Cooperação de Fontes de Energia Renovável para...

Cooperação de Fontes de Energia Renovável

para Providenciar Serviços de Sistema à Rede

Eléctrica de Distribuição

Projecto, Seminário ou Trabalho de Fim de Curso

LEEC – 2006/07

Por:

José Alberto Cunha Barros

Sob a orientação de:

Prof. Doutor Hélder Leite

DEEC – FEUP

Julho de 2007

- ii -

Resumo

As alterações climáticas são um problema actual, aceite pela comunidade

científica, que tem cada vez mais relevo na vida do Ser Humano. Para travar a

continuação das alterações climáticas, no final de 1997 foi celebrado o protocolo de

Quioto, onde foram estabelecidos limites quantificados para a emissão de gases

geradores de efeito de estufa para o período 2008-2012. Para atingir o objectivo

proposto pelo Governo Português no âmbito do protocolo de Quioto, terá de existir nos

próximos anos uma forte penetração de produção dispersa nas redes de distribuição.

O aumento da produção dispersa, nomeadamente de produção de energia a partir

do vento (energia eólica), nas redes de distribuição, cria novos desafios à exploração das

redes eléctricas. O presente trabalho descreve numa fase inicial, mostrando através de

simulação no software PSCAD/EMTDC, as alterações provocadas nos serviços de

sistema num sistema eléctrico de energia com a introdução de produção dispersa de

carácter intermitente. Numa fase posterior, também através de simulação no software

PSCAD/EMTDC, é evidenciado como a integração de uma produção dispersa de

carácter não intermitente, no mesmo ponto de interligação com a rede, poderá ter

impacto nos serviços de sistema requeridos pelo conjunto ao sistema eléctrico de

energia.

- iii -

Abstract

The climate change is a present concern, accepted by the Scientific Community,

having an increased importance in the Human Being’s life. To stop climate change, at

the end of 1997 was celebrated the Kyoto Protocol, where quantified limits for the

emission of greenhouse effect gases for the period 2008-2012 had been established. To

reach the objective proposed by the Portuguese Government in the scope of the Kyoto

Protocol, a strong penetration of distributed generation in the distribution networks must

occur in the near future.

The increase of distributed generation, among others, the energy from the wind

(wind energy), in the distribution networks creates new challenges to the electric grid’s

exploration. Initially, this work shows through simulation in software PSCAD/EMTDC,

the changes in ancillary services provision with the introduction of intermittent wind

energy. Secondly, with the help of the software PSCAD/EMTDC, it is evidenced how

the integration of a non intermittent distributed generation, in the same distribution

cluster, may counteract the impact on the ancillary services required by the distribution

cluster.

- iv -

Prefácio

O aumento da produção dispersa, nomeadamente de produção de energia a partir

do vento (energia eólica), nas redes de distribuição, cria novos desafios à exploração das

redes eléctricas.

Para atingir o objectivo assumido pelo Governo Português no âmbito do

Protocolo de Quioto, para a produção de energia proveniente de fontes renováveis, terá

de existir nos próximos anos uma forte penetração de produção dispersa nas redes de

distribuição. Desta produção dispersa, a produção eólica irá ter uma elevada quota de

produção. A energia eólica, devido ao seu carácter intermitente e de pouca

previsibilidade, conduz a vários desafios para os operadores das redes de distribuição e,

consequentemente, para a rede de transporte. Ou seja, a crescente produção eólica

levará a um aumento na quantidade de serviços de sistema requeridos pela rede de

distribuição à rede de transporte. Esse acréscimo na requisição de serviços de sistema

poderá conduzir a um sobrecusto na operação das redes onde esteja incorporada

produção eólica [Peças Lopes, 2005].

A integração de produção dispersa de carácter não intermitente no mesmo ponto

de interligação (cluster, em inglês) da produção de energia eólica poderá ter impacto

positivo nos serviços de sistema requeridos pela rede de distribuição à rede de

transporte.

Este trabalho teve, assim, por objectivos:

• Estudar a integração de uma produção dispersa renovável nas redes de

distribuição de média tensão, através do software PSCAD/EMTDC;

• Estudar as consequências para o fornecimento de serviços de sistema por

parte da rede de transporte à rede de distribuição aquando desta

integração;

• Estudar o potencial de fornecimento de serviços de sistema à rede de

distribuição por parte de um cluster renovável (uma produção dispersa

renovável de carácter intermitente e outra não intermitente);

• Determinar o benefício técnico da agregação destas fontes de energia

renovável para a rede eléctrica.

- v -

A produção dispersa de carácter não intermitente considerada neste trabalho foi

a produção de energia a partir de biomassa.

Resumo dos capítulos

O Capítulo 1 tem por objectivo contextualizar a problemática das questões

ambientais actuais no quadro da realização deste trabalho. Neste Capítulo 1, são

também focados aspectos de investigação passada sobre Produção Dispersa (e em

particular Energia Eólica e da Biomassa) e Cooperação de Fontes de Energia.

O Capítulo 2 pretende dar uma ideia geral do significado e âmbito dos

chamados Serviços de Sistema. São descritos sumariamente os Serviços de Sistema

mais comuns.

O Capítulo 3 apresenta em geral as tecnologias que estão subjacentes à

produção de energia eólica e à produção de energia da biomassa. Em particular, são

apresentadas as tecnologias a ser utilizadas nas simulações que vão ser apresentadas no

Capítulo 4.

O Capítulo 4 mostra os resultados das simulações efectuadas no âmbito deste

projecto. As simulações consistem, nomeadamente, na integração isolada de uma

produção de energia eólica na rede de distribuição considerada para este trabalho e, em

seguida, na integração na rede já existente de uma produção de energia da biomassa

adaptativamente conectada à central de produção de energia eólica considerada

inicialmente.

O Capítulo 5 contém as principais conclusões a retirar do presente trabalho, a

partir dos resultados apresentados no Capítulo 4.

O Capítulo 6 apresenta algumas sugestões para o lançamento de futuros

trabalhos na área.

- vi -

Agradecimentos

Ao longo deste percurso, foram muitas as pessoas que contribuíram para que ele

chegasse a bom porto e fosse o menos “penoso” possível.

Primeiro lugar, gostaria de agradecer ao meu Orientador, Prof. Doutor Hélder

Leite, por tudo. Sem ele, este trabalho não teria sido possível, desde a apresentação da

proposta até à versão final. Pela orientação, profissionalismo e amizade.

Um obrigado ao Prof. Doutor Cláudio Monteiro, pela disponibilidade

demonstrada em esclarecer-me algumas dúvidas que surgiram ao longo da concepção

deste trabalho.

À minha família, nomeadamente aos meus Pais, que sempre lutaram para que

nunca me faltasse nada ao longo de toda a minha vida. Um muito obrigado do fundo do

coração.

Aos meus Irmãos, pelo exemplo e por tudo o que tem feito por mim, são uma

referência.

À Joana, que desde o primeiro segundo me apoiou incondicionalmente e nunca

me deixou abater perante as dificuldades. Este trabalho é muito teu também, tu sabes!

Ao Vasco e ao Gustavo, pela grande amizade e por tudo o que têm feito por

mim. Neste semestre, foram uma grande força para mim!

Não quero deixar de agradecer a todos os meus colegas da sala J304, pelo

excelente ambiente e condições de trabalho.

E por fim, a todos os amigos, muito em especial ao Emanuel, que tornam todas

as dificuldades muito mais acessíveis.

