5.23: TENSÃO NOS TERMINAIS DOS GERADORES GIDC - AUMENTO DE 20% DE CARGA. .................................... 66

FIGURA 5.24: POTÊNCIAS ATIVA E REATIVA NO GIDC – AUMENTO DE 20% DE CARGA. ................................................ 66

FIGURA 5.25: TENSÃO NOS TERMINAIS DOS GERADORES GIDA - AUMENTO DE 110% DE CARGA. .................................. 66

FIGURA 5.26: POTÊNCIAS ATIVA E REATIVA NO GIDA – AUMENTO DE 110% DE CARGA. .............................................. 67

FIGURA 5.27: TENSÃO NOS TERMINAIS DOS GERADORES GSE - AUMENTO DE 60% DE CARGA. ...................................... 67

FIGURA 5.28: POTÊNCIAS ATIVA E REATIVA NO GSE – AUMENTO DE 60% DE CARGA. .................................................. 67

FIGURA 5.29: TENSÃO NOS TERMINAIS DOS GERADORES GIDC – CASO BASE. ............................................................. 69

FIGURA 5.30: POTÊNCIAS ATIVA E REATIVA NO GIDC – CASO BASE. ......................................................................... 69

FIGURA 5.31: TENSÃO NOS TERMINAIS DOS GERADORES GIDA - ALOCAÇÃO 50%. ...................................................... 70

FIGURA 5.32: POTÊNCIAS ATIVA E REATIVA NO GIDA – ALOCAÇÃO 50%. .................................................................. 70

FIGURA 5.33: TENSÃO NOS TERMINAIS DOS GERADORES GSE - ALOCAÇÃO 30%. ........................................................ 70

FIGURA 5.34: POTÊNCIAS ATIVA E REATIVA NO GSE – ALOCAÇÃO 30%. .................................................................... 71

FIGURA 5.35: AFUNDAMENTO DE TENSÃO – GIDC. .............................................................................................. 73

FIGURA 5.36: AFUNDAMENTO DE TENSÃO – GIDA. .............................................................................................. 73

FIGURA 5.37: AFUNDAMENTO DE TENSÃO – GSE. ................................................................................................ 73

FIGURA 5.38: SISTEMA 65 BARRAS. FONTE: (ALVES, 2007) [5]. ............................................................................. 75

FIGURA 5.39:.SUBSTITUIÇÃO DE 10% DA GERAÇÃO DA ÁREA SUL POR GERAÇÃO EÓLICA. ............................................. 76

FIGURA 5.40: SUBSTITUIÇÃO DE 50% DA GERAÇÃO DA ÁREA SUL POR GERAÇÃO EÓLICA. ............................................. 77

FIGURA 5.41: SUBSTITUIÇÃO DE 80% DA GERAÇÃO DA ÁREA SUL POR GERAÇÃO EÓLICA. ............................................. 78

xiii

Lista de Tabelas

TABELA 2-1: EMPREENDIMENTOS EM OPERAÇÃO SEGUNDO O BIG. FONTE: (ANEEL, 2014). [15]. .............................. 14

TABELA 2-2: REQUISITOS TÉCNICOS PARA ACESSO AO SIN DE USINAS EÓLICAS. FONTE: (ONS, 2009) [3]. ....................... 16

TABELA 5-1: DADOS DAS LINHAS DE CONEXÃO DO SISTEMA 9 BARRAS. FONTE: (ANDERSON & FOUAD, 2003). [4]. .......... 64

TABELA 5-2:DADOS DAS BARRAS DO SISTEMA 9 BARRAS. FONTE: (ANDERSON & FOUAD, 2003)[4]. .............................. 64

xiv

Lista de Abreviaturas

ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica

BIG Banco de Informações de Geração

CEPEL Centro de Pesquisas de Energia Elétrica

CDU Controlador Definido pelo Usuário

EPE Empresa de Pesquisa Energética

GIDA Gerador De Indução Duplamente Alimentado

GIDC Gerador De Indução Diretamente Conectado

GSE Gerador Síncrono Conectado por Conversores

OMM Organização Mundial de Meteorologia

ONS Operador Nacional do Sistema Elétrico

PCH Pequena Central Hidrelétrica

SIN Sistema Interligado Nacional

TSR Tip Speed Ratio

1

1. Introdução

1.1 Conceitos da Geração Eólica

A preocupação com a redução das emissões dos gases resultantes da queima

de combustíveis fósseis, a necessidade de suprir a crescente demanda por energia

elétrica, a busca pela diminuição das áreas alagadas por hidrelétricas com grandes

reservatórios, a necessidade de autossuficiência em geração de energia e a

necessidade de diversificar a matriz energética brasileira, para o aumento da

confiabilidade de suprimento, são alguns dos fatores que têm elevado os

investimentos em fontes alternativas de energia, e.g., eólica, solar, biomassa e

pequenas centrais hidrelétricas (PCHs).

Dentre tais fontes, a eólica apresenta considerável destaque, com elevado

crescimento devido aos incentivos governamentais, alto grau de maturidade da

tecnologia empregada na conversão em energia elétrica e por ser economicamente

competitiva com as fontes convencionais.

A geração de energia elétrica a partir do vento se dá através do uso dos

chamados aerogeradores, utilizados muitas vezes formando conjuntos denominados

fazendas eólicas ou parques eólicos, interligados aos sistemas de transmissão de

grande porte, operando em complementariedade com fontes convencionais de

energia. Deve-se destacar também a tendência do uso destes aerogeradores

próximos aos centros de carga, conectados à rede de distribuição, o que pode reduzir

a necessidade da construção de novas linhas de transmissão.

Existem basicamente dois tipos de sistemas para a geração eólica de energia:

os sistemas de velocidade variável e os sistemas de velocidade fixa. Em aplicações de

velocidade fixa, os aerogeradores empregados são em maioria máquinas de indução

com o rotor em gaiola, constituindo os geradores de indução diretamente conectados à

rede (GIDC). Os GIDCs apresentam simplicidade na operação e na manutenção, além

de possuírem grande robustez mecânica e custo relativo baixo. Devido à condição dos

GIDCs manterem a velocidade praticamente constante na sua faixa normal de

operação, estes sistemas são classificados como de velocidade constante ou fixa.

2

Para um bom funcionamento deste sistema deve-se utilizar um sistema de

engrenagens para a adaptação da velocidade de rotação da turbina, relativamente

baixa, à velocidade de rotação dos GIDCs, relativamente alta. A Figura 1.1 apresenta

um esquema tradicional de conexão de um GIDC à rede.

Geradores de indução necessitam de potência reativa para seu funcionamento.

Para evitar que a tensão caia no ponto de conexão à rede, muitas vezes os GIDCs

podem ser conectados com bancos de capacitores shunt, reduzindo a contribuição de

potência reativa fornecida pela rede.

Figura 1.1: Configuração padrão do esquema de um GIDC conectado à rede.

Sistemas de velocidade variável apresentam maior qualidade, eficiência e

rendimento quando comparados aos sistemas de velocidade fixa, porém, em geral,

possuem um grau de complexidade e custo maiores para sua implementação, pois

requerem a utilização de conversores eletrônicos de potência para sua operação.

Dentre os principais tipos de aerogeradores, empregados em sistemas de velocidade

variável, estão o gerador síncrono conectado à rede por conversores de potência

(GSE) e o gerador de indução duplamente alimentado (GIDA).

O GSE atualmente é bastante utilizado por ser possível a sua conexão direta à

turbina eólica, sem multiplicadores de velocidade. O gerador é projetado com grande

número de polos e conectado diretamente à turbina. Por não possuir escovas e

sistemas de engrenagens no acoplamento, sua eficiência aumenta, devido à redução

das perdas rotacionais por atrito. Uma grande desvantagem do GSE é que o

conversor eletrônico, utilizado para conexão do gerador à rede, deve ser

dimensionado para a potência nominal do gerador, ou seja, toda a potência da

máquina será escoada pelo conversor, o que resulta em um custo maior para

aquisição do conversor. A Figura 1.2 ilustra o esquema usual de conexão de um GSE

à rede.

3

Figura 1.2: Configuração padrão do esquema de um GSE conectado à rede.

Uma solução para se diminuir a potência do conversor empregado é a

utilização do GIDA, como ilustrado pela Figura 1.3. No GIDA, o rotor é mecanicamente

conectado à turbina eólica através de um sistema de engrenagens e conectado

eletricamente à rede através de um conversor eletrônico, em uma configuração back-

to-back, permitindo o fluxo bidirecional de potência no rotor, dependendo da

velocidade do gerador [1]. O estator é conectado diretamente à rede. A grande

vantagem obtida com o uso do GIDA é que a potência no circuito do rotor fica limitada

em torno de 30% da potência nominal da máquina [2], reduzindo o dimensionamento

do conversor e por consequência seu custo.

Figura 1.3: Configuração padrão do esquema de um GIDA conectado à rede.

1.2 Motivação

A acentuada inserção da geração eólica no Sistema Interligado Nacional (SIN)

torna evidente a necessidade de estudos para o cumprimento dos requisitos técnicos

4

estabelecidos nos Procedimentos de Rede do Operador Nacional do Sistema Elétrico

(ONS) [3].

A variação da potência ativa gerada em função da variação da velocidade do

vento, a dificuldade dos aerogeradores contribuírem no controle de potência reativa da

rede, os efeitos da conexão desses aerogeradores, em geral, em pontos remotos do

sistema de transmissão, a diversidade de tecnologias no aperfeiçoamento da

conversão da energia dos ventos em energia elétrica, são alguns dos principais

estudos abordados quando os efeitos da conexão deste tipo de geração no SIN são

analisados.

A principal motivação deste trabalho é a necessidade de avaliação da resposta

dinâmica de diferentes tipos de aerogeradores, como forma de análise dos efeitos de

sua inserção ao SIN. Os aerogeradores analisados são:

Gerador de indução, com rotor em gaiola, diretamente conectado a

rede;

Gerador de indução duplamente alimentado;

Gerador síncrono conectado a rede por conversor.

1.3 Objetivos do Trabalho

1.3.1 Objetivo Geral

Este trabalho objetiva obter a análise do comportamento dinâmico de diferentes

tipos de aerogeradores empregados nos sistemas de geração eólica de energia.

Os sistemas elétricos, utilizados na análise do comportamento dinâmico dos

aerogeradores em ambiente computacional neste trabalho, visam ilustrar os diferentes

tipos de acesso à rede por parte da geração eólica. Primeiramente a resposta

dinâmica dos aerogeradores é obtida em um sistema elétrico do tipo máquina

conectada a uma barra infinita. Em seguida, o comportamento dos mesmos é

observado no sistema IEEE 9 barras [4], operando em conjunto com geradores com

bases energéticas diferentes. Por fim é analisado o impacto ao se conectar os

aerogeradores no sistema equivalente Sul/Sudeste [5], composto por 65 barras.

5

As respostas dinâmicas são analisadas no programa ANATEM, com ponto de

operação dos sistemas fornecido pelo programa ANAREDE, ambos desenvolvidos

pelo CEPEL.

1.3.2 Objetivos Específicos

Este trabalho tem como objetivos específicos:

Caracterizar o atual estado da geração eólica no Brasil;

Apresentar os principais tipos de turbinas eólicas existentes;

Apresentar a teoria de conversão eólica-mecânica-elétrica;

Apresentar os principais requisitos técnicos necessários à inserção da

geração eólica no SIN;

Caracterizar a modelagem dos aerogeradores, turbinas e conversores

em estudos de regime permanente e dinâmico;

Comparar o desempenho dinâmico dos GIDC, GIDA e GSE, referentes

às suas utilizações em diferentes sistemas elétricos.

1.4 Organização do Trabalho

Este trabalho está estruturado em 6 capítulos e um anexo, o conteúdo

apresentado em cada capítulo é relacionado nos seguintes parágrafos.

No Capítulo 2 é apresentada uma visão acerca do atual estado da geração

eólica no Brasil e no mundo, dos fatores atuais que impulsionam o crescimento deste

tipo de geração e dos requisitos técnicos para a conexão destas fontes no SIN.

No Capítulo 3, o modelo da turbina eólica é apresentado e os fundamentos da

conversão de energia eólica em mecânica são descritos.

No Capítulo 4, os modelos dos aerogeradores e seus controles utilizados nos

estudos propostos neste trabalho são apresentados.

No Capítulo 5, os resultados das simulações realizadas, nos estudos de casos,

são apresentados.

6

No Capítulo 6, são apresentadas as conclusões, assim como propostas para

trabalhos futuros.

No Anexo A estão presentes dados do Banco de Informações de Geração

(BIG) utilizados ao longo do trabalho. No Anexo B se encontram os scripts utilizados

para a simulação dos aerogeradores no programa ANATEM.

7

2. O Recurso Eólico

2.1 Evolução da Geração de Energia Eólica

Dentre as formas de aproveitamento energético na natureza, existe uma, há

muito tempo utilizada pela humanidade: trata-se da conversão da energia cinética,

presente na massa de ar em movimento, em energia motriz, i.e., da conversão da

energia eólica em mecânica. A energia eólica era convertida em mecânica em

moinhos como o da Figura 2.1, para a moagem de grãos, bombeamento de água e

também como propulsão de embarcações. Com o avanço do tempo e o surgimento da

energia elétrica, a utilização da energia dos ventos para a geração de eletricidade

tornou-se inevitável.

Figura 2.1: Moinho de vento medieval. Fonte: (RÜNCOS) [1].

2.1.1 Evolução Tecnológica e da Capacidade Instalada

A crescente demanda mundial por energia elétrica evidenciou a necessidade de

se preocupar com a diversificação e disponibilidade dos recursos energéticos do

planeta. Neste cenário, as fontes alternativas e renováveis de produção de energia

8

elétrica ganharam importante destaque, surgindo como solução ao atendimento da

carga e a diminuição dos impactos ambientais gerados pelas técnicas convencionais

de geração de energia, como redução das áreas alagadas por hidrelétricas e dos

gases resultantes da queima de combustíveis fósseis nas termelétricas.