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Índice

LISTA DE ABREVIATURAS E GLOSSÁRIO …………………………………………... x

ÍNDICE DE FIGURAS E TABELAS …………………………………………………… xi

CAPÍTULO 1 – CONTEXTUALIZAÇÃO E TRABALHOS ANTERIORES

1.1 – ALTERAÇÕES CLIMÁTICAS …………………………………………... 1

1.2 – PRODUÇÃO DISPERSA ……………………………………………….. 6

1.3 – ENERGIA EÓLICA ................................................................................. 9

1.4 – ENERGIA DA BIOMASSA ……………………………………………... 13

1.5 – COOPERAÇÃO DE FONTES DE ENERGIA ……………………………… 16

CAPÍTULO 2 – SERVIÇOS DE SISTEMA

2.1 – INTRODUÇÃO ……………………………………………………….. 18

2.2 – DESCRIÇÃO DOS SERVIÇOS DE SISTEMA MAIS FREQUENTES …………. 18

2.3 – ALTERAÇÃO NO FORNECIMENTO DE SERVIÇOS DE SISTEMA PELA INTEGRAÇÃO

DE PRODUÇÃO DISPERSA ……………………………………….................. 23

CAPÍTULO 3 – PRODUÇÃO DISPERSA

3.1 – INTRODUÇÃO ……………………………………………………….. 26

3.2 – PRODUÇÃO DE ENERGIA EÓLICA ……………………………………. 26

3.2.1 – CONSTITUIÇÃO GENÉRICA DA PRODUÇÃO EÓLICA LIGADA ÀS REDES

ELÉCTRICAS ………………………………………………………………. 26

3.2.2 – MODELO DO GERADOR DE INDUÇÃO CONVENCIONAL ……... 28

3.2.3 – MODELO DE TURBINA EÓLICA …………………………….. 31

3.2.4 – CONTROLO DE PRODUÇÃO DOS AEROGERADORES DE INDUÇÃO

CONVENCIONAIS ………………………………………………………...... 34

3.3 – PRODUÇÃO DE ENERGIA DA BIOMASSA …………………………….... 37

3.3.1 – CONSTITUIÇÃO GENÉRICA DA PRODUÇÃO DE ENERGIA DA BIOMASSA

LIGADA ÀS REDES ELÉCTRICAS …………………………………………… 37

3.3.2 – MODELO DO GERADOR SÍNCRONO ……………………….... 37

3.3.3 – MODELO DE TURBINA A VAPOR …………………………… 39

3.3.4 – SISTEMA DE REGULAÇÃO DE TENSÃO …………………….. 40

- viii -

3.3.5 – SISTEMA DE REGULAÇÃO DE VELOCIDADE ……………….. 42

CAPÍTULO 4 – RESULTADOS DA SIMULAÇÃO DA INTEGRAÇÃO DE PRODUÇÃO DISPERSA

NAS REDES DE DISTRIBUIÇÃO

4.1 – INTRODUÇÃO ……………………………………………………….. 44

4.2 – REDE DE DISTRIBUIÇÃO IMPLEMENTADA …………………………… 44

4.3 – INTEGRAÇÃO DA PRODUÇÃO DE ENERGIA EÓLICA NA REDE DE DISTRIBUIÇÃO

IMPLEMENTADA ………………………………………………………….. 46

4.3.1 – CONDIÇÕES DE INTEGRAÇÃO ……………………………... 46

4.3.2 – RESULTADOS DA SIMULAÇÃO …………………………….. 47

4.4 – INTEGRAÇÃO COOPERATIVA DA PRODUÇÃO DE ENERGIA EÓLICA E DA

PRODUÇÃO DE ENERGIA DA BIOMASSA NA REDE DE DISTRIBUIÇÃO

IMPLEMENTADA…………………………………………………………... 51

4.4.1 – CONDIÇÕES DE INTEGRAÇÃO ……………………………... 51

4.4.2 – CONTROLO ADAPTATIVO DA PRODUÇÃO DE ENERGIA EÓLICA COM A

ENERGIA DA BIOMASSA …………………………………………... 52

4.4.3 – RESULTADOS DA SIMULAÇÃO …………………………….. 55

CAPÍTULO 5 – CONCLUSÕES ……………………………………………………. 59

CAPÍTULO 6 – TRABALHOS FUTUROS …………………………………………... 63

REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ………………………………………………… 64

BIBLIOGRAFIA CONSULTADA …………………………………………………… 70

ANEXOS

ANEXO A

A.1 – SISTEMA P.U. ……………………………………………….. 72

ANEXO B

B.1 – SOFTWARE PSCAD/EMTDC ………………………………….. 73

ANEXO C

C.1 – REDE DE DISTRIBUIÇÃO IMPLEMENTADA …………………… 74

C.2 – DADOS DA REDE A MONTANTE DA SUBESTAÇÃO 60/15 KV … 76

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C.3 – POTÊNCIA MÁXIMA DE LIGAÇÃO DE PRODUÇÃO DISPERSA RENOVÁVEL

NA REDE DE DISTRIBUIÇÃO CONSIDERADA NO TRABALHO ……….. 77

ANEXO D

D.1 – DADOS DOS GERADORES CONSIDERADOS NO TRABALHO ……. 80

D.2 – TURBINA EÓLICA CONSIDERADA NO TRABALHO …………….. 81

D.3 – PARÂMETROS DO VENTO CONSIDERADO NO TRABALHO ……... 81

D.4 – DADOS DA TURBINA A VAPOR CONSIDERADA NO TRABALHO ... 82

ANEXO E

E.1 – PARÂMETROS DO BLOCO “CORRECÇÃO DO BINÁRIO EÓLICO” .. 83

E.2 – PARÂMETROS DO REGULADOR DE VELOCIDADE DA PRODUÇÃO DE

ENERGIA DA BIOMASSA ………………………………………….... 83

ANEXO F

F.1 – COMPENSAÇÃO DO FACTOR DE POTÊNCIA DA PRODUÇÃO DE ENERGIA

EÓLICA ………………………………………………………….... 84

ANEXO G

G.1 – ARTIGO “O IMPACTO NOS SERVIÇOS DE SISTEMA DEVIDO AO

AUMENTO DA INTEGRAÇÃO DE PRODUÇÃO DISPERSA” .…………... 87

- x -

Lista de Abreviaturas e Glossário

Abreviaturas

AGC – Automatic Generation Control

FACTS – Flexible AC Transmission Systems

PI – Controlador Proporcional Integrativo

PID – Controlador Proporcional Integrativo Derivativo

STATCOM – Static Compensator

SVC – Static VAr Compensator

UPFC – Unified Power Flow Controller

Glossário

Blackout – Saída de serviço generalizada;

Blackstart – Arranque após uma saída de serviço generalizada sem ajuda da rede

eléctrica;

Cluster – Rede de distribuição radial alimentada a partir de um só ponto de injecção de

energia;

Off-set – Valor aditivo, normalmente constante, a adicionar a um sinal predefinido;

Trade-off – Taxa de substituição, ganho entre piorar num critério para melhorar outro.

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Lista de Figuras e Tabelas

Figuras

Figura 1.1: Processos termoquímicos de conversão de biomassa ……………………………....... 14

Figura 3.1: Característica binário – velocidade da máquina de indução de rotor em gaiola …….. 29

Figura 3.2: Potência eléctrica em função da velocidade do aerogerador. Curvas diferentes para diferentes

velocidades de vento ……………………………………………………………………………… 33

Figura 3.3: Curva de potência activa fornecida em função da velocidade do vento do aerogerador Vestas

V52 ………………………………………………………………………………………………... 34

Figura 3.4: Controlo de ângulo de pitch ……………………………..…………………………... 35

Figura 3.5: Esquema geral da integração do controlo de pitch no sistema de produção eólico …. 36

Figura 3.6: Modelo de primeira ordem que representa a turbina a vapor ………………………... 40

Figura 3.7: Regulador de tensão IEEE tipo I utilizado neste trabalho …………………………… 41

Figura 3.8: Regulador de velocidade digital electrónico – hidráulico utilizado neste trabalho ….. 42

Figura 4.1: Rede de distribuição de 15 kV, já com integração da produção de energia eólica …... 45

Figura 4.2: Potência activa (Pfornecido) e potência reactiva (Qfornecido) medidas à saída da subestação

60/15 kV, em horário de vazio ……………………………………………………………………. 47


60/15 kV, em horário de cheias …………………………………………………………………... 47

Figura 4.4: Perfil de vento (Wind speed) considerado na simulação ……………………….…..... 48

Figura 4.5: Binário motor (Tturbine) entregue pela turbina eólica ……………………………..…. 48

Figura 4.6: Potência eléctrica (P) entregue pela máquina de indução à rede de distribuição …… 49

Figura 4.7: Perfil de tensão (RMS) à saída da subestação 60/15 kV, em horário de vazio ….….. 49

Figura 4.8: Perfil de tensão (RMS) à saída da subestação 60/15 kV, em horário de cheias …….. 50

Figura 4.9: Rede de distribuição de 15 kV simulada, já com integração da produção de energia eólica e

de energia da biomassa …………………………………………………………………………… 51

Figura 4.10: Diagrama de blocos do controlo adaptativo entre a produção de energia eólica e a produção

de energia da biomassa ………………………..………………………………………………….. 52

Figura 4.11: Diagrama do “Regulador de Velocidade da Produção de Energia da Biomassa” .... 54


60/15 kV, em horário de cheias ………………………………………………………………….. 55

Figura 4.13: Potência activa medida à saída da subestação 60/15 kV (Pfornecido), com e sem controlo

adaptativo, respectivamente, em horário de cheias ………………………………………………. 56

Figura 4.14: Binário motor entregue pela turbina a vapor ao gerador síncrono (Tbiomassa) e correcção do

binário motor da turbina eólica (Tcorr), em horário de cheias ……………………………………. 57

Figura 4.15: Potências activa (Prede) e reactiva (Qrede) medidas à saída da produção de energia da

biomassa …………………………………………………………………………………………... 58

Figura 4.16: Perfil de tensão (RMS) à saída da subestação 60/15 kV, em horário de cheias …... 58

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Figura C1: Equivalente Thèvenin que representa a rede a montante da subestação 60/15 kV …. 76

Figura C2: Esquema unifilar da rede desde a central a montante da subestação 60/15 kV até ao ponto de

interligação ……………………………………………………………………………………….. 78

Figura D1: Modelo de primeira ordem que representa a turbina a vapor ……………………….. 82

Figura F1: Integração do banco de condensadores na produção de energia eólica ……………... 84

Tabelas

Tabela 1.1: Gases com Efeito de Estufa – aumento das concentrações, contribuição para o aquecimento

global e principais fontes de emissão …………………………………………………………….. 3

Tabela C1: Parâmetros característicos das cargas em horário de vazio ………………………… 74

Tabela C2: Parâmetros característicos das cargas em horário de cheias ……………………….. 74

Tabela C3: Potências aparente, activa e reactiva absorvidas por cada uma das cargas do sistema em

horário de vazio ………………………………………………………………………………….. 75


horário de cheias …………………………………………………………………………………. 76

Tabela C5: Valores de base considerados para a rede de distribuição ………………………….. 78

Tabela C6: Impedâncias ao longo da rede de distribuição ……………………………………… 78

Tabela C7: Potência de curto-circuito no ponto de interligação da produção dispersa ………… 79

Tabela D1: Parâmetros do gerador de indução considerado neste trabalho …………………….. 80

Tabela D2: Parâmetros do gerador síncrono considerado neste trabalho ………………………. 80

Tabela D3: Parâmetros da turbina eólica considerada neste trabalho …………………………... 81

Tabela F1: Valor dos condensadores a integrar na rede, em horário de vazio …………………. 85

Tabela F2: Valor dos condensadores a integrar na rede, em horário de cheias ………………… 85

COOPERAÇÃO DE FONTES DE ENERGIA RENOVÁVEL PARA PROVIDENCIAR SERVIÇOS DE SISTEMA À REDE ELÉCTRICA DE DISTRIBUIÇÃO

PROJECTO, SEMINÁRIO OU TRABALHO DE FIM DE CURSO

- 1 -

Capítulo 1 – Contextualização e trabalhos anteriores

1.1 – Alterações climáticas

As alterações climáticas constituem o problema ambiental mais importante dos

nossos dias, com impacto nas Sociedades Contemporâneas e Futuras. O aumento

acelerado da presença na atmosfera de gases que contribuem para o chamado efeito de

estufa tem vindo a provocar o aumento da temperatura da Terra, o que tem efeitos

severos em todo o Ecossistema. A abordagem desta problemática foi formalmente

enquadrada a nível mundial, com a criação do Painel Intergovernamental sobre

Alterações Climáticas em 1988, com a assinatura da Convenção Quadro das Nações

Unidas sobre Alterações Climáticas em 1992, na Cimeira da Terra, no Rio de Janeiro, e,

mais recentemente, no Protocolo de Quioto, em 1997. [PNAC, 2002]

Segundo dados fornecidos pelo Painel Intergovernamental sobre Alterações

Climáticas, desde 1861 observa-se um aumento significativo da temperatura média

global da Terra (de cerca de 0,6ºC) e durante o século XX o nível das águas do mar

subiu, em média, entre 10 e 20 centímetros. Além disso, a década de 90 (1990 – 1999)

foi a década mais quente do milénio passado, com o ano de 1998 a ser registado como o

ano mais quente desde que há registos, ou seja, desde 1861. O último relatório do Painel

Intergovernamental sobre Alterações Climáticas salienta também a observação mais

recente da redução das áreas geladas bem como da espessura do gelo. As principais

implicações das alterações climáticas em toda a Terra serão [IPCC, 2001]:

• Alterações em diversos sistemas físicos (e.g.: fusão dos glaciares ou redução

do gelo nos cursos de água, lagos e mares) e biológicos (e.g.: redução da população de

algumas espécies de plantas e animais, antecipação da época de nidificação e de

floração ou aparição de insectos);

• Aumento da frequência de ocorrência de inundações e secas, e da magnitude de

eventos extremos (altas ou baixas temperaturas, chuvas intensas, ventos fortes, etc.);

• Aumento do risco de extinção de algumas espécies de plantas e animais;

• Aumento da vulnerabilidade das infra-estruturas e dos sistemas produtivos e de

lazer associados às actividades humanas (agricultura, pescas, industria, serviços, etc.);



- 2 -

• Aumento do risco da ocorrência de conflitos sociais e de migrações de

populações derivadas da maior frequência de eventos extremos ou da degradação dos

recursos em água e solo agrícola.

A temperatura média da Terra resulta de um equilíbrio entre o fluxo de radiação

solar que chega à sua superfície e o fluxo de radiação infravermelha enviada para o

espaço. A energia solar, depois de atravessar a atmosfera, chega à superfície da Terra,

maioritariamente, sob a forma de radiação de pequeno comprimento de onda,

aquecendo a superfície terrestre. A Terra emite parte desta energia sob a forma de

radiação de grande comprimento de onda, ou radiação infravermelha, que é absorvida

pelo vapor de água, o dióxido de carbono e outros gases com efeito de estufa presentes

na atmosfera. Estes gases permitem a ocorrência de diferentes processos responsáveis

pela temperatura da Terra. As emissões de gases com efeito de estufa resultantes das

actividades humanas aumentam a capacidade da atmosfera para absorver radiação

infravermelha, alterando a forma como o clima mantém o balanço entre a energia que

chega e a que sai da Terra.

Os gases com efeito de estufa, que representam menos de 1% dos gases

presentes na atmosfera (que é composta principalmente por azoto e oxigénio),

controlam assim os fluxos de energia na atmosfera através da absorção da radiação

infravermelha. As actividades humanas afectam este equilíbrio através do aumento das

emissões de gases com efeito de estufa e de interferências na remoção natural dos gases

com efeito de estufa (e.g.: através da desflorestação).

Os primeiros gases identificados como responsáveis pelo aumento do efeito de

estufa, e que integram o Protocolo de Quioto, são o dióxido de carbono (CO2), o metano

(CH4) e óxido nitroso (N2O). Mais recentemente, foram considerados outros gases com

efeito de estufa (incluídos também neste Protocolo), os compostos halogenados: os HFC

ou hidrofluorcarbonos, os PFC ou perfluorcarbonos e o SF6 ou hexafluoreto de enxofre.

Estes compostos halogenados têm contribuído para o agravamento do problema do

aquecimento global. Os HFC e os PFC foram introduzidos por serem produtos

alternativos às substâncias responsáveis pela destruição da camada de ozono (os CFC),

enquanto que o SF6, o gás com maior potencial de aquecimento global, é muito

utilizado nos sistemas de transporte e distribuição de energia. O ozono (O3), presente

tanto na estratosfera como na troposfera, é também considerado um importante gás com

efeito de estufa. No entanto, o seu contributo para o efeito de estufa é, por enquanto,



- 3 -

difícil de estimar dadas as variações da sua distribuição espacial e temporal [PNAC,

2002].

Gases com efeito de estufa Aumento da

concentração desde

1750 (%)

Contribuição para o

aquecimento global

(%)

Principais fontes de emissão

CO2 31 60 Uso de combustíveis fósseis, desflorestação e alteração dos

usos do solo

CH4 151 20

Produção e consumo de energia (incluindo biomassa),

actividades agrícolas, aterros sanitários e águas residuais

N2O 17 6

Uso de fertilizantes, produção de ácidos e queima de

biomassa e combustíveis fósseis

Compostos halogenados

(HFC, PFC e SF6) - 14

Indústria, refrigeração, aerossóis, propulsores, espumas espandidas e

solventes

Tabela 1.1: Gases com Efeito de Estufa – aumento das concentrações, contribuição para o aquecimento

global e principais fontes de emissão [PNAC, 2002]

As estimativas de emissões de CO2, principal contribuidor para o aquecimento

global, associadas ao consumo mundial de combustíveis fósseis, mostram o forte

aumento ocorrido nos últimos 100 anos, principalmente desde o período pós Segunda

Guerra Mundial. Segundo a Agência Internacional de Energia [EIA, 2001], os países

industrializados, com cerca de 20% da população mundial, contribuíam em 1999 para

51% das emissões totais de CO2, sendo a produção de energia eléctrica um dos

principais factores para esta contribuição. Em contrapartida, os países em

desenvolvimento apresentam actualmente valores baixos de emissão de CO2, expressos

por habitante. No entanto, as previsões em termos de aumento do consumo de energia

nos países em desenvolvimento, apontam para um forte aumento das emissões de gases

com efeito de estufa durante o Século XXI. Assim, o esforço para reduzir as emissões

de gases com efeito de estufa cabe, em primeiro lugar, aos países industrializados,

através do desenvolvimento e da aplicação de tecnologias adequadas e do apoio aos

países em desenvolvimento no sentido do seu desenvolvimento sustentável.

Neste contexto, é então celebrado, no final de 1997, o chamado Protocolo de

Quioto. Portugal faz, conjuntamente com todos os estados-membros da União Europeia,

parte do Protocolo de Quioto. Nesse contexto, os estados-membros estabeleceram um

acordo de partilha de responsabilidades para a redução colectiva de 8% dos gases com

efeito de estufa no período 2008-2012, relativamente às emissões verificadas em 1990.



- 4 -

Segundo esse acordo, Portugal passou a ter como meta não ultrapassar em mais de 27%,

no primeiro período de cumprimento do Protocolo de Quioto (2008-2012), as emissões

de gases com efeito de estufa registadas em 1990. [PNALE, 2006]

Paralelamente surgiram algumas directivas comunitárias que tentaram obrigar os

estados membros a limitar o uso de combustíveis fósseis. A União Europeia, com a

Directiva 2001/77 CE, reconhece a necessidade de promover as fontes de energia

renovável, considerando-as vectores estratégicos na protecção ambiental e no

desenvolvimento sustentável, de forma a reduzir a dependência actual de combustíveis

fósseis para a produção de energia eléctrica [Espírito Santo, 2005].

Em Portugal, através da Resolução do Conselho de Ministros n.º 72/98, de 29 de

Junho de 1998, foi criada a Comissão para as Alterações Climáticas, que é coordenada

pelo Ministério do Ambiente e do Ordenamento do Território. Esta Comissão tem como

objectivo principal definir a estratégia nacional em matéria de alterações climáticas,

nomeadamente no âmbito do Protocolo de Quioto e da UE. Mais recentemente, foi

aprovada a Resolução de Conselho de Ministros n.º 59/2001, de 30 de Maio de 2001,

que define as linhas gerais da Estratégia Nacional para as Alterações Climáticas. Ainda

em 2001, no mês de Agosto, foi publicada a Lei nº 93/2001, que reconhece como

prioridade nacional a luta contra a intensificação do efeito de estufa e a prevenção do

risco contra alterações climáticas, e consigna a obrigatoriedade da elaboração de um

Programa Nacional, elementos para o seu conteúdo e prazos para a sua realização. Neste

âmbito, foi criado o Programa Nacional das Alterações Climáticas – PNAC. Objecto de

discussão pública em dois períodos distintos, em 2001 e em 2003-2004,

respectivamente, o Programa Nacional viria a ser aprovado pelo Governo português,

com a designação “PNAC 2004”, por Resolução do Conselho de Ministros nº 119/2004,

de 31 de Julho. Em 2006, este Programa foi revisto passando a ser designado por

“PNAC 2006”, por aprovação do Conselho de Ministros em 1 de Junho de 2006. Este

Programa Nacional tem como desiderato específico controlar e reduzir as emissões de

gases com efeito de estufa, de modo a respeitar os compromissos de Portugal no âmbito

do Protocolo de Quioto e da partilha de responsabilidades no seio da UE, assim como

antecipar os impactos das alterações climáticas e propor as medidas de adaptação que

visem reduzir os aspectos negativos desses impactos. [PNAC, 2002]

Conjuntamente com a aprovação do “PNAC 2006”, foi estabelecido o conceito

de valor mínimo de dotação, que o Orçamento de Estado transferirá anualmente para o

Fundo Português de Carbono no período 2008-2012, como forma de garantir o



- 5 -

investimento em mecanismos de flexibilidade para com as metas do Protocolo de

Quioto. Neste contexto, foi também elaborado o Plano Nacional de Atribuição de

Licenças de Emissão para o período 2008-2012 (“PNALE II”), decorrente da aplicação

do sistema de Comércio Europeu de Licenças de Emissão. Este Plano Nacional como

finalidade definir o volume e quantidade total de licenças de emissão a atribuir a cada

Sector de Actividade no período estipulado.

A produção de energia é responsável em Portugal por cerca de 30% das

emissões de CO2 para a atmosfera [PNALE, 2006]. Neste sentido, o Governo português

definiu, no âmbito do Protocolo de Quioto, o compromisso de atingir uma quota de

39 % do consumo bruto de electricidade a partir de fontes de energia renovável, i.e.,

com reduzido impacto no aquecimento global, até 2010 [Estanqueiro, 2005].