O atual grau de desenvolvimento e implantação alcançado pela indústria eólica

deve-se ao seu histórico crescimento tecnológico, iniciado com os rústicos moinhos de

vento até alcançarem os modernos aerogeradores, tornando a geração eólica

economicamente competitiva e viável, destacando-se entre as fontes alternativas,

apresentando na última década um crescimento vertiginoso.

A evolução, das dimensões (altura da torre e diâmetro do rotor) e da potência

dos aerogeradores, pode ser observada na Figura 2.2. Ainda é ilustrado, na Figura

2.2, um prognóstico a respeito do tamanho e potência dos futuros aerogeradores.

Figura 2.2: Evolução das dimensões e potência dos aerogeradores ao longo dos anos

e perspectivas . Fonte: (IEA, 2013) [6].

A Figura 2.3 apresenta os dados do crescimento mundial anual da geração de

energia eólica, ou seja, quantos Megawatts foram acrescidos por ano em geração

eólica.

9

Figura 2.3: Aumento Anual da Capacidade Instalada de Geração Eólica. Fonte: Global

Wind Energy Council [7].

Figura 2.4: Aumento Anual Acumulado da Capacidade Instalada de Geração Eólica.

Fonte: Global Wind Energy Council [7].

Na Figura 2.4, informa-se a potência instalada total mundial em geração eólica.

Pode-se testemunhar que no período observado (1996-2013) a capacidade instalada

aumentou aproximadamente 50 vezes o seu valor.

2.2 A Geração Eólica No Brasil

A geração eólica no Brasil, assim como no mundo, sofreu uma impulsão na sua

aplicação, particularmente no caso brasileiro devido a dois fatores: Os incentivos

governamentais e o potencial eólico brasileiro.

10

A Figura 2.5 apresenta a potência injetada no SIN durante o período de janeiro

de 2012 a outubro de 2014, proveniente de usinas eólicas do Tipo I, i.e., usinas

conectadas a rede básica ou capazes de contribuir, através de sua potência injetada,

para minimizar problemas operativos e propiciar maior confiabilidade à rede [8].

Figura 2.5: Geração eólica no SIN. Fonte: (ONS, 2014) [8].

Um importante aspecto da geração eólica é observado na Figura 2.5, trata-se do

fator de capacidade, que representa a relação entre a geração média verificada e a

capacidade instalada da usina [8]. Este fator em usinas eólicas brasileiras é

geralmente da ordem de 30-40% [9], i.e., apenas nessa porcentagem de tempo a

usina produziu o equivalente à sua capacidade instalada.

2.2.1 Incentivos Governamentais

O Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica (PROINFA)

foi instituído pelo governo para aumentar a participação da energia elétrica produzida,

com base em fontes eólica, em biomassa e PCH, na matriz energética brasileira. O

PROINFA tem como metas promover a diversificação das fontes energéticas e

aumentar da confiabilidade do suprimento de energia elétrica.

O PROINFA foi essencial para a impulsão da utilização da energia eólica. O

alto valor pago pelo megawatt de energia antes do programa foi um dos motivos para

que o governo estimulasse a atração de investidores, que tornassem a aplicação de

sistemas de geração de energia eólica economicamente viável [10]. As Figura 2.6 e

Figura 2.7 retratam a evolução do preço de venda do megawatt de energia eólica em

11

leilões de energia ao longo dos anos e a evolução da geração de energia elétrica

proveniente da geração eólica, respectivamente.

Figura 2.6: Evolução do preço de venda da energia proveniente da geração eólica.

Fonte: (CCEE, 2014) [11].

Figura 2.7: Evolução da produção de energia proveniente da geração eólica no SIN.

Fonte: (ONS, 2014) [8].

Com a diminuição do custo por MW produzido, a geração de energia através

de fontes eólicas tornou-se competitiva com fontes tradicionais, aumentando sua

participação na energia gerada no SIN.

228,42 558,93 556,89 712,1

1471,57 1902,37

3192,28

3956,81

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

En

erg

ia G

era

da

SIN

[G

Wh

]

12

2.2.2 Potencial Eólico Brasileiro

A energia eólica é uma forma de aproveitamento indireto da energia solar, pois

o vento é a movimentação das massas de ar, ocasionado pelo aquecimento desigual

da superfície terrestre pela radiação do sol e dos movimentos geocêntrico e

heliocêntrico [12].

Esta característica de formação torna evidente o quão difícil é a análise e

modelagem do vento, pois variáveis como: a latitude, relevo e proximidade do oceano,

influenciam a sua formação. Não somente variáveis globais, como as anteriormente

citadas, podem influenciar o regime dos ventos, mas também estes sofrem ação de

agentes locais, como as edificações e a rugosidade do terreno. A turbulência, que se

caracteriza pela variação não linear em intensidade ou direção do vento, é um

exemplo de efeito adverso provocado pela perda do perfil aerodinâmico em obstáculos

no escoamento da massa de ar. Portanto, como a previsão e modelagem do vento

com precisão são difíceis, são usadas técnicas de distribuição probabilística através

de médias históricas, para a utilização em simulações.

A avaliação técnica do potencial eólico de uma região requer o conhecimento

do comportamento do vento. Características como velocidade e direção são

importantes para o dimensionamento. Para que o aproveitamento energético eólico de

uma região seja considerado tecnicamente viável, é necessário que a densidade de

energia seja maior ou igual a 500 W/m³, a uma altura de 50m, o que resultaria em uma

velocidade média igual ou superior a 7 m/s, a uma altura de 50m [13]. Segundo a

Organização Mundial de Meteorologia (OMM), em apenas 13% da superfície do

planeta o vento apresenta velocidade média igual ou superior a 7m/s, a uma altura de

50m. Mesmo a área com aproveitamento energético viável sendo relativamente

pequena, o potencial eólico mundial, com algumas restrições socioambientais, é da

ordem de 53.000 [TWh/ano] [12].

A Figura 2.8 ilustra o atlas brasileiro com as velocidades médias anuais

registradas. Pode-se observar que as regiões que apresentam os potenciais eólicos

mais propícios ao aproveitamento são: a costa dos estados do Ceará, Rio Grande do

Norte e Rio Grande do Sul e o interior do estado da Bahia.

13

Figura 2.8: Velocidade Média Anual. Fonte: (ANEEL, 2008) [12].

Segundo ANEEL [12] o potencial eólico brasileiro, estimado em 2001, é da

ordem de 143,5 Gigawatts. Estudos realizados pela Empresa de Pesquisa Energética

(EPE) apontam para a possibilidade de um potencial de aproximadamente 300 GW

[14]. A Figura 2.9 esclarece o potencial eólico brasileiro por região.

Segundo ANEEL [15], atualmente o Brasil conta com 177 empreendimentos de

geração eólica totalizando aproximadamente 3,75 GW de potência fiscalizada, sendo

equivalente a 2,88% da capacidade de geração da matriz de energia elétrica,

conforme ilustrado na Tabela 2-1. A participação da geração eólica se apresenta

notável ao se analisar os empreendimentos em construção e outorgados (receberam

concessão, mas ainda não começaram a construção). Os empreendimentos eólicos

em construção somam 13,85% da capacidade de geração em construção e os

empreendimentos eólicos outorgados somam 39,05% da capacidade de geração já

outorgada. Para maiores informações, vide Anexo A.

14

Figura 2.9: Potencial eólico brasileiro por região do país. Fonte: (Cresesb CEPEL,

2001) [16].

Tabela 2-1: Empreendimentos em operação segundo o BIG. Fonte: (ANEEL, 2014).

[15].

Empreendimentos em Operação

Tipo Quantidade Potência Outorgada

(kW)

Potência Fiscalizada

(kW)

Percentagem

%

CGH 463 285.501 286.730 0,22

EOL 177 3.817.829 3.751.933 2,88

PCH 467 4.713.134 4.676.836 3,58

UFV 148 15.221 11.221 0,01

UHE 197 86.625.945 82.428.568 63,17

UTE 1862 39.281.935 37.348.523 28,62

UTN 2 1.990.000 1.990.000 1,52

Total 3.316 136.729.565 130.493.811 100

Segundo EPE [17], até 2022, a participação das fontes renováveis na

capacidade instalada de geração de energia elétrica no SIN crescerá de 74,4%, em

2014 [12], para 85,8% em 2022. Este aumento será ocasionado principalmente pelo

15

aumento da participação da geração eólica na matriz brasileira, sendo projetada uma

participação de 9,5% no final de 2022, com capacidade instalada da ordem de 17,4

GW.

2.3 Requisitos Técnicos a Instalação

2.3.1 Aspectos gerais

A geração de energia elétrica através de aerogeradores assume diferentes

aspectos e finalidades, desde os parques eólicos com inúmeros geradores de grande

potência conectados à rede principal do SIN, passando pelos sistemas de geração

utilizados para fornecer energia a redes isoladas, até chegar aos pequenos

aerogeradores, instalados em residências conectados à rede de distribuição.

A análise da influência da conexão de aerogeradores de grande porte na malha

de transmissão do SIN é essencial para se garantir a operação confiável e estável do

sistema. Portanto, o ONS em [3], estabelece as diretrizes com os requisitos mínimos

para a conexão dos geradores eólicos à rede. Os aspectos gerais estabelecem que:

i. As centrais de geração eólica não podem reduzir a flexibilidade da rede

elétrica, seja devido a limitações ou ao tempo de recomposição.

ii. O acessante (central eólica) é responsável por avaliar qualquer efeito

que o SIN exerça sobre seus equipamentos, devendo tomar as ações

corretivas que lhe são cabíveis.

iii. Todos os estudos necessários à avaliação do impacto do gerador no

SIN devem ser realizados pelo acessante.

iv. Há necessidade de avaliações para verificar se há superação da

capacidade de equipamentos ou necessidade de reajustes de

parâmetros de proteção e controle, como:

Curto-circuito;

Capacidade de disjuntores, barramentos, equipamentos

terminais e malhas de terra;

Adequação dos sistemas de proteção e controle relacionados à

integração da central geradora e revisão dos ajustes relativos à

central geradora.

16

v. As ações e os custos decorrentes das ações necessárias para o

atendimento dos requisitos técnicos mínimos relacionados da conexão

de centrais eólicas no SIN são de responsabilidade do agente de

geração.

As usinas eólicas devem atender os seguintes requisitos técnicos gerais,

presentes na Tabela 2-2:

Tabela 2-2: Requisitos técnicos para acesso ao SIN de usinas eólicas. Fonte: (ONS,

2009) [3].

Descrição Requisitos técnicos exigidos Benefícios

Operação em

regime de

frequência não

nominal

Operação entre 56,5 e 63 Hz sem

atuação da proteção instantânea;

Operação abaixo de 58,5 Hz e

acima de 61,5 Hz por até 10s;

Operação entre 58,5 e 61,5 Hz

sem atuação da proteção

temporizada;

Evitar o desligamento dos

geradores em situações de

déficit de geração, antes da

atuação completa do

esquema de alívio de carga e

condições de sobrefrequência

controláveis.

Geração/

absorção de

reativos

Operar dentro da faixa de fator de potência

indicada.

Mínimo de 0,95 capacitivo;

Mínimo de 0,95 indutivo.

Participação efetiva no

controle de tensão.

Operação em

regime de

tensão não

nominal

Operação entre 0,9 e 1,1 pu da

tensão nominal sem atuação da

proteção temporizada;

Operação entre 0,85 e 0,9 pu por

até 5s.

Evitar desligamento da usina

em situações de variações de

tensão.

Participação em

Sistemas

Especiais de

Proteção (SEP)

Possibilidade de desconexão automática

ou redução de geração mediante controle

de passo e/ ou de stall das pás.

Minimizar consequências de

perturbações no sistema,

incluindo sobrefrequência no

caso de ilhamento.

Potência ativa

de saída

Na operação entre 0,9 e 1,1 pu e entre 58,5

e 60 Hz não será admitida redução na

potência de saída da usina. Para operação

entre 57 e 58,5 Hz é admitida a redução de

10% na potência de saída. Esses requisitos

são aplicados em condições de regime

permanente.

Garantir a disponibilidade de

potência em situações de

subfrequência de modo a

evitar/ minimizar os cortes de

carga por atuação do

Esquema Regional de Alívio

de Carga (ERAC).

17

Um requisito importante ao se analisar a inserção de aerogeradores à rede é a

suportabilidade, dos mesmos, a subtensões decorrentes de faltas na rede básica.

Caso haja afundamento de tensão em uma ou mais fases no ponto de acesso ao

sistema, ocasionado por faltas na rede, a usina eólica deverá continuar em operação

se sua tensão terminal se mantiver acima da curva-limite apresentada na Figura 2.10.

Figura 2.10: Limite de suportabilidade a afundamentos de tensão. Fonte: (ONS, 2009)

[3].

19

3. Fundamentos Físicos Da Geração

Eólica

3.1 Princípios da Conversão de Energia Eólica

em Mecânica

Nesta seção, serão apresentados os fundamentos físicos que regem a

transformação da energia cinética presente no vento em energia mecânica. Para a

compreensão do mecanismo de conversão da potência do vento em potência

mecânica disponível no eixo da turbina, faz-se necessário o conhecimento das forças

que atuam nas pás das turbinas, denominadas força de arrasto e força de

sustentação.

A energia disponível para uma turbina eólica é a energia cinética presente em

uma coluna de ar de massa 𝑚 que se desloca a uma velocidade constante 𝑣 [18].A

energia cinética pode ser calculada por (3.1):

𝐸𝑐 =1

2𝑚𝑣2 (3.1)

sendo: 𝐸𝑐 = Energia cinética (J); 𝑚 = massa do ar (kg) e 𝑣 = velocidade do vento

(m/s).

Considerando a mesma massa de ar 𝑚 em movimento a uma velocidade 𝑣,

perpendicular a uma sessão transversal de um cilindro imaginário, conforme ilustrado

na Figura 3.1, pode-se demonstrar que a potência disponível no vento que passa pela

seção 𝐴, transversal ao fluxo de ar, é dada por (3.2):

𝑃 =𝐸𝑐

𝑡=

1

2�̇�𝑣2 (3.2)

20

sendo: 𝑃 = potência disponível no vento (W), 𝑡 = tempo (s) e �̇� = taxa de variação da

massa de ar (kg/s).

Quando uma massa de ar 𝑚 passa através de uma área 𝐴 em um dado

intervalo de tempo 𝑡, conforme Figura 3.1, a taxa de variação da massa é dada por

(3.3)

�̇� = 𝜌𝐴𝑑𝑥

𝑑𝑡= 𝜌𝐴𝑣 (3.3)

sendo: 𝜌 = massa específica do ar (kg/m³)

Substituindo-se (3.3) em (3.2), obtemos a equação da potência disponível no

vento (3.4).

𝑃 =1

2𝜌𝐴𝑣3 (3.4)

Figura 3.1: Fluxo de ar através de uma área transversal (𝐴). Fonte: Adaptado de

(Cresesb CEPEL, 2008) [19].

A equação (3.4) representa a potência disponível no vento, porém a potência

mecânica convertida pela turbina no eixo do rotor é menor. A conversão de potência é

obtida através da redução da velocidade do vento ao passar pelas pás da turbina, ou

seja, a redução da energia cinética presente na massa de ar é transformada em

potência mecânica.

21

A turbina eólica não é capaz de extrair toda a potência disponível no vento, pois

isto violaria a lei da continuidade da energia [10]. Conforme ilustrado na Figura 3.2,

extrair toda a potência do vento implicaria que a velocidade 𝑣2 após a área de

varredura das pás 𝐴, deveria ser igual à zero. Isto violaria a conservação da massa de

um fluido em um fluxo através de uma superfície transversal 𝐴. Se a velocidade após

a área de varredura for igual à velocidade anterior a passagem, i.e., na Figura 3.2, 𝑣1

= 𝑣2, a potência extraída pela turbina será igual à zero. Portanto deve existir um ponto

ótimo da velocidade do vento 𝑣2, entre os extremos, 𝑣2 = 𝑣1 e 𝑣2 = 0, que maximize a

extração de potência da turbina pelo vento. Esse ponto é conhecido como limite de

Betz [20], que determina que a máxima potência extraída do vento pela turbina é igual

a 59% da energia total de uma coluna de ar que atravessa a área de atuação das pás

(Figura 3.1). A máxima potência extraída pela turbina é dada por [18]:

𝑃 =1

2𝜌𝐴𝑣3𝐶𝑝,𝐵𝑒𝑡𝑧 (3.5)

sendo: 𝐶𝑝,𝐵𝑒𝑡𝑧 = 16/27 ≅ 59% = Coeficiente de desempenho de Betz.

A equação (3.5) expõe que apenas 59% da energia contida no vento é

convertida em mecânica para o eixo do rotor do gerador, isto sem levar em

considerações as perdas mecânicas no acoplamento. Na realidade o valor do

coeficiente de desempenho 𝐶𝑃 das turbinas é menor que o limite Betz. Para turbinas

que utilizam a força de arrasto para rotação das pás, o valor usual de 𝐶𝑃 é menor que

0.2. Para turbinas que utilizam a força de sustentação para movimentação do rotor o

valor de 𝐶𝑃 pode alcançar 0.5 [10]. Estas turbinas serão abordadas nas seções

subsequentes.

22

Figura 3.2: Perfis de velocidade do vento ao passar pela área de varredura das pás.

Fonte: Adaptado de (Cresesb CEPEL, 2008) [19].

3.2 Turbinas Eólicas

O principal componente do aerogerador na conversão da energia eólica em

energia mecânica é a turbina eólica. Existem basicamente dois tipos de turbinas para

a captação da energia para se movimentar o rotor: turbinas que utilizam força de

arrasto, e turbinas que utilizam força de sustentação.

Figura 3.3: Principais forças que atuam sobre as pás de uma turbina eólica. Fonte:

(Cresesb CEPEL, 2008) [19].

23

sendo: 𝐹𝐷 = Força de arrasto, 𝐹𝑙 = Força de sustentação, 𝑢 = Velocidade tangencial,

𝑤 = Velocidade resultante e 𝑣 = Velocidade do vento.

3.2.1 Turbinas Que Utilizam Força de Arrasto

As turbinas deste tipo fazem uso da força que atua sobre uma área

perpendicular à direção do vento. Esta força atua por resistência da pá à passagem do

fluxo de ar. A atuação da força de arrasto pode ser observada na Figura 3.3. A força

de arrasto é dada por [10]:

𝐹𝐷 =1

2𝜌𝐴𝑣2𝐶𝑎 (3.6)

sendo: 𝐹𝐷 = Força de arrasto (N), 𝜌 = densidade do ar =1.225 (kg/m³), 𝐴 = Área de

passagem (m²), 𝑣 = Velocidade de passagem (m/s), 𝐶𝑎 = Coeficiente de arrasto.

O coeficiente de arrasto é uma grandeza de proporcionalidade, dependendo da

geometria da pá, o qual descreve o desempenho aerodinâmico da turbina. A equação

da potência mecânica de uma turbina que utiliza força de arrasto para rotação foi

derivada em [18], sendo dada por:

𝑃𝑚𝑒𝑐 =1

2𝜌𝐴𝑣3𝐶𝑝 (

𝑢

𝑣) (3.7)

Sendo: 𝑢 = velocidade na ponta das pás (m/s).

Na equação (3.7), o coeficiente de desempenho 𝐶𝑃 determina a quantidade de

potência do vento que será convertida em potência mecânica pela turbina. Pode-se

observar a dependência do 𝐶𝑃 com a relação entre a velocidade na ponta das pás 𝑢 e

a velocidade do vento 𝑣. Esta relação é chamada Tip Speed Ratio (TSR) e é dada por

[10]:

𝜆 = 𝜔𝑟

𝑣=

𝑢

𝑣 (3.8)

sendo: 𝜆 = TSR e 𝜔 = Velocidade angular do rotor e 𝑟 = Raio do rotor.

24

A curva típica do 𝐶𝑃 de uma turbina que utiliza força de arrasto em função de 𝜆

é apresentada na Figura 3.4. Pode-se observar que quando a turbina está parada (𝜆

=0), ou quando a velocidade na linear das pás é igual à velocidade do vento (𝜆 =1), o

𝐶𝑃 é igual à zero, portanto a potência extraída do vento é nula. Entre esses dois

extremos 𝐶𝑃 atinge seu valor ótimo. A característica principal de um sistema que

opera com velocidade variável é manter o valor de 𝜆 em seu valor ótimo, de forma que

se maximize a conversão de potência.

Figura 3.4: Variação do 𝐶𝑃 de uma turbina que utiliza força de arrasto, em função de

𝜆. Fonte: (Marques, 2004) [10].

3.2.2 Turbinas Que Utilizam Força de Sustentação

As turbinas deste tipo fazem uso não apenas da força de arrasto para gerarem

torque, mas também, devido ao seu perfil aerodinâmico, apresentam uma resultante

de força denominada força de sustentação. A força resultante da ação do fluxo de

massa de ar sobre as turbinas possui uma componente na mesma direção da

velocidade resultante (força de arrasto) e uma componente perpendicular (força de

sustentação), como ilustrado na Figura 3.3.

A velocidade resultante é a soma vetorial da velocidade tangencial (velocidade

linear das pás – 𝑢) e da velocidade do vento (𝑣). A força de sustentação é dada por

[18]:

𝐹𝑙 =1

2𝜌𝐴𝑣2𝐶𝑙 (3.9)

25

sendo: 𝐹𝑙 = Força de sustentação e 𝐶𝑙 = Coeficiente de sustentação.

As equações (3.6) e (3.9) diferenciam-se, em relação aos seus coeficientes de

arrasto e sustentação, respectivamente. Tais coeficientes ilustram o comportamento

do mesmo fenômeno físico, i.e., a variação da força aplicada à turbina, em relação à

aerodinâmica das pás.

Segundo MARQUES [10], 𝐹𝑙 e 𝐶𝑙 variam em função do ângulo de ataque das

pás (α), que é configurado pelo ângulo entre a velocidade do vento (𝑣) e a velocidade

resultante (𝑤), conforme ilustrado na Figura 3.5. A variação ocorre linearmente quando

α se encontra entre 0º e 10º, após esse limite a pá entra na região de perda

aerodinâmica, causando um fluxo turbulento, perdendo a linearidade.

Figura 3.5: Esquematização dos ângulos de ataque (α) e de passo (β). Fonte:

Adaptado de (Marques, 2004) [10].

A equação da potência extraída do vento por uma turbina que utiliza força de

sustentação é dada por:

𝑃𝑚𝑒𝑐 =1

2𝜌𝐴𝑣3𝐶𝑃(𝜆, 𝛽) (3.10)

Segundo a equação 3.10, a potência mecânica disponível no eixo do rotor será

função de (𝜆) e do ângulo de passo (β), portanto o 𝐶𝑃 é expresso como uma

característica bidimensional, sendo usadas aproximações numéricas para o seu

cálculo, em funções de valores dados de 𝜆 e β [21]. Esse tipo de turbina pode possuir

26

um 𝐶𝑃 de até 0,5, se aproximando do limite de Betz (~0,593). A Figura 3.6 mostra a

variação típica do 𝐶𝑃 em função dos valores de 𝜆 e β.

Devido a sua capacidade de desenvolver altas velocidades e sua eficiência na

conversão de potência, próxima ao limite teórico, as turbinas de força de sustentação

são as mais empregadas nos sistemas de geração eólica.

Figura 3.6: Variação do 𝐶𝑃 de uma turbina que utiliza força de sustentação em função

de 𝜆 e β. Fonte: Fonte: (Cresesb CEPEL, 2008) [19].

3.3 Modos de Operação De Uma Turbina Eólica

A conversão da energia contida no vento para potência mecânica ocorre a

diferentes velocidades de vento, portanto o comportamento da geração da turbina, ao

longo da variação da velocidade do vento, pode ser separado em modos de operação.

A Figura 3.7 ilustra o comportamento típico da geração de potência em uma turbina

eólica, apresentando as diferentes regiões de operação.

A região I (Figura 3.7) determina a região de partida da turbina eólica, a geração

de energia elétrica se inicia com velocidades da ordem de 2,5 m/s à 5 m/s, abaixo

destes valores a energia cinética contida na massa de ar, não justifica o

aproveitamento energético [1].

27

A região II (Figura 3.7), que compreende velocidades da ordem de 2,5 m/s~5

m/s até 12 m/s, é considerada de operação normal da turbina e é onde começa o

processo de conversão de energia. Nesta região a potência disponível no eixo do rotor

varia com o cubo da velocidade do vento, segundo a equação 3.10, podendo a turbina

operar com velocidade constante ou velocidade variável, dependendo dos tipos de

controle e de gerador utilizados.

Figura 3.7: Potência gerada pela turbina em relação à velocidade do vento, com as

suas regiões de operação.

A região III (Figura 3.7) é caracterizada pela limitação de potência da turbina.

Para velocidades de vento situadas entre 12 m/s e 25 m/s a potência gerada pela

turbina é limitada e mantida constante no valor nominal da máquina. O despacho

mecânico da turbina é mantido constante pelo seu controle da potência aerodinâmica,

que será abordado na Seção 3.4.

A região IV (Figura 3.7) é determinada pelo desligamento da turbina, por ter

alcançado velocidades superiores a 25 m/s. Nesta região o despacho mecânico pela

turbina é zerado, e o gerador desconectado da rede. Sistemas de freio mecânico e

aerodinâmico são empregados para pararem a turbina. As turbinas dos aerogeradores

não são projetadas para operarem com velocidades acima de 25 m/s, pois essas

velocidades ocorrem ocasionalmente, tal dimensionamento tornaria o projeto inviável

economicamente [10].

28

3.3.1 Operação em Velocidade Constante

As turbinas que operam com velocidade constante, em geral, são utilizadas

acopladas a GIDC, com o rotor em gaiola de esquilo, conforme visto na Figura 1.1. A

velocidade do rotor é determinada pela frequência da rede elétrica e do número de

polos do gerador, portanto esta é praticamente constante, devido ao fato da frequência

não apresentar grandes variações em regime permanente e os GIDC possuírem

escorregamento da ordem de 1% a 2%. A Figura 3.8 apresenta o comportamento de

uma turbina eólica operando com velocidade constante dentro de sua região normal

de operação, i.e., Região II da Figura 3.7.

Figura 3.8: Comportamento de uma turbina de velocidade constante. Fonte: (Ferreira,

2009) [21].

As curvas ilustradas na Figura 3.8 representam a relação da potência elétrica

convertida com a velocidade de rotação do rotor, em função da variação da velocidade

do vento. Pode-se observar que, para cada curva, existe um valor de velocidade de

rotação ótimo em função da velocidade do vento, ou seja, através da equação (3.8)

um valor de 𝜆 ótimo, o qual representa a máxima conversão de potência.

Em turbinas de velocidade constante, 𝜆 não pode ser otimizado, pois a

velocidade de rotação não pode ser alterada (linha tracejada na Figura 3.8). Logo, a

operação ótima só irá ocorrer para uma específica velocidade de vento, diminuindo a

eficiência do aerogerador.

29

3.3.2 Operação em Velocidade Variável

As turbinas que operam com velocidade variável são utilizadas acopladas com

geradores como GSE e GIDA, ilustrados nas Figuras 1.2 e 1.3 da Seção 1.1,

respectivamente. Esses geradores excluem a dependência da rotação do rotor com a

frequência da rede, pois são conectados à rede através de conversores eletrônicos.

As variações de velocidade do vento não são transmitidas como variações de

potência para a rede, pois são absorvidas pelos conversores e transmitidas como

variações de velocidade no rotor. Portanto pode-se operar com a velocidade do rotor

de modo a obter-se o melhor aproveitamento energético na conversão eletromecânica,

conforme representado na Figura 3.9.

Figura 3.9: Comportamento de uma turbina de velocidade variável. Fonte: (Ferreira,

2009). Disponível em: [21].

Como observado na Figura 3.9, em operações com velocidade variável, a

velocidade do rotor pode ser controlada, mantendo-se um valor de 𝜆 que otimize a

conversão de potência de acordo com a variação da velocidade do vento. Portanto, a

turbina opera sempre no seu ponto de máxima conversão de potência (linha tracejada

na Figura 3.9).