Recentemente, o Governo actualizou esta meta para 45 % do consumo bruto de

electricidade até 2010 [Assembleia da República, 2007]. Para isto, têm-se vindo a

adoptar as seguintes medidas com o intuito de atingir as metas estabelecidas [Comissão

Europeia, 2007].

• Implementação de tarifas de reaquisição fixas por kWh para energia solar

fotovoltaica, energia das ondas, pequenas centrais hidroeléctricas, energia

eólica, biomassa florestal, resíduos urbanos e biogás;

• Adopção de procedimentos de concursos públicos em 2005 e 2006

relativamente às instalações eólicas e de biomassa;

• Possibilidade de obtenção de subsídios de investimento até 40%;

• Disponibilização de reduções fiscais para investidores;

• No âmbito dos biocombustíveis, isenção total ou parcial de impostos

especiais de consumo até uma quota estabelecida anualmente e isenção total

do ISP – imposto sobre os produtos petrolíferos.



- 6 -

1.2 – Produção dispersa

Produção dispersa refere-se habitualmente na literatura [Ackerman et al. 2001;

Jenkins et al., 2000; Dondi, 2002] à produção ligada nas redes de distribuição. A esta

produção correspondem as chamadas energias renováveis (energia eólica, biomassa,

ondas, solar fotovoltaica, entre outras) centrais de ciclo combinado, cogeração,

microgeração, pilhas de combustível, entre outras fontes de energia de menor expressão.

É importante realçar que produção dispersa não é um conceito novo. Porém,

ainda não existe definição universalmente aceite para produção dispersa e para o que a

distingue da chamada produção centralizada.

A CIRED (International Conference of Electricity Distributors – Conferência

Internacional de Produtores de Electricidade) [CIRED, 1999], com base num

questionário enviado para alguns dos seus membros de diversos países, definiu o

conceito de produção dispersa. Esta definição teve por base os critérios: o nível de

tensão em que é integrada, a sua interligação nos circuitos onde as cargas são

directamente alimentadas, o tipo de tecnologia utilizado (renovável, cogeração, …),

entre outros critérios de menor relevância.

A CIGRE (International Council on Large Electricity Systems – Conselho

Internacional de Sistemas de Energia de Elevada Capacidade) tem um grupo de trabalho

no campo da produção dispersa. Este grupo de trabalho definiu como produção dispersa

toda a produção de capacidade entre 50 e 100 MW, habitualmente conectada às redes de

distribuição e que não é planeada ou despachada de forma centralizada [cit. in CIRED,

1999]. Assim, as centrais de produção dispersa construídas pelo operador de transporte

como substitutas da expansão da rede e que tem medidas previstas para o seu despacho

não poderiam ser consideradas “produção dispersa”, segundo esta perspectiva.

O IEEE [cit. in Dondi et al., 2002] definiu produção dispersa como produção de

energia através de centrais que são suficientemente mais pequenas relativamente às

grandes centrais produtoras, permitindo a interligação com a rede em qualquer ponto do

sistema de energia.

Dondi e colaboradores [2002] definiram produção dispersa como pequenas

fontes de produção de energia ou armazenamento (com capacidade típica desde menos

de 1 kW até algumas dezenas de MW), que não fazem parte de uma grande central

produtora e estão localizadas próximo das cargas. A inclusão, por estes autores, de



- 7 -

infra-estruturas de armazenamento não é muito habitual na definição de produção

dispersa. Mais ainda, esta definição acentua a relativamente pequena capacidade da

produção dispersa, em oposição à definição de [CIRED, 1999]. Chambers [2001, cit. in

Pepermans et al., 2005] também define produção dispersa como pequenas centrais

produtoras até 30 MW.

Com a excepção da definição da CIGRE, todas as definições assumem que a

produção dispersa é conectada às redes de distribuição. Foi esta também a definição

proposta pela IEA (International Energy Agency – Agência Internacional de Energia).

Porém, a IEA não faz referência à capacidade das unidades produtoras, em oposição às

outras definições.

Ackermann e colegas [2001] definiram produção dispersa em termos de conexão

e localização consoante a capacidade de produção da produção dispersa. Mais ainda,

propuseram que produção dispersa consiste em fontes de produção de energia

directamente conectadas à rede de distribuição. Outros autores, como Pepermans e

colaboradores [2005], partilham da definição proposta por Ackermann e colegas.

Em resumo, existem alguns pontos aceites pela generalidade da Comunidade

Científica que caracterizam o conceito de produção dispersa [Jenkins et al., 2000]:

• Planeamento não centralizado;

• Despacho não centralizado;

• Capacidade de produção tipicamente baixa (de 50 a 100 MW, de acordo com

a maioria dos autores);

• Ligação às redes de distribuição.

É consensualmente aceite que a produção dispersa permite a produção de

energia mais próxima das cargas, como que se “embebendo” nas redes. A localização

mais próxima das cargas é passível de reduzir os fluxos energéticos com a rede de

transporte, no caso da integração se verificar nas redes de distribuição. Esta

característica leva a que a produção dispersa seja também conhecida como “produção

embebida”.

Os novos desafios que são colocados às sociedades contemporâneas no que

concerne às alterações climáticas, bem como questões associadas às novas políticas de

desenvolvimento económico e social têm colocado a produção dispersa no centro das



- 8 -

atenções. Assim, os principais incentivos à crescente penetração de produção dispersa

são:

• A redução da emissão de gases com efeito de estufa através da produção de

energia (principalmente CO2);

• Eficiência energética e o uso racional de energia;

• Diversificação de fontes de energia;

• Melhoria das tecnologias de controlo;

• Dificuldade crescente em localizar novas centrais produtoras de elevada

capacidade – planeamento, opinião pública, …;

• Tempo de construção baixo, baixo custo de investimento inicial, períodos de

amortização de investimento mais curtos;

• Questões culturais – vontade política e cultural de desenvolver tecnologias

de produção de energia com menor índice de produção de CO2.

Neste sentido, o desenvolvimento de novas tecnologias, tais como as energias

renováveis (energia eólica, biomassa, ondas, solar fotovoltaica, entre outras), centrais de

ciclo combinado, cogeração, microgeração e pilhas de combustível têm resultado num

crescente interesse comercial na sua exploração.



- 9 -

1.3 – Energia eólica

A energia eólica é a energia que provém do vento, ou seja, do ar em movimento.

É considerada uma energia renovável, pois é obtida através de uma fonte natural (o

vento) capaz de se regenerar, e portanto virtualmente inesgotável [ADENE/INETI,

2001]. A energia eólica tem sido aproveitada desde a antiguidade para mover barcos

impulsionados por velas ou para fazer funcionar moinhos, ao mover as suas pás. Nos

moinhos de vento, a energia eólica era transformada em energia mecânica, utilizada na

moagem de grãos ou na bombagem de água.

Na actualidade, utiliza-se a energia eólica para mover aerogeradores – conjuntos

equipados com turbina e gerador, entre outros equipamentos, destinados a converter a

energia cinética do vento em energia eléctrica. Há algumas décadas, um sistema de

conversão de energia eólica para produção de electricidade caracterizava-se como uma

fonte de potência não controlada e sem capacidade para fornecer qualquer tipo de

serviço de sistema. Na actualidade, o desenvolvimento tecnológico e o aumento da

capacidade de controlo dos aerogeradores têm vindo a permitir aos parques eólicos a

capacidade de fornecerem alguns serviços de sistema contribuindo, deste modo, para

uma melhor gestão global do sistema eléctrico [Almeida, 2006].

O estímulo ao desenvolvimento da energia eólica nos anos 70 foi a escalada dos

preços do petróleo e a preocupação quanto à sua escassez futura. Na actualidade, o

principal incentivo ao uso de turbinas eólicas para produzir energia eléctrica consiste na

redução das emissões de CO2 e no potencial da energia eólica para limitar os efeitos das

alterações climáticas. Em 1997, a Comissão Europeia no chamado Livro Branco,

determinou que em 2010, 12% do consumo de energia eléctrica na União Europeia em

deveria provir de fontes de energia renovável.

A energia eólica foi sempre considerada peça essencial nos objectivos de

fornecimento de energia proveniente de fontes renováveis, com um aumento de

capacidade instalada a nível Mundial de 2.5 GW em 1995 para 40 GW em 2010

(previstos). Em 2000, a Alemanha contava com 45% do total europeu de capacidade

eólica instalada, seguida da Dinamarca e Espanha, com aproximadamente 18% [Burton

et al., 2001].



- 10 -

Actualmente, os sistemas de conversão de energia eólica são constituídos

essencialmente por três principais tipos de aerogeradores [Almeida, 2006; Tande et al.,

2004]:

• Aerogerador de indução convencional do tipo gaiola de esquilo (Squirrel

Cage Induction Generator, em inglês);

• Aerogerador síncrono de íman permanente (Permanent Magnetic

Synchronous Generator, em inglês);

• Aerogerador de indução duplamente alimentado (Doubly Fed Induction

Generator, em inglês).

Os aerogeradores de indução convencionais do tipo gaiola de esquilo são

simples e robustos, apresentando um baixo custo de investimento, mas oferecem uma

reduzida controlabilidade. Os aerogeradores deste tipo são constituídos por um gerador

assíncrono acoplado directamente à rede. Normalmente, o aerogerador de indução

convencional opera numa estreita margem de velocidade angular (ligeiramente acima da

velocidade angular síncrona, ωs = 2π.fs, onde fs é a frequência síncrona do sistema) que

é definida consoante o deslizamento do gerador assíncrono que, regra geral, varia entre

1 e 2% em relação ao deslizamento nominal de operação (valor característico fornecido

pelo fabricante do gerador). Por esta razão, são denominados na literatura da

especialidade como aerogeradores de velocidade fixa [Almeida, 2006]. Tipicamente,

estas máquinas operam com um factor de potência indutivo entre 0.85 e 0.9. A

correcção do factor de potência individual é normalmente realizada através do uso de

baterias de condensadores com escalões, sendo a sua entrada/saída de serviço feita de

forma automática. A esta compensação individual poderá ainda juntar-se alguma

compensação adicional por parque, para que o factor de potência global do parque

inclusivamente possa ser capacitivo, como ocorre actualmente em Portugal devido ao

perfil do regulamento tarifário nacional [Castro, 2004].

Os aerogeradores síncronos de íman permanente são caracterizados pela

excitação do rotor do gerador eléctrico por meio de ímanes permanentes, com operação

em velocidade variável e controlo óptimo de incidência de vento nas pás, de forma a

captar a máxima energia do vento. A potência máxima extraída é então transferida para

o sistema eléctrico a partir de uma configuração em cascata CA-CC-CA de conversores

electrónicos que interligam o estator do aerogerador à rede eléctrica. O conversor ligado

ao sistema eléctrico, para além de fixar a frequência eléctrica de saída do aerogerador



- 11 -

consoante a frequência da rede, fornece também capacidade de potência reactiva e de

tensão [Almeida, 2006].

No caso dos aerogeradores de indução duplamente alimentados, pode-se ter um

sistema de controlo capaz de impor um restritivo controlo de binário do rotor de acordo

com uma curva predeterminada de binário óptimo. Este controlo não é baseado na

frequência do sistema, onde é negligenciada a contribuição da máquina para a inércia do

sistema. Nesta tecnologia, a configuração CA-CC-CA de conversores é conectada entre

o rotor da máquina e a rede eléctrica. O conversor ligado à rede opera com a frequência

do sistema eléctrico impondo, assim, a frequência de saída do aerogerador de indução

duplamente alimentado. Em geral, este conversor é controlado para manter a tensão do

barramento CC constante. As técnicas de controlo associadas aos aerogeradores de

indução duplamente alimentados levam a que estes possam operar numa maior gama de

velocidade angular. São por isto denominados, na literatura da especialidade, como

aerogeradores de velocidade variável, permitindo desta forma extrair mais energia do

vento além de oferecerem a possibilidade do controlo das potências activa e reactiva

[Almeida, 2006].

Muitas das turbinas eólicas utilizam a força ascendente proveniente das pás para

orientar o rotor. Uma velocidade angular elevada do rotor é desejada no sentido de

reduzir a razão de desmultiplicação requerida pela turbina eólica. Esta redução conduz a

uma razão entre a área das pás e a área varrida pelo rotor. De acordo com o tipo de

aplicação, os rotores das turbinas eólicas foram historicamente actualizados, podendo

ser divididos em duas classes: tipo eixo vertical e tipo eixo horizontal. Por razões

devidas a perdas e protecção das partes mecânicas, aquando de velocidades extremas de

vento nem toda a energia disponível do vento pode ser aproveitada. Nos sistemas

eólicos, a parcela da energia passível de ser realmente aproveitada pelas turbinas eólicas

encontra-se na faixa dos 20% a 30 % da energia transportada pelo vento [Vianna et al.,

2000 a2].

O progressivo aumento da integração de produção eólica nas redes tem

conduzido ao aparecimento de instalações de produção eólica com potências instaladas

bastante elevadas por parque ou grupos de parques, exigindo que a sua ligação seja feita

directamente ao nível das redes de transporte ou distribuição em alta tensão. É de

ressaltar que este tipo de produção tem vindo a substituir sistemas de produção

convencionais obrigando, necessariamente, a uma actualização dos procedimentos de



- 12 -

planeamento e de operação dos sistemas eléctricos [Almeida, 2006]. De facto, apesar da

penetração de produção eólica e outras formas de produção dispersa poder

descentralizar grande quantidade de energia que seria produzida por grandes unidades

produtoras e do que isso significa em termos técnico-económicos, existem preocupações

quanto à segurança do sistema eléctrico de energia. Estas preocupações relacionam-se

com o comportamento destas novas formas de produção no caso de perturbação nas

redes e na possibilidade de fornecimento de Serviços de Sistema [DTI, 2004]. Esta

temática será discutida com maior detalhe no Capítulo 2.



- 13 -

1.4 – Energia da biomassa

A energia da biomassa é um exemplo de fonte de energia renovável não

intermitente, i.e. previsível, de média capacidade. A energia da biomassa pode utilizar

um vasto leque de tecnologias e de fontes de combustível. O tamanho de uma central de

biomassa está limitado pela capacidade de transporte e armazenamento de matéria-

prima. Não é expectável que o tamanho de uma central de biomassa ultrapasse os 30 –

50 MW [DTI, 2004].

Através da fotossíntese, as plantas capturam energia do sol e transformam-na em

energia química. Esta energia pode ser convertida em várias formas de energia:

electricidade, combustível ou calor. As fontes orgânicas que são usadas para produzir

energias usando este processo são chamadas de biomassa. Incluem-se também nesta

classificação os efluentes agro-pecuários, agro-industriais e urbanos. Os recursos

renováveis representam actualmente cerca de 20% do fornecimento total de energia no

mundo, com cerca de 14% proveniente de biomassa [ADENE/INETI, 2001]. Podemos

considerar várias fontes energéticas de origem natural neste capítulo:

• biomassa sólida;

• biocombustíveis gasosos;

• biocombustíveis líquidos.

A biomassa sólida tem como fonte os produtos e resíduos da agricultura

(incluindo substâncias vegetais e animais), os resíduos da floresta e das indústrias

conexas e a fracção biodegradável dos resíduos industriais e urbanos.

Os biocombustíveis gasosos (biogás) têm origem nos efluentes agro-pecuários,

da agro-indústria e urbanos (lamas das estações de tratamento dos efluentes domésticos)

e ainda nos aterros de RSU (Resíduos Sólidos Urbanos). Este resulta da degradação

biológica anaeróbia da matéria orgânica contida nos resíduos anteriormente referidos e é

constituído por uma mistura de metano (CH4) em percentagens que variam entre os 50%

e os 70% sendo o restante essencialmente dióxido de carbono (CO2) [idem].

Os biocombustíveis líquidos, com potencial de utilização, têm todos origem em

"culturas energéticas":



- 14 -

• biodiesel (éter metílico): obtido principalmente a partir de óleos de colza

(couve-nabiça) ou girassol, por um processo químico chamado

transesterificação;

• etanol: é o mais comum dos álcoois e caracteriza-se por ser um composto

orgânico, incolor, volátil, inflamável, solúvel em água, com cheiro e sabor

característicos. Produzido a partir da fermentação de hidratos de carbono

(açúcar, amido, celulose), com origem em culturas como a cana-de-açúcar ou

por processos sintéticos;

• metanol: os processos de produção mais comuns são de síntese a partir do

gás natural, ou ainda a partir da madeira através de um processo de

gaseificação.

Os processos de conversão termoquímica a elevada temperatura para transformar

a biomassa numa forma mais útil de energia, são capazes de converter entre 85% e 95%

da sua matéria orgânica com alta eficácia, apresentando pouca sensibilidade ao variar de

um material para outro. Estes processos podem produzir um amplo espectro de produtos

energéticos, como pode ser visto na Figura 1.1 [Vianna et al., 2000 a1].

BIOMASSA

COMBUSTÃO GASEIFICAÇÃOPIRÓLISE E

LIQUEFACÇÃO

GASESQUENTES DECOMBUSTÃO

GÁS POBREDE BAIXAENERGIA

GÁS DESÍNTESE DE

ALTA ENERGIACARBONO HIDROCARBONETOS

VAPORCALOR

ELECTRICIDADEELECTRICIDADE BIOCOMBUSTÍVEIS

COMBUSTÍVEL

PRODUTO DESÍNTESE

COMBUSTÍVEL

PRODUTO DESÍNTESE

MOTORES DECOMBUSTÃO

INTERNA

GÁSCOMBUSTÍVEL

(METANO)

ÓLEOCOMBUSTÍVEL

LÍQUIDOS DESÍNTESE

(METANOL,GASOLINA)

Figura 1.1: Processos termoquímicos de conversão de biomassa [Vianna et al., 2000 a1]



- 15 -

Os processos termoquímicos de conversão de biomassa são:

• Combustão: Biomassa + O2 (estequiométrico) Produtos de combustão (calor)

• Gaseificação: Biomassa + O2 (limitado) Gás

• Pirólise: Biomassa + Calor Carbono vegetal + Líquidos + Gás

A energia da biomassa utiliza a tecnologia tradicional de turbina a vapor

acoplada a geradores síncronos. Em alguns casos, a energia da biomassa pode ser usada

em cogeração para produção de vapor. Neste caso, a produção de energia depende da

procura de vapor.



- 16 -

1.5 – Cooperação de fontes de energia

O controlo de produção através da cooperação de fontes de energia, e em

particular renováveis, tem sido um tema com crescente importância na literatura da

especialidade [Jurado & Saenz, 2002; Castronouvo & Peças Lopes, 2004;

Papathanassiou & Papadopoulos, 2001].

Jurado e Saenz [2002], propuseram o desenvolvimento de um controlador difuso

para um sistema combinado de energia eólica com unidades térmicas (biomassa). O

controlador tem como entradas o erro de velocidade do gerador eólico e a sua derivada,

para o regulador de velocidade, e o erro de tensão e sua derivada, para o regulador

automático de tensão.

Outros autores, como Bhatti, [bhatti et al.] sugeriram um controlador PI de

frequência a ser instalado numa unidade térmica para gerar sinais de comando para

aumentar ou diminuir a velocidade na caixa de engrenagens da turbina eólica, em

resposta a desvios na frequência. Os resultados evidenciaram que para uma resposta

transitória óptima, a capacidade produtiva da turbina eólica deve ser semelhante à da

unidade térmica.

Kamwa [cit. in Jurado & Saenz, 2002] estudou o modelo dinâmico e o controlo

de sistemas combinando energia eólica e unidades térmicas, através da programação de

um nivelador de carga controlado por um PID, instalado na unidade térmica.

Jeffries [cit. in Jurado & Saenz, 2002] desenvolveu um modelo dinâmico para

um sistema combinando energia eólica e unidades térmicas, validando os seus

componentes através de resultados experimentais.

Papathanassiou e Papadopoulos [2001] estudaram a dinâmica de um pequeno e

autónomo sistema eólico/térmico utilizando modelos simplificados da teoria clássica do

controlo.