3.4 Controle da Potência Aerodinâmica

Os mecanismos de controle de potência aerodinâmica visam manter a operação

das turbinas eólicas abaixo do seu limite físico de velocidade e manter o despacho de

30

potência no valor nominal da máquina. Para as velocidades de vento acima da

velocidade nominal de operação, ocorre a limitação da potência mecânica

aerodinâmica (Região III - Figura 3.7). Os principais mecanismos de controle são o

controle do ângulo de passo da turbina (pitch), o controle por estolamento (stall)

aerodinâmico e o controle por estolamento ativo (active stall).

3.4.1 Controle do Ângulo de Passo

O controle do ângulo de passo é uma regulação ativa da potência

aerodinâmica. Através da rotação da pá em torno do seu eixo longitudinal, altera-se o

valor do ângulo de passo (β) (Figura 3.5).

Para se limitar a potência extraída devido ao aumento da velocidade do vento,

as pás são rotacionadas no sentido de diminuir o ângulo de ataque (α) (Figura 3.5), e

por consequência as forças aerodinâmicas de sustentação, equação 3.9, são

reduzidas, diminuindo a contribuição das forças no sentido de movimento das pás.

O controle do ângulo de passo torna o coeficiente 𝐶𝑃 dependente de 𝜆 e de β,

conforme ilustrado na Figura 3.6.

Uma grande vantagem de turbinas que utilizam o controle de β, é a

possibilidade de partida do gerador no ponto ideal de 𝜆, i.e., o processo de

inicialização do gerador é otimizado. Esse controle é bastante utilizado em sistemas

que operam com velocidade variável. Uma desvantagem desse controle é a

necessidade de um dispositivo que forneça potência mecânica para o acionamento

das pás.

3.4.2 Controle por Estolamento Aerodinâmico

Trata-se de um controle passivo de limitação da potência extraída do vento. As

pás da turbina são fixas e projetadas com um ângulo de passo específico para a

velocidade de operação nominal da turbina. Para velocidades do vento acima da

nominal, o escoamento em torno do perfil aerodinâmico torna-se turbulento (Figura

3.10), diminuindo a contribuição das forças de sustentação e aumentando as perdas

aerodinâmicas, consequentemente freando a turbina.

31

Figura 3.10: Perfil do escoamento turbulento através de uma turbina com controle

Stall. Fonte: (Cresesb CEPEL, 2008) [19].

As principais vantagens da utilização deste tipo de controle são:

Menor custo de implantação, devido à ausência do controle de passo;

Menor manutenção;

Maior robustez;

Maior simplicidade de confecção.

Algumas das desvantagens presentes nas turbinas deste tipo são:

Falta de assistência na partida dos geradores, principalmente em

velocidades baixas;

Devido ao fato de ser um controle passivo, em geral, as turbinas

apresentam picos de velocidade acima da nominal;

Por possuir um conceito simples e relativamente barato, o controle por

estolamento aerodinâmico é bastante empregado. Como os ângulos das pás são fixos

e projetados para que a turbina opere numa velocidade específica e constante, este

controle é empregado, em geral, em sistemas de geração eólica com velocidade fixa.

3.4.3 Controle por Estolamento Ativo

O controle por estolamento ativo visa a combinar as vantagens do controle por

ângulo de passo e por estolamento aerodinâmico. As pás possuem a capacidade de

rotação conforme no controle por ângulo de passo, a grande diferença se dá no

sentido de rotação. No estolamento ativo as pás tendem a girar com o objetivo de

aumentar o ângulo de ataque, visando colocar o escoamento em turbulência mais

rapidamente.

As seguintes vantagens do controle por estolamento ativo podem ser

enunciadas:

32

Menor variação angular;

Dispositivo de menor potência para acionamento das pás, em

comparação com o controle por passo;

Ajuste fino da potência extraída;

A principal desvantagem deste tipo de controle é a dificuldade de modelar com

precisão o comportamento aerodinâmico em condições de turbulência.

33

4. Modelo dos Aerogeradores

4.1 Principais Tecnologias de Geradores Eólicos

Nesta seção serão abordados os modelos dos principais aerogeradores, suas

turbinas, seus componentes e controles, tanto em regime permanente quanto em

regime dinâmico, porém não é objetivo deste trabalho o aprofundamento na

modelagem matemática dos respectivos componentes.

Como visto na Seção 1.1, os aerogeradores, com destaque no cenário de

conversão de energia eólica em elétrica, estão enunciados a seguir:

GIDC – Gerador de indução diretamente conectado à rede;

GIDA – Gerador de indução duplamente alimentado;

GSE – Gerador síncrono conectado à rede por conversores.

As conexões dos diferentes tipos de tecnologia dos aerogeradores com a rede

elétrica diferenciam-se conforme as características de controle de cada modelo. A

Figura 4.1 ilustra simplificadamente as diferentes configurações de acesso ao sistema.

Os GIDCs foram usados, em larga escala, principalmente no início da exploração

de produção de energia elétrica através dos ventos. Tal utilização foi impulsionada

pela simplicidade e baixo custo de operação, assim como a robustez do sistema.

Devido ao crescimento da participação da geração eólica na matriz energética

mundial, é necessário que os novos parques eólicos disponham de ferramentas de

controle mais eficientes que as apresentadas no esquema tradicional dos GIDCs.

Assim, os geradores com esquema GIDA e GSE são os mais utilizados atualmente,

pois possuem maior capacidade de controle da geração de energia.

34

Independentemente do tipo de topologia escolhido para a geração de energia, a

quantidade de parques eólicos conectados ao sistema elétrico estará sempre limitada,

devido à natureza intermitente do vento. Um sistema de potência dependerá sempre

de usinas geradoras com fontes de energia mais controláveis e estocáveis, como

hidrelétricas com reservatório e térmicas, para um fornecimento contínuo de energia.

Apesar da limitação e inviabilidade de um sistema elétrico predominantemente

eólico, é cada vez maior o grau de desenvolvimento tecnológico dos modernos

aerogeradores, visando o aumento na contribuição do controle e da manutenção da

estabilidade do sistema elétrico, durante e após contingências na rede. Tais avanços

são obtidos principalmente pela evolução das tecnologias de controle aplicadas aos

conversores estáticos de potência.

4.2 GIDC - Gerador de Indução Diretamente

Conectado à Rede

Este esquema é constituído por um gerador de indução de rotor em gaiola de

esquilo, sendo o estator da máquina conectado diretamente à rede elétrica. Como em

Figura 4.1: Principais tecnologias de aerogeradores a) GIDC b) GIDA c) GSE. Fonte:

(Vieira, 2009) [22].

35

uma máquina de indução convencional, para seu funcionamento como gerador, este

deve ser acionado com velocidade de rotação acima da velocidade síncrona nominal

da máquina, conforme ilustrado na Figura 4.2.

Figura 4.2: Curva típica de conjugado versus velocidade para uma máquina de

indução.

A eficiência de uma máquina de indução pode ser avaliada pelo seu

escorregamento, i.e., máquinas com alta eficiência tendem a trabalhar com baixo

escorregamento. Portanto, este tipo de gerador tende a ser utilizado em sistemas com

velocidade fixa, mantendo a velocidade de rotação acima da nominal, mas sem

exceder os níveis aceitáveis de escorregamento para uma considerável eficiência. Os

aerogeradores deste tipo apresentam, usualmente, baixo número de polos. Assim,

como a velocidade síncrona de rotação é inversamente proporcional a esta grandeza,

os GIDCs são conectados mecanicamente às turbinas eólicas por meios de

multiplicadores de velocidade, que elevam a baixa velocidade de rotação da turbina

até o nível de rotação do gerador.

As vantagens na utilização do GIDC, como mencionado anteriormente, são a

robustez e a simplicidade na construção e operação do gerador, reduzindo os custos

de implantação.

As desvantagens na utilização do GIDC são a inexistência de um controle sobre

o gerador de indução; o limitado controle aerodinâmico da turbina; a potência gerada

ser influenciada pelas variações na velocidade do vento (rajadas e turbulência); o

elevado consumo de reativo pelo GIDC, tanto em regime permanente quanto em

regime transitório, limitando sua utilização em redes com baixos níveis de potência de

curto-circuito, existindo a possibilidade de perda de estabilidade de tensão ou angular

36

do sistema elétrico, devido as grandes variações de tensão, principalmente durante

faltas. Geralmente tais geradores são conectados ao sistema com bancos de

capacitores para aliviarem a potência reativa requisitada do sistema, porém durante

contingências na rede, os níveis de tensão caem, reduzindo a contribuição dos bancos

shunt.

4.2.1 Análise Qualitativa do Modelo da Turbina Eólica

O modelo da turbina eólica, via CDU, utilizado para as simulações presentes

neste trabalho é parte integrante dos arquivos de exemplos do programa ANATEM

[23].

A turbina modelada não possui controle de pitch, i.e., não controla o ângulo de

passo. Alguns parâmetros devem ser inseridos no modelo da turbina para sua

adequada utilização, como o raio do rotor da turbina, o número de polos do gerador, a

relação de engrenagem entre a turbina e o gerador e a densidade do ar. No modelo,

ainda podem ser definidos parâmetros para simular um comportamento turbulento do

vento, assim como uma lógica de frenagem da turbina para velocidades de vento

acima da permitida.

A velocidade de operação deve ser projetada de acordo com os parâmetros de

operação do gerador de indução na rede. Portanto um programa auxiliar, retirado de

[23], para a determinação da velocidade inicial do vento a partir dos dados da

máquina. Devem ser fornecidos os seguintes dados ao programa: densidade do ar

(kg/m³), raio do rotor da turbina (m), 𝜆 mínimo, valor do escorregamento da máquina

de indução, relação de engrenagens, número de polos do gerador e os pontos da

curva de desempenho da máquina em função de 𝜆.

A Figura 4.3 ilustra a curva de desempenho da turbina eólica utilizada na

simulação do desempenho dinâmico do GIDC [23].

37

Figura 4.3: Curva de desempenho da turbina acoplada ao GIDC. Fonte: Adaptado de

(CEPEL, 2007) [23].

4.2.2 Análise Qualitativa do Modelo para Estudos em

Regime Permanente

A máquina de indução deve ser modelada para sua utilização em estudos de

fluxo de potência. O método utilizado faz uso da representação do circuito elétrico da

máquina por meio de duas barras [24], conforme mostrado na Figura 4.4.

Figura 4.4: Representação em regime permanente, da máquina de indução, em duas

barras. Fonte: (Rangel, Ferraz, Junior, & Henriques, 2005) [24].

Onde: Rs – Resistência do estator; X’s – Reatância transitória; Xs – Reatância própria

do estator; Pmec – Potência mecânica

A rede elétrica é aumentada de uma barra PQ (P = Pmec; Q = zero) para cada

grupo de máquina que é modelado no programa ANAREDE. Conforme ilustrado na

2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 220

0.05

0.1

0.15

0.2

0.25

0.3

0.35

0.4

0.45

0.5Relação entre Cp x Lambda - GIDC

Lambda (TSR)

Coeficie

nte

de P

otê

ncia

(C

p)

38

Figura 4.4, é adicionado também um ramo em derivação (completamente indutivo)

acoplado a barra PQ e um ramo série conectando a barra PQ à barra terminal do

motor através de uma impedância.

Após o resultado do fluxo de potência, é possível a obtenção do valor do

escorregamento da máquina pelo programa ANAREDE, que servirá como entrada

para o programa ANATEM. No Anexo B-I encontram-se os parâmetros do gerador

para análise em regime permanente.

4.2.3 Análise Qualitativa do Modelo para Estudos de

Transitórios Eletromecânicos

O modelo utilizado para a simulação da resposta dinâmica do GIDC é

predefinido no ANATEM, através do código de execução DMOT [25]. O modelo

simulado foi de um gerador de indução com gaiola simples considerando-se o efeito

transitório de rotor. O diagrama de blocos do modelo é apresentado na Figura 4.5.

Figura 4.5: Diagrama de blocos do gerador de indução considerando o efeito

transitório do rotor. Fonte: (CEPEL, 2010) [25].

Onde: Te – Torque elétrico, em pu, na base da máquina; Tm – Torque mecânico, em

pu, na base da máquina; H – Constante de inércia de uma unidade do conjunto

gerador-turbina; ωs – velocidade síncrona, em rad/seg; T’o – Constante de tempo do

rotor a circuito aberto, em segundos; Xss – Reatância própria do estator, em pu; X’ –

Reatância transitória do estator, em pu.

No Anexo B-II encontram-se os parâmetros do gerador para análise em regime

dinâmico.

39

4.3 GIDA – Gerador de Indução Duplamente

Alimentado

Neste esquema, o gerador de indução de rotor bobinado com alimentação

através de escovas é conectado diretamente a rede pelo estator. O circuito do rotor é

conectado a rede por meio de um conversor CA/CC/CA, constituído por duas pontes

conversoras trifásicas bidirecionais e conectadas entre si por meio de um circuito em

corrente contínua (elo CC).

Fazendo uso de controle do tipo vetorial pode-se controlar as potências ativa e

reativa no estator da máquina de indução [24], tornando o seu funcionamento similar

ao de uma máquina síncrona convencional. Com a utilização do GIDA é possível o

controle de tensão, ou do fator de potência, assim como da velocidade de rotação para

a otimização da extração de energia do vento. Devido à possibilidade de controle de

velocidade por meio do gerador, esse esquema é utilizado em sistemas com turbinas

de velocidade variável, fazendo uso de controle da inclinação da pá (controle de pitch).

A geração de energia ocorre tanto para velocidades de rotação acima quanto

abaixo da velocidade síncrona. Quando o gerador está acima da velocidade síncrona,

denominado regime hiper-síncrono [21], o rotor e o estator entregam energia à rede, a

energia cinética do rotor é transmitida ao sistema por meio do elo CC. Quando o

gerador se encontra abaixo da velocidade síncrona, em regime sub-síncrono [21], o

estator fornece energia à rede enquanto o rotor absorve energia do barramento

através do elo CC, conforme ilustrado na Figura 4.6.