Rajendiran e colegas [2000] apresentaram a análise e simulação de um modelo

eólico/térmico em regime permanente. Para melhoria da qualidade de onda de saída de

potência, foi incluído no modelo um conversor AC-DC-AC.

Castronuevo e Peças Lopes [2004] propõem a utilização de armazenamento de

água em aproveitamentos hidroeléctricos de albufeira para melhorar a performance de

parques eólicos e atenuar as flutuações de potência activa de saída, resultantes da

intermitência do vento. Este artigo apresenta um algoritmo para optimizar, de hora a



- 17 -

hora, a estratégia a ser seguida pelas turbinas eólicas e pela bombagem hidráulica de

forma a atingir uma melhoria do perfil de potência activa a ser integrada na rede.

Kaldellis e colaboradores [2002] investigaram novas técnicas para melhorar a

controlabilidade de parques eólicos e para facilitar a sua integração com os mercados de

electricidade. Este artigo apresenta um estudo económico de longo prazo da operação de

um parque eólico em cooperação com dois reservatórios de água, envolvendo uma mini-

hídrica e uma estação de bombagem de água. O objectivo era armazenar a energia

gerada pelo parque eólico, em períodos de vazio, sob a forma de bombagem de água.

Halldórzen e Stenzel [2001] desenvolveram uma metodologia para a

compensação da variação da potência de saída de um parque eólico explorando

contratos de energia em regime de mercado.

Korpas e outros [2002] apresentaram um algoritmo baseado em programação

dinâmica para planeamento e operação de parques eólicos, através da gestão de

armazenamento de energia.

Billinton e Karki [2001] evidenciaram uma análise de pequenos sistemas

isolados combinando fontes fotovoltaicas e eólicas, tendo em conta considerações

acerca da fiabilidade dos sistemas.



- 18 -

Capítulo 2 – Serviços de Sistema

2.1 – Introdução

Serviços de sistema são actos de assistência à rede eléctrica, de modo a fornecer

segurança e qualidade de serviço à sua exploração. A gestão de serviços de sistema é

fundamental para assegurar a adequada operação do próprio sistema, tendo como

principais objectivos:

• Balanço entre produção e consumo de energia;

• Controlo dos perfis de tensão nas redes;

• Reposição de serviço após uma falha.

Actualmente, os serviços de sistema são de dois tipos:

• Obrigatórios e não remunerados;

• Voluntários (remunerados em bolsa ou em contratos bilaterais físicos).

A gestão de serviços de sistema é da responsabilidade do Operador de Sistema.

Esta gestão inclui a definição dos serviços de sistema requeridos / a contratar na área de

controlo e quais os níveis de exigência de qualidade de serviço a atingir [Peças Lopes et

al., 2002].

A produção dispersa exigirá uma maior necessidade de serviços de sistema,

conduzindo a sobrecustos de operação e oportunidades de negócio acrescidas para os

agentes de mercado [Peças Lopes, 2005]. A produção dispersa deverá participar no

fornecimento de serviços de sistema.

2.2 – Descrição dos Serviços de Sistema mais frequentes

Nesta secção serão descritos, de forma sintética, os mais frequentes serviços de

sistema requeridos pelas redes eléctricas. Segundo a literatura da especialidade [Peças

Lopes, 2005; DTI, 2004; Raineri, R. et al., 2006], podem ser agregados em três



- 19 -

categorias principais, segundo os seus objectivos principais: controlo de frequência,

coordenação e operação, e reposição de serviço.

1. Controlo de frequência

Estes serviços de sistema estão relacionados com o balanço a curto prazo de

potência e frequência do sistema de energia. Os métodos mais comuns de conseguir o

controlo de frequência são a regulação de velocidade por parte dos geradores (controlo

primário de frequência), o controlo automático de produção (AGC), o deslastre de

cargas e o arranque / desligação rápidos de unidades produtoras.

1.1 Controlo primário de frequência

As rápidas variações do balanço entre produção e consumo de energia são as

principais causas da variação instantânea da frequência do sistema. O controlo primário

de frequência acerta, continuamente e em tempo real, este balanço. Este controlo

consiste na capacidade extraordinária de produção de energia por parte das unidades

produtoras contratadas, de forma a manter a frequência no seu valor estipulado (através

do aumento e diminuição na produção).

O controlo primário de frequência é tipicamente assegurado por reguladores de

velocidade e AGC’s. Os principais custos fixos associados a este serviço de sistema

correspondem ao capital investido nas unidades produtoras para fornecer este serviço,

nos reguladores de velocidade e AGC’s. Como custos variáveis, temos o crescimento

nos custos de manutenção e operação, a redução de eficiência e o decréscimo no tempo

de vida das centrais em causa. Trata-se de um serviço de sistema obrigatório e não

remunerado em Portugal [Peças Lopes, 2005].

1.2 Reservas operacionais

Para além das variações instantâneas de frequência, consequência da natureza

flutuante da carga do sistema, os sistemas de energia apresentam variações relacionadas

com acontecimentos imprevistos ou contingências na produção e transporte. As reservas

operacionais são previstas para “salvar” o sistema de energia de uma falha maior, no

caso de variações inesperadas. As reservas operacionais actuam através do uso de



- 20 -

tecnologias que permitem a detecção e correcção de desigualdades entre produção e

consumo [Raineri, R. et al., 2006].

De acordo com a rapidez de acesso, distinguem-se três tipos de reservas

operacionais: a reserva secundária de frequência, a reserva terciária de frequência e as

reservas não sincronizadas.

A reserva secundária de frequência requer um tempo de resposta que oscila,

normalmente, entre os 10 segundos e os 15 minutos. A reserva terciária de frequência,

para que possa optimizar o despacho económico, deve estar disponível no espaço de

tempo entre os 10 – 30 minutos. Para ambos estas reservas de frequência, as unidades

produtoras devem estar sincronizadas com a rede eléctrica e, em geral, os fornecedores

devem ser capazes de activar este serviço de sistema, de forma consecutiva, pelo menos

2 horas. As reservas não sincronizadas correspondem às reservas de energia disponíveis

nas unidades produtoras que não foram despachadas nem conectadas à rede, mas que

podem ser conectadas e sincronizadas com a rede num período máximo de 30 minutos.

As metodologias utilizadas para fornecer este serviço de sistema são, entre

outras, os AGC’s, reguladores de velocidade, o arranque e desligação rápidos de

unidades produtoras e o deslastre de cargas no lado do consumo.

Os custos fixos associados a estas reservas correspondem ao capital investido

nas unidades produtoras, bem como aos equipamentos de controlo. A componente

variável dos custos está associada às flutuações de combustível e a uma menor

eficiência. As reservas operacionais são serviços voluntários em Portugal, no âmbito do

novo regime do Mercado Ibérico de Electricidade, sujeitos a mecanismos de mercado

[Peças Lopes et al., 2002]. Neste caso, poderá existir um custo de oportunidade, se

existir um trade-off positivo entre o fornecimento de reserva secundária de frequência,

reserva terciária de frequência ou reservas não sincronizadas por parte de uma unidade

produtora contratada e o benefício económico desse mesmo grupo produtor ser

despachado como base do sistema produtor.

2. Coordenação e operação

Estes serviços de sistema estão relacionados com aspectos qualitativos do

fornecimento. Estão principalmente associados com a regulação de tensão nos

diferentes pontos da rede eléctrica e com controlo de fluxos de energia ao longo da rede,

sujeito às restrições da mesma.



- 21 -

Os equipamentos mais comuns utilizados para o fornecimento destes serviços de

sistema são as unidades produtoras convencionais, os condensadores síncronos,

transformadores com tomadas, condensadores e indutâncias, FACTS e a produção

dispersa.

2.1 Planeamento e despacho

Este serviço está associado às acções em tempo-real necessárias para estabilizar

o sistema na presença de variações na carga do sistema. Corresponde a um serviço que

apenas pode ser fornecido pelo Operador de Sistema, e não pode ser fornecido

competitivamente, i.e., é um serviço obrigatório e não remunerado. Os custos

associados a este serviço de sistema são baixos, dado que apenas estão associados a

equipamentos de medição, cálculo e comunicação, para além de custos com pessoal

especializado para a operação do sistema.

2.2 Gestão de congestionamentos

As acções que compõem este serviço de sistema têm como objectivo o

“re-planeamento” do despacho de forma a cumprir as restrições de capacidade das

linhas de transmissão. Mesmo que a gestão de congestionamentos nem sempre seja

considerada um serviço de sistema, pode ser entendida desta forma uma vez que é uma

actividade necessária ao bom funcionamento dos fluxos de potência dos sistemas de

energia. Os custos essenciais relativos a este serviço de sistema têm apenas a ver com

equipamentos de medição e cálculo, bem como custo com pessoal especializado.

2.3 Controlo de tensão e fornecimento de energia reactiva

Uma das questões mais pertinentes no que concerne à exploração dos sistemas

eléctricos de energia é o controlo de tensão e energia reactiva. As crescentes exigências

de qualidade, fiabilidade e segurança nas redes de transporte e de distribuição obrigam

ao estabelecimento de novos requisitos de fornecimento e de compensação de energia

reactiva, em particular ao nível da produção dispersa.

Este serviço de sistema consiste no uso de recursos dos sistemas produtor e de

transporte para manter a tensão dentro dos limites estabelecidos. Consiste na produção e



- 22 -

disponibilidade de injecção de energia reactiva para resolver problemas de barramentos

com tensões perigosamente baixas, e de absorção de energia reactiva em barramentos

com tensões excepcionalmente altas. De ambas as formas, está em causa um serviço

dinâmico entregue numa janela de operação contínua, para fazer face a variações de

tensão nos barramentos.

Existe uma grande quantidade de equipamentos que poderão ser utilizados para

fornecer este serviço de sistema, tais como: unidades produtoras, condensadores

síncronos, indutâncias, SVC’s e produção dispersa. Estes equipamentos diferem em

características técnicas e económicas tais como: tempo de reacção, capacidade de

suportar variações bruscas de tensão, investimento inicial e custos de operação. A

escolha do equipamento está relacionada com a natureza das cargas a compensar e com

o tempo de reacção exigido.

O despacho de energia reactiva será gerido, segundo o novo Mercado Ibérico de

Electricidade, segundo regras de mercado da mesma índole das consideradas para as

reservas operacionais. No entanto, por razões de segurança, um valor mínimo

obrigatório de energia reactiva a produzir em cada hora será definido e até este valor

não existirá qualquer remuneração [Peças Lopes et al., 2002].

Em resumo, os custos principais associados a este serviço de sistema

correspondem a investimento inicial, operação, manutenção e custos de oportunidade.

3. Reposição de serviço

Estes serviços de sistema estão relacionados com a capacidade de criar

condições de suporte/apoio às redes (backup, em inglês) por parte de unidades

produtoras e na capacidade do sistema retomar um estado normal de operação após ser

afectado por uma saída generalizada de serviço (blackout, em inglês). Estes serviços de

sistema são genericamente assegurados por unidades produtoras com capacidade de

arranque autónomo (blackstart, em inglês).

3.1 Capacidade de arranque autónomo (blackstart)

À capacidade de uma unidade produtora variar do estado de não-operação para o

estado de operação aquando de uma falha no sistema, sem a assistência da rede eléctrica

e, em seguida, ajudar a restaurar a rede convencionou-se chamar de capacidade de



- 23 -

arranque autónomo (blackstart). Este serviço de sistema tem, então, como objectivo

restaurar o sistema, tão rapidamente quanto possível, após uma grande perturbação ou

colapso. As unidades produtoras que fornecem este serviço de sistema devem ser

capazes de produzir e consumir suficiente energia reactiva de forma a controlar a tensão

durante o processo de restauro. É também determinante ter disponíveis as necessárias

comunicações e recursos de coordenação para manter a flexibilidade e estabilidade do

sistema, para minimizar a duração do blackout e garantir segurança durante o processo.

Os custos principais envolvidos neste processo são o investimento em unidades

produtoras e em controlo, a sua operação e manutenção. Complementarmente, existem

também custos associados à operação do sistema de transporte durante o restauro do

sistema, devido a perdas de energia.

3.2 Reserva suplementar

Este serviço de sistema tem como função o apoio às reservas operacionais,

devendo ser capaz de as substituir temporariamente para que possam recuperar os seus

valores normais (previstos). Em regra, as reservas suplementares não estão em

funcionamento; assim, são normalmente requeridas para entrarem em processo de

sincronismo com a rede num período de tempo mais longo, geralmente 1 hora. Para

fornecer este serviço de sistema, é requerimento obrigatório que este deve ser mantido

até que a capacidade produtora perdida na perturbação seja reposta. Regra geral, as

reservas suplementares são colocadas em serviço durante um período mínimo

consecutivo de 2 horas.

Os custos principais associados a este serviço são o investimento inicial,

operação e manutenção de equipamentos.

2.3 – Alteração no Fornecimento de Serviços de Sistema pela

Integração de Produção Dispersa

A forte penetração, nos últimos anos, de produção dispersa tem levado à

alteração dos regimes de exploração das redes eléctricas de transporte e distribuição. No

âmbito deste trabalho, será analisada nos parágrafos seguintes a problemática criada

pela crescente penetração de produção dispersa, nomeadamente a de carácter



- 24 -

intermitente, nas redes eléctricas. Será também avaliada, de forma sintética, a

capacidade de fornecimento de serviços de sistema por parte da energia eólica e da

energia da biomassa.

A produção dispersa deve ser classificada como “controlável” ou “não-

controlável”, de acordo com a sua capacidade de despacho, de forma a possibilitar uma

gestão tecnicamente eficiente dos sistemas de energia. As unidades produtoras

“controláveis” correspondem às que permitem controlo sobre a sua potência activa de

saída [Peças Lopes et al., 2002].

No caso da energia eólica, tradicionalmente factores como a imprevisibilidade

de produção (devido à sua própria natureza flutuante, dada a fonte primária ser o vento),

a dificuldade de despacho inerente à não regulação de produção da maior parte das

centrais (não garantia de potência), flutuações bruscas de tensão face ao seu valor

nominal, congestionamento de nós da rede, entre outras dificuldades, conduziram a

novos desafios de exploração e à alteração de procedimentos nas redes eléctricas [Peças

Lopes, 2005; Almeida, 2006]. Esta conjuntura levou ao acréscimo da necessidade de

fornecimento de serviços de sistema e de actividade do mercado de ajustes, conduzindo

a sobrecustos de operação e oportunidades de negócio acrescidas para os agentes de

mercado [Peças Lopes, 2005].

Porém, o crescente aparecimento de capacidade de controlo sobre a produção

nos parques eólicos tem vindo a alterar alguns destes conceitos. Este aparecimento tem

a ver com a necessidade destas unidades produtoras contribuírem também para a gestão

do sistema eléctrico de energia. Esta participação reflecte-se principalmente no

fornecimento de serviços de sistema envolvendo controlo primário de frequência,

controlo de tensão e energia reactiva e capacidade de despacho em caso de ser

necessário limitar temporariamente os níveis de produção eólica em situação de

emergência [Almeida, 2006]. Passamos, então, de um regime de exploração

caracterizado por imprevisibilidade e não-controlabilidade, para um cenário cada vez

mais previsível e controlável. Assim, a última tecnologia de turbinas eólicas será, em

princípio, capaz de fornecer controlo primário de frequência através do controlo da

potência eléctrica fornecida. Ao usar turbinas eólicas com controlo de ângulo de

incidência de vento nas pás, será possível fornecer resposta a elevações da frequência

nominal da rede, através da redução da sua potência de saída. Com vista à resposta a

abaixamentos de frequência, uma unidade produtora eólica parcialmente carregada

deverá ser capaz de rapidamente elevar a sua potência de saída até ao máximo, aquando



- 25 -

de uma queda na frequência do sistema. Mais, deverá ainda ser capaz de voltar ao seu

valor anterior, quando a frequência do sistema recuperar. Claramente, para fornecer

resposta a abaixamentos de frequência, será necessário que a central de produção eólica

funcione em regime parcialmente carregado. Consequentemente, esta situação implica

que alguma da energia eólica disponível não seja utilizada. As centrais eólicas e, em

geral, toda a produção dispersa, tentam produzir sempre à capacidade máxima, dada a

boa remuneração conseguida [DTI, 2004]. Logo, terá de existir uma alteração no regime

de exploração destas centrais a fim de fornecer este serviço de sistema.

Em princípio, grandes centrais de biomassa serão capazes de contribuir para o

controlo primário de frequência, similarmente às centrais térmicas convencionais.

Porém, de forma a responder a abaixamentos na frequência do sistema, os geradores da

central terão de operar em modo parcialmente carregado. As centrais de biomassa,

possuindo elevada disponibilidade, têm capacidade para contribuir para o fornecimento

de serviços de sistema relacionados com a coordenação e operação, se assegurado o

fornecimento de combustível. Porém, a necessidade destes serviços tende a ser local e

dependente da capacidade da rede no ponto de interligação. Dado que as tecnologias de

biomassa utilizam geradores síncronos e estão equipadas com reguladores de tensão,

podem contribuir para o controlo de tensão na rede local, isto é, na rede onde estão

interligadas. As centrais de biomassa podem ainda fornecer algumas das perdas locais

de energia reactiva e aumentar a capacidade de transporte das linhas de transmissão de

energia existentes. O fornecimento de reserva secundária de frequência não será

possível, dado que é improvável que se consiga trazer a central de biomassa do estado

de frio até ao estado de integração com a rede em menos de 20 minutos [DTI, 2004].



- 26 -

Capítulo 3 – Produção Dispersa


Produção dispersa refere-se habitualmente na literatura à produção conectada

nas redes de distribuição. A esta produção correspondem as chamadas energias

renováveis (energia eólica, biomassa, ondas, solar fotovoltaica, entre outras), centrais de

ciclo combinado, cogeração, microgeração, pilhas de combustível, entre outras fontes

de energia de menor expressão.

Tal como referido no Capítulo 1, na secção “Produção Dispersa”, a produção

dispersa permite a produção de energia mais próxima das cargas, como que se

“embebendo” nas redes eléctricas.

Ao longo deste Capítulo 3, vão ser descritas de forma sucinta as tecnologias de

produção dispersa (e renovável) envolvidas neste trabalho, i.e., as tecnologias eólica e

da biomassa.

3.2 – Produção de energia eólica

3.2.1 – Constituição genérica da produção de energia eólica ligada às

redes eléctricas

Os sistemas de produção eólica conectados às redes eléctricas incluem

actualmente os seguintes componentes essenciais:

• Gerador eléctrico;

• Turbina eólica;

• Sistema de supervisão e aquisição de dados (SCADA);

• Transformador de potência;

• Serviço de comunicação;

Há dois tipos básicos de turbinas eólicas, identificadas pela orientação do seu

eixo de rotação: turbinas de eixo horizontal e de eixo vertical. As turbinas de eixo

horizontal são as mais utilizadas e, por isso, serão as adoptadas ao longo deste



- 27 -

trabalho [Anderson & Bose, 1983]. Os principais elementos que compõem um sistema

de produção eólico com turbinas de eixo horizontal são [Vianna et al., 2000]:

• Rotor;

• Eixo principal;

• Caixa de engrenagens;

• Eixo de alta velocidade;

• Gerador eléctrico;

• Sistema integrado de transmissão;

• Mancal de posicionamento e sistema de posicionamento;

• Torre;

• Sensores, controlo e sistemas de comunicação.

Na actualidade, os tipos de geradores eléctricos utilizados nos sistemas de

produção de energia eólica são essencialmente três [Almeida, 2006; Tande et al., 2004]:

• Gerador de indução convencional do tipo gaiola de esquilo (Squirrel Cage

Induction Generator, em inglês);

• Gerador síncrono de íman permanente (Permanent Magnetic Synchronous

Generator, em inglês);

• Gerador de indução duplamente alimentado (Doubly Fed Induction Generator,

em inglês).

Os aerogeradores de indução convencionais – conjuntos equipados com turbina

e gerador de indução convencional, entre outros equipamentos, destinados a converter

energia eólica em energia eléctrica – são simples e robustos, apresentando um baixo

custo de investimento, apesar da fraca controlabilidade disponibilizada. Por este motivo,

estão ainda bastante difundidos nas redes eléctricas actuais, sendo este o tipo de

aerogerador utilizado ao longo deste trabalho.