Devido ao fato da potência circulante no circuito do rotor ser limitada a uma

fração da potência gerada inserida no barramento e ser proporcional ao

escorregamento, desprezando-se as perdas, os conversores podem ser

dimensionados para o máximo escorregamento adotado no projeto.

Durante faltas no sistema, a corrente no circuito do estator pode aumentar muito

de valor, acarretando altas tensões induzidas no circuito do rotor. Portanto para a

proteção contra sobretensões, no rotor, o GIDA possui um circuito de proteção

denominado crowbar [24].

40

Figura 4.6: Fluxo da potência ativa nos circuitos do estator e rotor do GIDA.


O modelo matemático da turbina eólica instituído para a simulação do GIDA, ao

contrário da do GIDC, possui controle do ângulo de passo (controle por pitch). Tal

característica, conforme apresentado na Seção 3.4.1, possibilita tanto o aumento do

desempenho aerodinâmico da turbina quanto para limitação da rotação da turbina para

velocidades de vento muito altas.

O modelo em CDU da turbina foi retirado dos exemplos do programa ANATEM

[23]. As turbinas com regulação do ângulo de passo apresentam curvas de

desempenho similares às apresentadas na Figura 3.6, o controle é ajustado de

maneira que o ângulo de passo (β) forneça a melhor conversão de energia, de acordo

com a variação da velocidade do vento.

O diagrama de blocos do controle da posição da pá do gerador é ilustrado pela

Figura 4.7.

Para a utilização do modelo da turbina, na simulação dinâmica do GIDA é

necessária primeiramente a inserção de alguns parâmetros no mesmo, referentes à

41

determinação do ponto inicial de operação do gerador. Os dados a serem inseridos

referem-se aos valores iniciais do 𝜆, do β e do escorregamento do gerador.

Figura 4.7: Diagrama de blocos para o controle da posição das pás. Fonte: (Rangel,

Ferraz, Junior, & Henriques, 2005) [24].

Tais dados são obtidos a partir da análise do gerador em regime permanente

no programa ANAREDE. A potência por unidade geradora (total dividida pelo número

de geradores na barra) em kW e em pu são retiradas do programa ANAREDE, e a

partir das curvas de referência é possível a determinação dos valores da velocidade

de rotação de referência (ωref) e da velocidade do vento (𝑣). Com estas variáveis é

possível a determinação do 𝜆 e do 𝐶𝑃 através das equações (3.8) e (3.10),

respectivamente. O valor de β é mensurado através das curvas de desempenho

elaboradas por SLOOTWEG [26], apresentadas na Figura 4.8.

42

Figura 4.8: Curvas de desempenho da turbina eólica. Fonte: (Slootweg, 2003) [26].

O escorregamento (𝑠) percentual inicial do gerador, pode ser calculado a partir

da equação (4.1).

𝑠 = 100(1 − 𝜔𝑒(𝑝𝑢)) (4.1)

Onde 𝜔𝑒(pu) significa a velocidade angular elétrica do gerador em pu;


Regime Permanente

O tipo de modelagem do GIDA no programa ANAREDE depende da estratégia

de controle do conversor. Como mencionado na Seção 4.3, o conversor ligado à rede

pode ser controlado de modo a manter a tensão terminal constante ou o fator de

potência constante. Para aplicações onde se deseja manter a tensão terminal

constante, deve-se modelar o GIDA como uma barra PV no fluxo de carga. Em

contrapartida, para aplicações onde se deseja manter o fator de potência constante,

deve-se modelar o GIDA como uma barra PQ.

43

Neste trabalho, cujo objetivo é analisar as diferentes metodologias de

empreendimentos eólicos na geração de energia, foi escolhida a modelagem clássica

de unidades geradoras, ou seja, uma barra PV.



A Figura 4.9 ilustra o esquema simplificado da conexão de um GIDA ao

sistema. A geração na barra é essencialmente controlada pelos conversores,

interligados pelo elo CC, e protegidos pelo crowbar.

Figura 4.9: Representação esquemática simplificada da conexão de um GIDA ao

sistema. Fonte: (Rangel, Ferraz, Junior, & Henriques, 2005) [24].

Portanto para a simulação da resposta dinâmica do GIDA no ANATEM é

essencial a modelagem dos conversores, do elo CC, da proteção crowbar e do

gerador de indução duplamente alimentado. A Figura 4.10 demonstra o esquema

simplificado dos controles do GIDA.

44

Figura 4.10: Diagrama de controles do aerogerador. Fonte: (Rangel, Ferraz, Junior, &

Henriques, 2005) [24].

4.3.3.1 Análise Qualitativa do Modelo da Máquina

O gerador de indução duplamente alimentado possui modelo predefinido no

programa ANATEM, através do código de execução DMDF [25]. Sua modelagem

dinâmica leva em conta a transformação das componentes real e imaginária das

tensões e correntes, tanto do estator quanto do rotor, para os eixos ortogonais “d” e

“q”. Tal transformação é derivada da Teoria de Referência d-q de Park, desenvolvida

para máquinas síncronas, e expandida para máquinas de indução de rotor bobinado

com fluxos bidirecionais de potência via conversores [21].

O controle realizado no referencial d-q apresenta um desacoplamento entre as

partes ativa e reativa, denominado controle vetorial [24], e permite que a máquina de

indução tenha seu comportamento modelado semelhantemente ao de uma máquina

síncrona. No Anexo B-III encontram-se os parâmetros do gerador para análise em

regime dinâmico.

4.3.3.2 Análise Qualitativa do Modelo do Elo CC

O elo CC é responsável pela interligação dos conversores de controle do

aerogerador. Os conversores funcionam como fontes de tensão para o lado CA da

conexão, e como fontes de corrente para o lado CC. A tensão do lado CA possui

módulo e fase controlados, o módulo é proporcional à tensão do capacitor do elo CC e

45

ao fator de modulação, relação entre o sinal de controle e o sinal triangular, no

controle do disparo do conversor fonte de tensão. Tanto o módulo quanto a fase

podem ser determinados por meio das componentes “d” e “q” da tensão do conversor

imposta pelo controle.

4.3.3.3 Análise Qualitativa do Modelo do Controle

dos Conversores

Os conversores são controlados por meio das componentes “d” e “q” das

tensões e correntes. O conversor conectado ao estator é responsável pelo controle da

tensão no capacitor, através da injeção ou retirada de potência ativa (controle por meio

da componente “d” da tensão do estator) e pelo controle do fator de potência no

conversor, através da injeção ou retirada de potência reativa (controle por meio da

componente “q” da tensão do estator).

O conversor conectado ao rotor é responsável pelo controle de velocidade

(escorregamento) da máquina, através do controle do fluxo de potência ativa (controle

por meio da componente “q” da corrente do rotor) e pelo controle da geração reativa,

tensão terminal ou fator de potência terminal, por meio do controle do fluxo de

potência reativa (controlado a partir da componente “d” da corrente do rotor).

O controle de cada conversor evidencia o desacoplamento das parcelas ativa e

reativa do controle vetorial e também a possibilidade de suprimento de reativos à rede

pelo GIDA, assemelhando-se a uma máquina síncrona.

4.3.3.4 Atuação da Proteção Crowbar

A proteção por crowbar é essencial para que os conversores do GIDA não

sofram danos. A proteção atua em situações de curtos-circuitos, geralmente próximos

à barra do GIDA, para evitar que haja sobrecorrente nos conversores, ocasionando

sobretensão no elo CC. O crowbar age efetuando um by-pass no conversor. Durante a

atuação do crowbar, o GIDA não pode ser controlado pelo conversor, atuando como

uma máquina de indução convencional.

A atuação do crowbar pode ser ativada ou desativada através da observação

de algumas variáveis do sistema, como a tensão na barra terminal (Vt), a tensão no

capacitor do elo CC (Vc), a corrente no estator (Is) e a corrente no rotor (Ir).

46

A atuação obedece a seguinte lógica:

Ativação da proteção:

o Vt < Vtmin

o Vc > Vcmax

o Is > Ismax

o Ir > Irmax

Desativação da proteção:

o Vt > Vtmin

o Vc < Vcmax

o Is < Ismax

o Ir < Irmax

Para a atuação da proteção basta que uma das condições referidas seja

observada. Porém para a sua desativação, todas as condições devem ser obedecidas.

Além do monitoramento de tensão e corrente, a proteção conta com dois

parâmetros adicionais de controle pré-estabelecidos, englobando o tempo mínimo e o

tempo máximo de atuação, que controlam o intervalo de atuação dentro dos seus

limites. Ao se observar uma das condições de ativação, a proteção atuará

obrigatoriamente pelo tempo mínimo de atuação definido. Ao se observar todas as

condições de desativação durante o intervalo entre o tempo mínimo e o máximo, a

atuação poderá ser desativada. Se durante a atuação, não forem obedecidas todas as

condições de desativação, a proteção será desativada ao término do tempo máximo,

independentemente das condições de desativação serem obedecidas ou não.

Os parâmetros de controle, assim como a lógica de funcionamento do crowbar

foram retirados dos arquivos de exemplos do programa ANATEM [23].

4.4 GSE – Gerador Síncrono Conectado à Rede

por Conversores

Nesta configuração, o gerador síncrono é conectado à rede por meio de

conversores estáticos. O gerador síncrono pode operar com frequência diferente da

frequência da rede, devido ao desacoplamento realizado pela conexão por meio de

conversores. O sistema opera com velocidade variável, assim as oscilações de

47

potência ocasionadas pelas rápidas variações na velocidade do vento são

amortecidas.

O controle da tensão ou do fator de potência na barra terminal de geração é

realizado pelo inversor conectado à rede, por meio de controle do tipo vetorial, assim

como no GIDA.

Devido ao desacoplamento da frequência do gerador, é usual que este seja

projetado com grande número de polos, reduzindo assim sua velocidade de rotação e

eliminando a necessidade de multiplicadores de velocidade.

A Figura 4.11 ilustra um esquema básico de aproveitamento eólico fazendo-se

uso de geradores síncronos com velocidade variável, acoplados por meio de

conversores.

Figura 4.11: Esquema de aproveitamento eólico utilizando gerador síncrono. Fonte:

(Rangel, Gomes Junior, & Ferraz, 2006) [27].

O esquema de conversores utilizados pode ser observado na Figura 4.11. Os

conversores são acoplados através de um elo CC, o retificador é do tipo fonte de

corrente a diodo e o inversor é do tipo fonte de tensão. A tensão sobre o capacitor é

controlada por meio de um chopper do tipo boost.


O modelo de turbina utilizado na simulação do desempenho do GSE é o

mesmo utilizado na análise do GIDA. A turbina possui o ajuste do ângulo de inclinação

das pás e sua dinâmica de controle pode ser ilustrada pela Figura 4.7.

Conforme a modelagem em CDU da turbina acoplada ao GIDA, é necessária a

inserção de alguns parâmetros para a inicialização da máquina, estabelecendo seu

ponto de operação. Tais parâmetros englobam novamente os valores iniciais do 𝜆 e

48

do β, além do valor da frequência inicial do estator, inserido como parâmetro no

modelo do gerador síncrono.

O cálculo dos valores de 𝜆 e β, é semelhante ao efetuado na Seção 4.3.1. O

valor do despacho de potência ativa, do gerador eólico no fluxo de carga, é obtido

através do programa ANAREDE. Os valores em absoluto (kW) e em pu, por unidade

geradora são utilizados para a obtenção dos valores de velocidade inicial do vento

(m/s) e velocidade de rotação de referência (pu) através das curvas de referência de

velocidade. Com os valores de velocidade de vento e rotação iniciais, 𝜆 e 𝐶𝑃 são

calculados a partir das equações (3.8) e (3.10), respectivamente. A posição inicial do

ângulo de passo, β, é estimada a partir das curvas de desempenho da turbina eólica,

apresentadas na Figura 4.8.

O valor da frequência inicial do gerador é obtido multiplicando-se o valor da

velocidade de rotação de referência (pu) pelo valor da frequência nominal do estator

da máquina.


Regime Permanente

O GSE pode ser modelado para aplicações de fluxo de potência como barras

do tipo PV ou PQ. Neste trabalho, devido ao objetivo de traçar o comportamento dos

geradores eólicos, operando como unidades de geração clássicas, a barra de acesso

do GSE ao sistema foi modelada como uma barra PV no programa ANAREDE.



Para a análise em regime dinâmico de aerogeradores com topologia de GSE,

no programa ANATEM, é necessária a modelagem de múltiplos componentes que

compõem o esquema, como a modelagem do gerador síncrono, do controle do

chopper e do controle do inversor. A Figura 4.12 ilustra de maneira simplificada as

malhas de controle presentes numa barra de geração eólica com GSE.

49

Figura 4.12: Malhas de controle de um GSE. Fonte: (Rangel, Gomes Junior, & Ferraz,

2006) [27].

As malhas em negrito na Figura 4.12, evidenciam os controles que devem ser

modelados em ambiente CDU, para a simulação no programa ANATEM.

4.4.3.1 Análise Qualitativa do Modelo da Máquina

O modelo dinâmico do gerador síncrono utilizado no programa ANATEM é pré-

definido e acessado pelo código de execução DMGE [25]. O gerador síncrono

modelado possui polos salientes, um enrolamento de campo e dois enrolamentos

amortecedores: um no eixo direto e outro no eixo em quadratura.

Para o lado do retificador, a máquina é representada como uma fonte de

tensão subtransitória atrás de uma reatância subtransitória de eixo direto. No Anexo B-

IV encontram-se os parâmetros do gerador para análise em regime dinâmico.

4.4.3.2 Análise Qualitativa do Modelo do Chopper

Conforme apresentado na Seção 4.4 e ilustrado na Figura 4.11, o retificador

(Conversor 1) é do tipo fonte de corrente a diodo. Portanto, a magnitude da corrente

do lado CC não é controlada pelo conversor. Para o controle do nível da corrente

retificada e, por consequência, da tensão sobre o capacitor conectado ao inversor, faz-

se uso de um chopper.

O chopper funciona como um transformador CC, ou seja, a saída de tensão

(Vs) é proporcional ao valor de entrada (Ve). No caso em estudo o chopper utilizado é

do tipo boost, ou seja, a saída de tensão será sempre maior do que a entrada. Na

Figura 4.13 é representado o esquema de um chopper do tipo boost.

50

Figura 4.13: Representação do Chopper do tipo Boost utilizado no elo CC do GSE.

Ao controlar-se o tempo de condução do elemento de chaveamento (Ch),

pode-se controlar o valor médio da corrente de saída do conversor (Is) e por

consequência a tensão sobre o capacitor (Vc). A lógica de controle do chopper foi

realizada em CDU, e retirada dos arquivos de exemplos do programa ANATEM [23].

4.4.3.3 Análise Qualitativa do Modelo Controle Do

Inversor

Conforme o conversor utilizado no GIDA, o conversor eletrônico, que realiza a

conexão entre o gerador síncrono e a rede, é ajustado por meio de controle do tipo

vetorial.

A tensão do lado CA do inversor possui módulo e fase controláveis. O módulo é

proporcional à tensão do capacitor do lado CC e ao fator de modulação de amplitude

do conversor. A fase é determinada pelas componentes “d” e “q” da tensão imposta

pelo controle do conversor.

O controle vetorial permite o desacoplamento entre as variáveis ativa e reativa da

máquina. A potência ativa é utilizada para controlar a velocidade angular da máquina

síncrona e a potência reativa é utilizada para controlar a tensão terminal na barra de

geração.

51

5. Simulações

5.1 Análise da Resposta Dinâmica dos

Aerogeradores

Nesta seção se encontra o objetivo central deste trabalho, que compreende a

análise do comportamento dinâmico dos três tipos de topologia de aerogeradores

adotados para estudo, visando caracterizar a influência da inserção de geração eólica

na operação do SIN.

A introdução de geradores eólicos, em larga escala, introduz incertezas na

operação dos sistemas de potência. As usinas geradoras convencionais (hidrelétricas

e térmicas) conectadas ao sistema não possuem somente a função de introduzir

potência ativa na rede, estas possuem diversas funções secundárias, cruciais para a

operação e controlabilidade do sistema. São funções das unidades geradoras

convencionais: participarem do balanço de potência do sistema, do controle de tensão,

do controle de frequência.

O despacho de potência dos geradores eólicos é afetado devido à incerteza, a

incapacidade de armazenagem e variação dos ventos, principalmente em sistemas de

velocidade fixa. As usinas eólicas de velocidade variável são despachadas sempre

para sua máxima potência, otimizando a conversão de energia, com prioridade na

ordem de despacho pelo ONS. No curto prazo o controle do ângulo das pás (somente

em sistemas de velocidade variável) controla a potência despachada, mas no longo

prazo o fator de capacidade evidencia a impossibilidade de se utilizar a geração eólica

como base energética. Portanto as usinas eólicas participam do balanço de potência

do sistema, estimando-se a produção mensal garantida no atendimento à demanda

máxima de potência.

As usinas eólicas, somente as de velocidade variável, possuem componentes

para o controle da tensão e frequência, no ponto de acesso à rede, mas estas não

podem participar do controle de tensão e frequência do sistema sob contingências

severas, pois são desconectadas da rede [3].

52

Outro aspecto que deve ser abordado, ao se estudar a inserção de geradores

eólicos no sistema, é o comportamento dos mesmos durante faltas na rede. O

comportamento dos aerogeradores sob contingências leva em conta o seu tipo de

topologia.

O GIDC apresenta aumento das correntes do estator e aceleração do eixo do

rotor, após a falta. Após contingências, o sistema elétrico pode se apresentar

fragilizado e não ter capacidade de atender a demanda de potência reativa dos

GIDCs, o que pode ocasionar colapso de tensão na rede.

No GIDA, se algumas das condições de ativação, especificadas na Seção

4.3.3.4, forem estabelecidas, a proteção por crowbar será ativada e o GIDA se

comportará como um gerador de indução convencional, o que ocasiona um aumento

na não-linearidade da corrente de falta.

No GSE, o afundamento de tensão pode ser limitado pelos conversores, mas em

faltas próximas à barra do gerador, a corrente de falta pode ocasionar a sua

desconexão, devido à atuação da proteção.

Portanto, para a análise do comportamento dinâmico dos aerogeradores, sob

alguns eventos, e sua influência no sistema no qual foram inseridos, foram

especificados alguns casos bases: cenário com máquina contra uma barra infinita,

cenário com 9 barras e cenário com 65 barras.

5.2 Análise do Caso Máquina x Barra Infinita

Este cenário é equivalente ao caso real de um gerador eólico conectado próximo

a um grande sistema.

O interesse nesta seção é analisar o comportamento dos três aerogeradores:

GIDC, GIDA e GSE, visando traçar sua resposta a eventos na velocidade do vento e a

uma falta na rede, e estabelecer as principais diferenças de desempenho entre eles.

Por se tratar de um cenário de uma máquina contra uma barra infinita os eventos

simulados só serão analisados para os aerogeradores, pois os eventos não acarretam

em variações na barra infinita. Apesar da simplificação do caso base, a resposta

dinâmica obtida dos aerogeradores pode ser estendida para aplicações em outros

sistemas.

53

Para análise qualitativa do sistema é considerado que alguns parâmetros da

operação devam ser iguais para as três topologias, tais como: a tensão terminal na

barra do gerador e os fluxos de potência ativa e reativa na linha de conexão.

O sistema base é representado por uma barra geradora conectada à barra

infinita por uma reatância de 10% na base de potência do sistema. O despacho de

potência ativa é igual a 1,9 MW e o despacho de potência reativa é igual a zero (fator

de potência unitário), a tensão terminal na barra de geração é imposta igual a 1 pu. O

diagrama unifilar do sistema está apresentado na Figura 5.1.

Figura 5.1: Diagrama unifilar do sistema máquina conectado a uma barra infinita

Para o despacho de potência mencionado é utilizado um parque gerador com

dois GIDC com 1 MW de potência nominal, três GIDA com 0,85 MW de potência

nominal e três GSE com 0,85 MW de potência nominal. Para a análise do sistema com

GIDC é inserido um shunt capacitivo de 1,44 Mvar, de modo a igualar a operação

entre os sistemas, com fator de potência unitário e tensão terminal igual a 1 pu.

As variáveis a serem monitoradas para a análise do desempenho de cada

gerador são: a tensão terminal do gerador, fluxo de potência ativa, fluxo de potência

reativa, velocidade do vento, velocidade do gerador, coeficiente de desempenho (𝐶𝑃)

e ângulo de passo (β).

O sistema será submetido aos seguintes distúrbios: curto-circuito trifásico franco

na barra do gerador, degrau positivo na velocidade do vento e a presença de vento

com perfil turbulento.

54

5.2.1 Evento: Curto-Circuito Trifásico na Barra Terminal

do Gerador

O evento simulado compreende a aplicação de um curto-circuito trifásico franco

(sem impedância) no instante t=1 s na barra terminal do gerador, seguido pela retirada

da falta no instante t=1,1 s.

Este evento visa descrever o comportamento dinâmico dos aerogeradores

durante e após faltas, próximas aos barramentos terminais das máquinas. As Figuras

5.2 a 5.7 mostram as respostas das variáveis monitoradas durante a simulação com

aplicação do defeito trifásico no terminal dos geradores.

Figura 5.2: Tensão na barra terminal – Análise curto-circuito.

Figura 5.3: Fluxo de potência ativa – Análise curto-circuito.

55

Figura 5.4: Velocidade de rotação do gerador – Análise curto-circuito.

Figura 5.5: Fluxo de potência reativa – Análise curto-circuito.

Figura 5.6: Coeficiente de desempenho – Análise curto-circuito.

56

Figura 5.7: Posição angular das pás – Análise curto-circuito.

Como observado na Figura 5.2, o GIDC apresenta maior lentidão para que a

tensão terminal volte ao valor de regime. O GIDA e GSE recuperam-se rapidamente

devido ao controle dos conversores de potência, mas o GIDA conta com uma

descontinuidade provoca pela proteção crowbar. A proteção é desativada no instante

1,26 s devido ao seu limite de tempo de atuação.

A Figura 5.3 apresenta o comportamento do fluxo de potência ativa na linha de

conexão entre os geradores e a barra infinita. Todos os geradores respondem com a

redução da potência ativa a zero e aceleração dos seus respectivos rotores durante o

curto (Figura 5.4).

Durante o curto-circuito, o aumento de velocidade do GIDC ocasiona um

aumento do escorregamento do gerador, por consequência o gerador tende a

aumentar o seu consumo de potência reativa, conforme mostrado na Figura 5.5,

visando diminuir a diferença entre os campos girantes do estator e rotor. O GIDA e o

GSE rapidamente retornam ao valor de regime devido aos seus respectivos controles

de potência.

A Figura 5.4, a Figura 5.6 e a Figura 5.7 ilustram como se comportam a

velocidade de rotação dos rotores, o 𝐶𝑃 e o β dos geradores. As velocidades dos

geradores GIDA e GSE foram postas em uma base comum (velocidade inicial do

GIDC) para que pudessem ser avaliadas em conjunto. Observa-se a característica de

um sistema com velocidade fixa na análise da curva de velocidade do GIDC (sem

controle de pitch, Figura 5.7). O GIDA apresenta desvio na velocidade de rotação

devido à correção do ângulo das pás. O GSE por ter seu ponto de operação inicial

definido com o ângulo das pás igual a zero, comporta-se como um sistema de

velocidade fixa, com 𝐶𝑃 e β praticamente constantes (Figura 5.6 e Figura 5.7).

57

5.2.2 Evento: Degrau na Velocidade do Vento

O segundo evento simulado compreende a aplicação de um degrau positivo na

velocidade do vento de 1 m/s no instante t=1 s e a sua retirada no instante t=5 s

(conforme apresentado na Figura 5.8). O comportamento dinâmico dos aerogeradores

é analisado para ocorrências na variação da velocidade do vento. As Figuras 5.9 a

5.14 descrevem as respostas das variáveis monitoradas durante a simulação com

aplicação de um degrau positivo na velocidade do vento. Um estudo sobre a

ocorrência de um degrau negativo, na velocidade do vento, não é necessário, pois a

retirada da aplicação do degrau positivo ilustra o comportamento dinâmico dos

aerogeradores, em condições de diminuição de velocidade.

Figura 5.8: Velocidade do vento – Análise degrau.

Figura 5.9: Tensão na barra terminal – Análise degrau.

58

Figura 5.10: Velocidade de rotação do gerador – Análise degrau.

Figura 5.11: Fluxo de potência ativa – Análise degrau.

Figura 5.12: Fluxo de potência reativa – Análise degrau.

59

Figura 5.13: Coeficiente de desempenho – Análise degrau.

Figura 5.14: Posição angular das pás – Análise degrau.

Na Figura 5.9 pode-se observar que os valores de tensão no GIDA e no GSE

permanecem praticamente constantes devido ao controle da potência reativa. O GIDC

apresenta uma queda de tensão devido à aceleração do rotor (Figura 5.10) e o

aumento do consumo de potência reativa (diminuindo o fluxo de potência reativa na

linha).

Tanto o GIDA quanto o GSE respondem rapidamente a variações na

velocidade (Figura 5.8), corrigindo a geração de potência ativa e reativa, Figura 5.11 e

Figura 5.12 respectivamente.

O 𝐶𝑃 do GIDC acompanha a variação do vento conforme ilustrado na Figura

5.13, enquanto os do GIDA e do GSE variam conforme a atuação do controle do

ângulo das pás (Figura 5.14).

60

5.2.3 Evento: Vento com Perfil Turbulento

O terceiro evento simulado compreende a aplicação de um modelo de

turbulência no vento, aplicado no instante t=1 s e retirado no instante t=10 s (Figura

5.15).

Esse evento simula o comportamento dinâmico dos aerogeradores da maneira

mais próxima à realidade, devido a não-linearidade do escoamento aerodinâmico.

As Figuras 5.16 a 5.21 descrevem as respostas das variáveis monitoradas

durante a simulação com aplicação de um vento com perfil turbulento.

Figura 5.15: Velocidade do vento – Análise turbulência.

Figura 5.16: Tensão na barra terminal – Análise turbulência.

61

Figura 5.17: Fluxo de potência ativa – Análise turbulência.

Figura 5.18: Fluxo de potência reativa – Análise turbulência.

Figura 5.19: Velocidade de rotação do gerador – Análise turbulência.

62

Figura 5.20: Coeficiente de desempenho – Análise turbulência.

Figura 5.21: Posição angular das pás – Análise turbulência.

O GIDC apresenta a maior variação de tensão (Figura 5.16) entre os

aerogeradores, devido à ausência de qualquer mecanismo de controle, quando

exposto a situação de vento com perfil turbulento (Figura 5.15).

É observado, nas Figura 5.17 e Figura 5.18 respectivamente, o comportamento

do fluxo de potências ativa e reativa na linha de conexão durante a turbulência. Todos

os aerogeradores respondem com variações nos fluxos de potência ativa e reativa, o

GIDC reflete quase que exatamente a variação do vento em variação de potência,

diferentemente do GIDA e do GSE, que demonstram menores variações devido à

controlabilidade da velocidade de rotação (Figura 5.19) e da posição do ângulo das

pás (Figura 5.21).

Nas Figura 5.19, Figura 5.20 e Figura 5.21 observa-se o comportamento dos

sistemas de velocidade variável do GIDA e do GSE, atuando com o controle do β,

visando aperfeiçoar a conversão de energia, em oposição ao sistema de velocidade

fixa do GIDC.

63

5.3 Análise do Caso 9 Barras

Este cenário visa simular a operação de um parque eólico, inserido em um

sistema isolado ou até possivelmente em um sistema interligado em religamento, em

complemento de outras unidades geradoras com fonte primária de base hidrelétrica.

O caso original foi extraído da referência [4], tendo sua topologia e ponto de

operação ilustrados na Figura 5.22.

Figura 5.22: Topologia e ponto de operação do sistema 9 barras. Fonte: (Anderson &

Fouad, 2003). [4].

O caso base originalmente é formado por três unidades geradoras, sendo uma

hidrelétrica e duas termelétricas, possuindo 9 barras. Para simulação será considerada

a manutenção de todos os parâmetros de linha, presentes na Tabela 5-1, assim como

o ponto de operação (despacho de potência, módulo e ângulo das tensões), presentes

na Tabela 5-2.

64

Tabela 5-1: Dados das linhas de conexão do sistema 9 barras. Fonte: (Anderson &

Fouad, 2003). [4].

DE PARA T R[%pu] X[%pu] B[Mvar] Tape[pu]

2 7 1 0.0 6.25 0.0 1.0000 7 8 0 0.85 7.2 14.9 8 9 0 1.19 10.08 20.9 9 3 1 0.0 5.86 0.0 1.0000 7 5 0 3.2 16.1 30.6 9 6 0 3.90 17.0 35.8 5 4 0 1.0 8.5 17.6 6 4 0 1.7 9.2 15.8 4 1 1 0.0 5.76 0.0 1.0000

Sendo: T =1 presença de trafo; T=0 ausência de trafo

Tabela 5-2:Dados das barras do sistema 9 barras. Fonte: (Anderson & Fouad,

2003)[4].

B T Vm[pu] Va[graus] PD[MW] QD[Mvar] PG[MW] QG[Mvar] BS[Mvar]

1 2 1.040 0.00 0.0 0.0 71.6 27.1 0.0 2 1 1.025 9.28 0.0 0.0 163.0 6.7 0.0 3 1 1.025 4.67 0.0 0.0 85.0 -10.9 0.0 4 0 1.026 -2.22 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 5 0 0.996 -3.99 125.0 50.0 0.0 0.0 0.0 6 0 1.013 -3.69 90.0 30.0 0.0 0.0 0.0 7 0 1.026 3.72 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 8 0 1.016 0.73 100.0 35.0 0.0 0.0 0.0 9 0 1.042 1.97 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

Sendo: T=2 Barra V𝜃; T=1 Barra PV; T=0 Barra PQ;

O gerador conectado à barra 3, Figura 5.22, será substituído pelos geradores

eólicos em estudo, tal gerador foi escolhido por apresentar a menor potência nominal

dentre as três unidades geradoras originais. Os geradores restantes (1 e 2) serão

admitidos iguais e de base hidrelétrica.

A influência da conexão dos aerogeradores no sistema será visualizada para

duas diferentes análises, a máxima inserção de geração eólica e o cumprimento dos

procedimentos de rede do ONS.

A resposta do sistema será obtida sob a influência de distúrbios na rede. Os

eventos serão caracterizados como faltas trifásicas francas, no meio de todas as

linhas de conexão de 230kV, seguido da abertura da linha em falta.

65

5.3.1 Análise da Máxima Inserção de Geração Eólica no

Sistema

Esta análise visa estabelecer a condição de máxima inserção de potência ativa

pelos geradores eólicos no ponto de acesso ao sistema. O sistema será estressado

sob duas condições distintas.

A primeira condição compreende o aumento da carga do sistema, com os

geradores repartindo o atendimento do acréscimo de carregamento entre si. A

segunda condição simulará uma possível complementariedade entre as fontes básicas

de geração do sistema (eólica e hídrica), ou mesmo a possibilidade de poupar um

recurso energético e utilizar a geração eólica como geração base.

5.3.1.1 Cenário: Aumento do Carregamento do

Sistema

O aumento do carregamento base do sistema foi realizado segundo os critérios

abaixo:

1. Aumento do carregamento ativo base do sistema em passos de 10% de

aumento sobre a carga inicial;

2. Divisão do acréscimo de potência proporcionalmente* entre os

geradores do sistema;

3. Análise da operação do sistema para contingências nas linhas de

transmissão do sistema 9 barras;

(*) A divisão da tomada de carga entre os geradores seguiu a seguinte regra:

Gerador hidrelétrico – Barra 1 – Assume 35% do aumento de carga;

Gerador hidrelétrico – Barra 2 – Assume 15% do aumento de carga;

Gerador eólico – Barra 3 – Assume 50% do aumento de carga.

Os valores de divisão da tomada de carga foram obtidos experimentalmente

para contornar o caso limite de carregamento, onde o parâmetro que regula a máxima

abertura da comporta do reservatório, presente no regulador de velocidade dos

geradores hidrelétricos não permitiria a tomada de carga pelos mesmos.

66

Foram examinadas as condições de carregamento para cada modelo de

aerogerador, visando obter a máxima inserção possível de potência ativa (por

modelo), mantendo-se a estabilidade angular, de tensão e os limites operativos de

tensão, após cada contingência. Os resultados obtidos seguem nas Figuras 5.23 a

5.28.

Figura 5.23: Tensão nos terminais dos geradores GIDC - Aumento de 20% de carga.

Figura 5.24: Potências ativa e reativa no GIDC – Aumento de 20% de carga.

Figura 5.25: Tensão nos terminais dos geradores GIDA - Aumento de 110% de carga.

67

Figura 5.26: Potências ativa e reativa no GIDA – Aumento de 110% de carga.

Figura 5.27: Tensão nos terminais dos geradores GSE - Aumento de 60% de carga.

Figura 5.28: Potências ativa e reativa no GSE – Aumento de 60% de carga.

O sistema foi estressado para cada configuração com gerador eólico, de forma

a obter a máxima potência possível a ser inserida na Barra 3, por modelo. Todas as

configurações de aerogeradores sofreram violação dos limites operativos sob a

mesma contingência, simulada como um curto-circuito no meio da linha de conexão

entre as barras 8 e 9, durante 100 ms, seguida da abertura da mesma.

68

Partindo dos resultados apresentados nas Figuras 5.23 a 5.28, pode-se fazer a

seguinte análise:

GIDC

A máxima inserção possível, verificada no sistema com GIDCs, compreende o

aumento do carregamento inicial em 20%, equivalente a injeção de 106,8 MW na

Barra 3. A tensão terminal (Figura 5.23) apresenta grande afundamento, mas se

estabiliza, assim como os fluxos de potência (Figura 5.24).

Com o sistema base carregado em 30%, equivalente a injeção de 116,3 MW na

Barra 3, após a contingência o GIDC perde a estabilidade independente do restante do

sistema. Após o curto-circuito, sua tensão não se recupera, sua potência fornecida vai

a zero e seu eixo acelera.

GIDA

A máxima inserção possível, verificada no sistema com GIDAs, compreende o


Barra 3. Após os eventos, tanto a tensão terminal quanto os fluxos de potência ativa e

reativa apresentam oscilações dinâmicas até atingirem a estabilidade, conforme

ilustrado nas Figuras 5.25 e 5.26, respectivamente.

Com o sistema base carregado em 120%, equivalente a injeção de 274 MW na

Barra 3, após a contingência, o GIDA apresenta grandes oscilações na tensão terminal

e nas potências ativa e reativas transmitidas, comprometendo a operação do sistema.

GSE

A máxima inserção possível, verificada no sistema com GSEs, compreende o


Barra 3. Após a contingência, tanto a tensão terminal quanto os fluxos de potência

ativa e reativa se reestabelecem, conforme ilustrado nas Figuras 5.27 e 5.28,

respectivamente.

Com o sistema base carregado em 70%, equivalente a injeção de 195,3 MW na

Barra 3, após a contingência, o GSE opera com sua tensão terminal abaixo do valor

limite de operação do sistema. Sua tensão terminal, a potência ativa e potência reativa

também operam com oscilações.

69

5.3.1.2 Cenário: Possível Complementariedade

Eólica-Hidrelétrica

Este cenário foi simulado seguindo os critérios a seguir:

1. Ponto de operação base do sistema é mantido;

2. Em passos de 10% de valor absoluto a geração dos geradores

hidrelétricos é reduzida e alocada no gerador eólico;

3. Análise da operação do sistema para contingências nas linhas de

transmissão do sistema 9 barras;

As respostas dinâmicas das variáveis monitoradas estão presentes nas Figuras 5.29 a

5.34.

Figura 5.29: Tensão nos terminais dos geradores GIDC – Caso base.

Figura 5.30: Potências ativa e reativa no GIDC – Caso base.

70

Figura 5.31: Tensão nos terminais dos geradores GIDA - Alocação 50%.

Figura 5.32: Potências ativa e reativa no GIDA – Alocação 50%.

Figura 5.33: Tensão nos terminais dos geradores GSE - Alocação 30%.

71

Figura 5.34: Potências ativa e reativa no GSE – Alocação 30%.

Novamente o curto-circuito trifásico franco no meio da linha de conexão 8-9,

com duração de 100 ms, seguido de sua abertura, ocasionou a violação dos limites

operativos do sistema.

As violações operativas foram as mesmas observadas na Seção 5.3.1.1. Os

limites de inserção de potência, obtidos na avaliação da complementariedade das

fontes de geração foram os seguintes:

GIDC

A máxima alocação de geração hidrelétrica em eólica verificada para o sistema

com GIDCs, compreende o carregamento base do sistema, ou seja, inserção de 85

MW na Barra 3. As Figuras 5.29 e 5.30 evidenciam o comportamento estável da

tensão terminal e dos fluxos de potência ativa e reativa, respectivamente, após as

contingências na rede.

Com a alocação de 10% de geração hidrelétrica em eólica, equivalente a

injeção de 117 MW na Barra 3, o GIDC perde a estabilidade, em relação ao sistema,

após os eventos.

GIDA


com GIDAs é de 50%, ou seja, inserção de 244,8 MW na Barra 3. Semelhante ao caso

da Seção 5.3.1.1, após os eventos, tanto a tensão terminal quanto os fluxos de

potência ativa e reativa apresentam oscilações dinâmicas até atingirem a estabilidade,

conforme ilustrado nas Figuras 5.31 e 5.32, respectivamente.

72


injeção de 276,8 MW na Barra 3, o GIDA apresenta grandes oscilações de tensão e

potência após os eventos.

GSE


com GSEs é de 30%, ou seja, inserção de 180,9 MW na Barra 3. As Figuras 5.33 e

5.34 apresentam o comportamento dinâmico da tensão terminal e dos fluxos de

potência ativa e reativa, respectivamente, do sistema após as contingências.


injeção de 212,8 MW na Barra 3, o GSE apresenta perda de estabilidade.

Os limites obtidos para a máxima inserção de geração eólica no sistema, tanto

nesta seção quanto na Seção 5.3.1.1, são relativamente próximos, dentro do critério

estabelecido para as análises (passos de 10%). A proximidade dos valores expõe a

robustez de cada modelo, evidenciando a suportabilidade, dos mesmos, às

contingências na rede, em função de seus respectivos carregamentos.

5.3.2 Análise do Atendimento às Especificações do

Procedimento de Rede do ONS

O sistema 9 Barras foi utilizado para se observar o possível cumprimento do

requisito de suportabilidade a afundamentos de tensão das usinas eólicas,

estabelecido pelo ONS no requisito 8.10, disponível em [3].

Os eventos programados para a simulação englobam o curto-circuito trifásico

franco no meio da linha de conexão 8-9, durante 100 ms, seguido da abertura do

circuito em falta.

Os resultados obtidos em comparação com a curva da Figura 2.10 estão

expressos nas Figura 5.35, Figura 5.36 e Figura 5.37.

Conforme presente na Figura 5.35, o GIDC não teria a permissão concedida

pelo ONS, para se desconectar do sistema durante a contingência simulada. O GIDA e

GSE, apesar de serem geradores altamente controláveis e com respostas mais

rápidas à recuperação de tensão, apresentam afundamentos maiores que o GIDC

(Figura 5.36 e Figura 5.37 respectivamente) para a mesma contingência, e por alguns

73

instantes de tempo, maiores que o limite permitido pelo procedimento de rede,

existindo a possibilidade de se desconectarem do sistema.

Figura 5.35: Afundamento de tensão – GIDC.

Figura 5.36: Afundamento de tensão – GIDA.

Figura 5.37: Afundamento de tensão – GSE.

74

5.4 Análise do Caso 65 Barras

Este cenário visa caracterizar a aplicação da geração eólica em um sistema

interligado de relativa larga escala. O sistema tomado como exemplo está ilustrado na

Figura 5.38, sendo um equivalente dos sistemas Sul e Sudeste [5].

O sistema conta com 65 barras, 14 unidades geradoras e 1 compensador

síncrono. A barra swing do sistema é tomada como sendo a Barra 800 – G.B.

MUNHOZ, presente na Área SUL. Este fato não será alterado em nenhum cenário de

simulação.

A interligação da área Sul com a área Sudeste é realizada pela linha Bateias-

Ibiúna, composta por dois circuitos. O sistema será submetido a contingências e

analisado, considerando um curto-circuito trifásico e a abertura de um dos circuitos da

interligação entre as áreas SUL e SUDESTE.

São abordadas na análise deste sistema teste, as possíveis consequências da

substituição de usinas convencionais por usinas eólicas. Três cenários são avaliados:

10% da geração original da área Sul, substituída por geração eólica;

50% da geração original da área Sul, substituída por geração eólica;

80% da geração original da área Sul, substituída por geração eólica.

75

Figura 5.38: Sistema 65 barras. Fonte: (Alves, 2007) [5].

76

5.4.1 Cenário: Substituição de 10% da Geração da Área

Sul por Geração Eólica

A Figura 5.39 apresenta a evolução angular do rotor da usina UHE Itumbiara

(Barra 18) com referencial angular na Barra 800 – G.B. MUNHOZ. Esta variável será

tomada padrão para todas as simulações.

Conforme verificado na Figura 5.39, as diferenças observadas entre o caso

base e os casos com 10% de geração eólica são muito pequenas.

Figura 5.39:.Substituição de 10% da geração da área SUL por geração eólica.



A Figura 5.40 mostra o desempenho dinâmico considerando a substituição de

50% da geração da Área Sul por geração eólica. Não é apresentado o resultado com

geradores do tipo GIDC, pois não foi possível a obtenção de um ponto de operação

convergente com este tipo de gerador. O sistema se apresentou com instabilidade de

tensão, devido ao grande número de geradores de indução conectados, necessitando

de grande suporte de reativos.

A resposta presente na Figura 5.40 evidencia que o caso original possui

oscilações com amplitudes menores e tempo de acomodação maior, quando

comparado com os casos com a presença de 50% de geração eólica.

77

Figura 5.40: Substituição de 50% da geração da área SUL por geração eólica.

Observa-se, na Figura 5.40, que o GSE apresentou maior desvio angular

quando comparado com o GIDA e com o caso base. Isso se dá devido à diminuição da

inércia do sistema. Além disso, o acoplamento total do gerador à rede por conversores

diminui o tempo de resposta do mesmo, em comparação ao GIDA e aos geradores

hidrelétricos.



Neste último cenário, que compreende a substituição de 80% da geração da

área SUL por geração eólica, é evidenciada a fragilidade do sistema ao se substituir

geradores convencionais (hidráulicos e térmicos) por eólicos. Nenhum sistema de

aerogerador apresentou estabilidade após as contingências simuladas.

A Figura 5.41 apresenta a evolução angular da usina UHE Itumbiara no caso

original e com 80% da geração SUL sendo atendida por geradores eólicos do tipo

GIDA, o sistema se torna instável e sua simulação pausa aos 2,86s por perda de

estabilidade do compensador síncrono, presente na Barra 48 - Ibiúna. Novamente não

é possível a obtenção de um ponto de operação com geradores do tipo GIDC. Os

geradores do tipo GSE esgotam o número máximo de iterações do processo de

resolução da rede CA no programa ANATEM, pausando a simulação após a aplicação

dos eventos.

78

Figura 5.41: Substituição de 80% da geração da área SUL por geração eólica.

79

6. Conclusões e Trabalhos Futuros

Nesta seção encontram-se as análises dos resultados obtidos nas simulações

deste trabalho e a conclusão obtida deste trabalho.

O sistema teste composto da forma gerador conectado a uma barra infinita foi

utilizado para avaliar as respostas dos geradores em relação a variações na

velocidade do vento e a curtos-circuitos próximos ao terminal dos geradores. A

influência da conexão dos geradores e suas consequências na rede não foram objeto

de análise nesse caso. Neste estudo evidenciou-se a inferioridade técnica do GIDC

em relação aos outros geradores, GIDA e GSE. Por trata-se de um sistema de

velocidade fixa e não possuir nenhum tipo de controle, o GIDC apresentou grandes

variações de tensão e potência ativa (em comparação aos outros dois), tanto em

relação a variações na velocidade do vento quanto no curto-circuito. A característica

intrínseca do GIDC, de elevado consumo de potência reativa da rede, enfatizou que

em muitos casos sua aplicação pode ser inviável. Em relação aos aerogeradores

GIDA e GSE, no estudo máquina x barra infinita, foi ressaltada a atuação do controle

de conversão de energia, em um sistema de velocidade variável. As grandezas

elétricas monitoradas, como tensão, potência ativa e potência reativa, sofreram baixas

variações em eventos na velocidade do vento e recuperaram-se rapidamente após

aplicação do curto-circuito nos terminais.

Na sequência do trabalho o sistema teste utilizado, composto por 9 barras com

geradores de base energética hídrica-eólica, foi utilizado para traçar o comportamento

dos aerogeradores e sua influência no sistema para condições de aumento do

carregamento do sistema e a operação de geradores eólicos como complemento às

demais fontes do sistema. Na avaliação dos resultados deste caso, observa-se que o

GIDC apresentou o menor percentual de carregamento (20%) e a ausência de

alocação de geração hídrica em eólica (0%), seguido pelo GSE (60% em aumento de

carregamento e 30% de alocação de geração hídrica em eólica) e pelo GIDA (110%

em aumento de carregamento e 50% de alocação de geração hídrica em eólica).

Estes resultados evidenciam o caráter depreciativo da utilização do GIDC em redes

fracas (baixa capacidade de curto-circuito), instabilizando-se devido ao seu consumo

de potência reativa do sistema e a rede estar fragilizada, na recomposição após a

contingência. O aumento de geração no GSE foi significativo, seus limites operativos

são violados devido às oscilações na tensão terminal, potência ativa e potência

80

reativa. O GIDA apresenta o maior percentual de aumento de geração devido a sua

proteção crowbar, que o torna mais robusto a contingências na rede, seus limites

operativos também são violados devido às oscilações.

O último sistema teste era compreendido por 65 barras, equivalente à malha SUL-

SUDESTE. A avaliação deste cenário com aerogeradores visa demonstrar o efeito da

substituição de geradores convencionais por geradores eólicos. No caso onde 10% da

geração da área SUL foi substituída por geração eólica, pôde-se observar o efeito

desta substituição na evolução angular de uma das máquinas do sistema, Com

oscilações de maior amplitude, porém com maior amortecimento. No caso 50%, não

se pôde obter um ponto de operação com geradores do tipo GIDC.

Os sistemas com geradores do tipo GSE e GIDA, apresentam-se conforme o caso

10%, com maiores amplitudes de oscilação, mas com menor tempo de acomodação.

O sistema com geradores do tipo GIDA apresenta-se mais próximo ao sistema base.

No caso 80%, apenas o sistema com geradores do tipo GIDA mostra-se convergente

(na resolução CA da rede) após aplicação do primeiro evento simulado, porém o

sistema perde a estabilidade 1,76s após a aplicação do último evento.

A simulação dos aerogeradores em diferentes cenários de aplicação serviu para

analisar qualitativamente seus desempenhos em relação as suas características de

controle e conversão eletromecânica. Pode-se concluir deste trabalho:

O GIDC apresenta-se como o aerogerador mais simples, barato e inferior

tecnicamente. Sua aplicação deve ser indicada em sistemas com rede forte (elevada

capacidade de curto-circuito), com grande suporte de reativo e em localidades com

ventos constantes.

O GIDA apresenta-se como gerador mais robusto, apresentando controle de

tensão, controle de conversão de potência ativa e suporte de reativos à rede. Pode ser

aplicado a grande parte dos empreendimentos eólicos. Apresenta-se com vantagem

sobre o GSE devido ao seu conversor de potência ser mais barato.

O GSE apresenta, assim como o GIDA, controle de tensão e controle de potência

ativa e reativa geradas. Pode ser aplicado, praticamente, em qualquer tipo de geração

eólica. Seu conversor é mais caro que o do GIDA, porém a ausência de

multiplicadores de velocidade reduz o preço final, sendo economicamente competitivo.

A aplicação de geração eólica deve ser tomada como complemento às gerações

convencionais (térmica e hídrica), na diversificação da geração, para a garantia e

81

manutenção do suprimento de energia. Por mais que suas características, barata e

renovável, impulsionem sua aplicação, o caráter intermitente e imprevisível de sua

fonte básica de energia impede sua aplicação como fonte geradora exclusiva no

atendimento ao sistema.

A avaliação de sistemas de geração eólica é um tema bastante amplo. Por

consequência, as análises realizadas, no desenvolvimento deste trabalho, dão

margem a aprofundamentos em possíveis trabalhos futuros:

O desenvolvimento de modelos de aerogeradores, com parâmetros

específicos e reais, através dos modelos gerais utilizados neste trabalho;

Modelagem regional do vento, para análise do acesso de parques eólicos

em pontos específicos do SIN;

Análise e viabilidade técnica de implantação de aerogeradores de pequeno

porte, no sistema de distribuição;

83

Referências

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Acesso em 2014, disponível em WEG:

http://catalogo.weg.com.br/files/wegnet/WEG-geracao-de-energia-eolica-

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[3] ONS. (2009). Procedimentos De Rede. Módulo 3. Submódulo 3.6 - Requisitos

Técnicos Mínimos Para A Conexão Às Instalações De Transmissão.

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Computacional de Sistemas de Potência", Dissertação de Mestrado.

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[9] BNDES Setorial. (2009). Um Panorama da Indústria de Bens de Capital

Relacionados à Energia Eólica. Fonte: Banco Nacional de Desenvolvimento

Econômico e Social (BNDES): http://www.bndes.gov.br

[10] Marques, J. (2004). Turbinas Eólicas: Modelo, Análise E Controle Do Gerador

De Indução Com Dupla Alimentação. Dissertação (Mestrado Em Engenharia

Elétrica) - Programa De Pós-Graduação Em Engenharia Elétrica Da

Univeridade Federal de Santa Maria.

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84

[11] CCEE. (2014). Leilões De Energia. Acesso em Julho de 2014, disponível em

Câmara De Comercialização De Energia Elétrica: http://www.ccee.org.br

[12] ANEEL. (2008). Atlas Do Potêncial Eólico Brasileiro. Acesso em Julho de 2014,

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[13] Grubb, M. J., & Meyer, N. I. (1993). Wind Energy: Resources, Systems And

Regional Strategies. Washington, DC: Island Press, 157 - 212.

[14] EPE. (2009). Nota técnica PRE 01/2009-r0 - Proposta para a Expansão da

Geração Eólica no Brasil .

[15] ANEEL. (2014). Boletim De Informações De Geração. Acesso em 28 de 07 de

2014, disponível em Agência Nacional de Energia Elétrica:

http://www.aneel.gov.br/

[16] Cresesb CEPEL. (2001). Atlas do Potencial Eólico Brasileiro. Acesso em Julho

de 2014, disponível em Centro De Referência Para Energia Solar E Eólica

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[17] EPE. (2012). Plano Decenal de Energia - PDE 2022. Rio de Janeiro: Empresa

de Pesquisa Energética.

[18] Hansen, M. O. (1998). Basic Rotor Aerodynamics Applied To Wind Turbines.

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Denmark.

[19] Cresesb CEPEL. (2008). Tutorial Eólica. Fonte: Centro De Referência Para

Energia Solar E Eólica Sérgio De Salvo Brito / CEPEL:

http://www.cresesb.CEPEL.br

[20] Betz, A. (1926). Wind Energy And Its Extraction Through Windmills.

[21] Ferreira, J. F. (2009). Controlo De Geradores De Indução Duplamente

Alimentados Em Turbinas Eólicas. Dissertação De Mestrado, Departamento De

Engenharia Electrotécnica E De Computadores, Facudade de Ciências E

Tecnologia Da Univeridade Nova De Lisboa.

[22] Vieira, J. P. (2009). Otimização de controladores utilizando algoritmos

genéticos para melhoria da capacidade de sobrevivência a afundamentos de

tensão de aerogeradores de indução duplamente excitados. Universidade

Federal do Pará: Tese de Doutorado.

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85

[23] CEPEL. (2007). Curso básico de utilização do programa de estabilidade

eletromecânica - ANATEM. Rio de Janeiro.

[24] Rangel, R. D., Ferraz, J. C., Junior, S. G., & Henriques, R. M. (2005).

Modelagem de geração eólica em programas de fluxo de potência e de análise

de estabilidade eletromecânica. SNPTEE. Curitiba.

[25] CEPEL. (2010). Programa ANATEM - Manual do usuário V10.04.05. Rio de

Janeiro.

[26] Slootweg, J. G. (2003). "General Model for Representing Variable Speed Wind

Turbines in Power System Dynamics Simulations". IEEE Transactions on

Power Apparatus and Systems.

[27] Rangel, R. D., Gomes Junior, S., & Ferraz, J. C. (2006). Modelagem de

aerogeradores baseados em máquinas síncronas de velocidade variável em

programas de análise de estabilidade eletromecânica. X SEPOPE.

Florianópolis.

86

Anexo

A.Dados do BIG, retirado em 28/07/2014.

Tabela A. 1: Empreendimentos em construção segundo o BIG. Fonte: (ANEEL, 2014).

[15]

Empreendimentos em Construção

Tipo Quantidade Potência Outorgada (kW) Percentagem %

CGH 1 848 0

EOL 101 2.657.395 13,85

PCH 26 291.534 1,52

UHE 6 14.008.300 73,03

UTE 12 874.612 4,56

UTN 1 1.350.000 7,04

Total 147 19.182.689 100

Tabela A. 2: Empreendimentos outorgados segundo o BIG. Fonte: (ANEEL, 2014). [15]

Empreendimentos Outorgados

Tipo Quantidade Potência Outorgada (kW) Percentagem %

CGH 44 29.524 0,17

EOL 278 6.794.071 39,05

PCH 152 2.114.257 12,15

UFV 1 30.000 0,17

UHE 13 2.818.442 16,2

UTE 131 5.609.889 32,25

CGU 1 50 0

Total 620 17.396.233 100

87

B.Arquivos utilizados nas simulações no

ANATEM

I. Modelagem do GIDC em regime permanente

DMOT

(Num) OE GrS(C) (U) ( Rs) ( Xs) ( Xm) ( Rr) ( Xr) (HPb) (T) (P) (B)

101 15-96 1 0.26 4.43 164. 0.31 3.46 1341.

99999

II. Modelagem do GIDC em regime dinâmico

DMOT

( Gerador eolico

( Nb) Gr ( H ) ( K0 ) ( K1 ) ( K2 ) ( EXP) M ( Mt )

101 15 3.5 2 0100

999999

III. Modelagem do GIDA em regime transitório

DMDF

(No) ( Rs )( Xs )( Xm )( Rr )( Xr )( H )( D )(HPb )(Xtrf)(Strf)

11 0.850 5.776 505.9 0.712 8.094 3.5 1140. 5. 0.3

999999

IV. Modelagem do GSE em regime transitório

DMGE MD01

(No) (CS) (Ld )(Lq )(L'd) (L"d)(Ll )(T'd) (T"d)(T"q)

0002 113.8 68.1 35. 28.8 15.8 5.6 0.08 0.15

(No) (Ra )( H )( D )(MVA)(Freq)( Bf ) C (Pbcc)(Vbcc)( Rs )( Ls )(Cvsi)

0002 0.0 3.50 0.00.895 20.0 0.0 S 1.0 1.8 .02 5. 5.

(No) N (Xtr1)(Tap1)(Vtr1)(Str1)(Xtr2)(Tap2)(Vtr2)(Str2) (Vcmn)(Vcmx)

0002 1 10. 1. 1.0 1.0 10. 1. .690 1.0

999999

AVALIAÇÃO DA RESPOSTA DINÂMICA DE DIFERENTES...

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