Nas secções seguintes estão descritos, de forma breve, os seguintes componentes

básicos de um sistema de produção de energia eólica:

• Gerador de indução convencional;

• Turbina eólica;

• Controlo de produção dos aerogeradores de indução convencionais.



- 28 -

3.2.2. – Modelo do gerador de indução convencional

As máquinas de indução, quando funcionam como geradores produzem energia

eléctrica quando o seu veio gira acima da velocidade síncrona do motor de indução

equivalente. Esta tecnologia de geradores é mecânica e electricamente mais simples que

qualquer outro tipo de gerador existente. São ainda mais rígidos, não necessitando de

escovas ou comutadores. Os geradores de indução não são auto-excitados. Logo,

requerem uma fonte externa que lhes permita estabelecer o seu campo magnético

rotativo.

O enrolamento do rotor dos geradores de indução pode ser do tipo gaiola de

esquilo (squirrel cage induction generator, em inglês) ou pode ser do tipo bobinado

(round rotor induction generator, em inglês).

O enrolamento rotórico em gaiola de esquilo é constituído por uma gaiola de

alumínio, dopado com uma pequena percentagem de impurezas, que é obtida por

injecção. Será o gerador de indução com rotor em gaiola de esquilo a máquina de

indução utilizada ao longo deste trabalho.

O circuito eléctrico de um gerador de indução trifásico com rotor bobinado

contacta com a parte fixa da máquina através de um sistema colector de anéis – escovas

[Vaz Guedes, 1993].

A máquina de indução funciona, assim, como gerador nas situações em que a

velocidade angular do rotor é superior à velocidade angular do campo girante, ou seja,

para deslizamentos (s) negativos (Eq. 3.1).

s

s

n

nns

−=

No modo de funcionamento como gerador, a máquina funciona entre os pontos

correspondentes ao deslizamento (aproximadamente) nulo e o correspondente ao valor

máximo da intensidade de corrente admissível no estator, o qual, para a máquina a que

corresponde a característica representada na Figura 3.1, se verifica para um valor de s

igual a -0.8 %.

(Eq. 3.1)



- 29 -

Figura 3.1: Característica binário (T)–velocidade da máquina de indução de rotor em gaiola de

esquilo (ns) [Vaz Guedes, 1993]

Este valor de -0,8 % é consideravelmente inferior àquele para o qual ocorre o

binário máximo. Em virtude da variação da velocidade admissível da máquina em

relação à velocidade de sincronismo ser muito pequena, na prática, esta máquina

comporta-se como tendo velocidade constante [Jesus & Castro, 2004].

É usual, para o modo de operação da máquina como motor, considerarem-se as

correntes como positivas quando estão a entrar nos enrolamentos do estator ou nos

enrolamentos do rotor. No caso do modo de operação como gerador, assume-se que as

correntes estão a sair dos enrolamentos do estator (negativas), enquanto que as correntes

do rotor estão a entrar nos seus enrolamentos (positivas). A partir destes pressupostos, o

conjunto de equações resultantes para o estator e para o rotor do gerador de indução do

tipo gaiola de esquilo são as seguintes [Almeida, 2006]:

Estator:

dt

diRv

dt

diRv

qs

dssqssqs

dsqssdssds

λλω

λλω

+−−=

+−−=

Rotor (em curto-circuito):

dt

diRv

dt

diRv

qr

drrsqrrqr

drqrrsdrrdr

λλωω

λλωω

+−−==

+−−==

)(0

)(0

Onde,

(Eq. 3.2)

(Eq. 3.3)



- 30 -

• dsv e qsv são as tensões referidas ao estator do gerador de indução em

coordenadas de eixo directo d e de eixo em quadratura q, respectivamente, à

velocidade síncrona (em Volts – V);

• drv e qrv são as tensões referidas ao rotor do gerador de indução em coordenadas

de eixo directo d e de eixo em quadratura q, respectivamente, à velocidade

síncrona (em Volts – V);

• dsi e qsi são as correntes referidas ao estator do gerador de indução em

coordenadas de eixo directo d e de eixo em quadratura q, respectivamente, a

circular à velocidade síncrona (em Amperes – A);

• dri e qri são as correntes referidas ao rotor do gerador de indução em coordenadas

de eixo directo d e de eixo em quadratura q, respectivamente, a circular à

velocidade síncrona (em Amperes – A);

• sR e rR são as resistências referidas ao estator e rotor do gerador de indução,

respectivamente (em Ohms – Ω);

• sω e rω são as velocidades angulares do estator e do rotor, respectivamente (em

rad/s);

• dsλ e qsλ são os fluxos de fugas referidos ao estator em coordenadas de eixo

directo d e de eixo em quadratura q, respectivamente, a circular à velocidade

síncrona (em Webber – Wb);

• drλ e qrλ são os fluxos de fugas referidos ao rotor em coordenadas de eixo

directo d e de eixo em quadratura q, respectivamente, a circular à velocidade

síncrona (em Webber – Wb).

Os fluxos de fugas presentes nas equações 3.2 e 3.3 são definidos pelas equações

3.4 e 3.5:

Estator:

qrmqsssqs

drmdsssds

iLiL

iLiL

+−=

+−=

λ

λ

Rotor (em curto-circuito):

qsmqrrrqr

dsmdrrrdr

iLiL

iLiL

−=

−=

λ

λ

(Eq. 3.4)

(Eq. 3.5)



- 31 -

Onde,

• ssL e rrL são as auto-indutâncias referidas ao estator e rotor, respectivamente

(em Henry – H);

• mL é a indutância mútua de magnetização entre os enrolamentos do estator e

do rotor (em Henry – H);

Sendo,

mrrr

msss

LLL

LLL

+=

+=

Onde sL e rL são as indutâncias de fugas do estator e do rotor, respectivamente.

3.2.3 – Modelo de turbina eólica

A turbina eólica é o componente do sistema de produção eólico que permite a

conversão da energia cinética do vento em energia mecânica do vento. Esta energia

mecânica tornar-se-á em seguida energia eléctrica, pela interacção com o gerador que

lhe está acoplado. Por outras palavras, a turbina eólica é a máquina primária do sistema

de produção eólico. Ao longo deste trabalho, será utilizada a tecnologia de turbinas

eólicas de eixo horizontal.

A potência mecânica (PM) de saída de uma turbina eólica é dada pela expressão:

3

2

1VACP PM ρ= (W)

Onde:

• ρ é a densidade do ar (kg/m3);

• A é a área varrida pelas pás da turbina eólica (m2);

• CP é o coeficiente de potência;

• V é a velocidade do vento (m/s).

O binário mecânico (TM) correspondente à potência mecânica descrita na Eq. 3.7

é dado pela Eq. 3.8:

(Eq. 3.7)

(Eq. 3.6)



- 32 -

M

MM

PT

ω= (N.m)

Onde:

• ωM é a velocidade angular mecânica do gerador de indução (rad/s);

A densidade do ar é relativamente baixa (800 vezes menor que a da água, que

serve de fonte primária à produção hídrica). Logo, a turbina eólica terá de ser bastante

maior que uma turbina hidráulica. Dependendo do perfil de vento expectável, uma

turbina eólica de 1.5 MW deverá ter um rotor de diâmetro superior a 60 metros. Todas

as turbinas eólicas modernas utilizam a força ascendente proveniente das pás, para

orientar o rotor. É desejável uma velocidade angular elevada das pás, no sentido de

reduzir a razão de desmultiplicação (Gear Ratio, em inglês) requerida pela turbina

eólica (Eq. 3.9) [Burton et al., 2001].

GR

GB

ωω = (rad/s)

Onde:

• ωB é a velocidade angular das pás (rad/s);

• GR é a razão de desmultiplicação requerida pela turbina eólica – Gear Ratio

O coeficiente de potência CP reflecte a fracção de potência no vento que pode ser

convertida pela turbina em potência mecânica. Tem um valor máximo teórico de 0,593

(limite de Betz [Vianna et al., 2000 a2]) que dificilmente será atingido na prática (Eq.

3.10 [Anderson & Bose, 1983]).

( )2 0,1710,022 5,6

2PC e λλ β − ×= × − × −

Onde:

• β é o ângulo de incidência das pás (em inglês, pitch angle), em graus, que

regula a potência mecânica de saída da turbina eólica;

• λ é a relação de velocidade de extremidade das pás (tip speed ratio, em

inglês).

É comum os fabricantes de aerogeradores caracterizarem o desempenho de um

determinado rotor eólico a partir da curva λ×PC , sendo λ (tip speed ratio) definido por

(Eq. 3.11):

(Eq. 3.10)

(Eq. 3.8)

(Eq. 3.9)



- 33 -

M

V

ωλ =

Melhoramentos contínuos no coeficiente de potência estão a ser procurados em

permanência pela indústria, através de pequenas alterações no formato do rotor e,

operando em modo de velocidade variável, é possível que mantenham o coeficiente de

potência máximo (óptimo) numa gama alargada de velocidades de vento. Porém, tais

melhoramentos têm um modesto incremento na quantidade de potência fornecida. A fim

de obter maiores incrementos na potência produzida, o aumento da área varrida pelas

pás da turbina (diâmetro do rotor) e a localização de turbinas eólicas em locais com

maiores velocidades de vento parecem ser as estratégias a tomar. Nos últimos 15 anos,

têm havido um contínuo crescimento das dimensões do diâmetro do rotor, desde 30

metros até mais de 60 metros na actualidade. A duplicação do diâmetro do rotor

conduziu à quadruplicação da potência de saída das turbinas. A influência da velocidade

do vento é mais pronunciada, dada a relação cúbica entre a velocidade do vento e a

potência mecânica produzida. Assim, uma duplicação de vento conduz a oito vezes

mais potência mecânica produzida à saída da turbina eólica. Desta forma, a preocupação

generalizada têm sido localizar centrais eólicas em zonas de maior velocidade de vento

e dispostas de forma optimizada dentro do próprio parque eólico (dadas questões como

o chamado efeito de esteira). Em certos países têm sido erguidas torres muito altas

(mais de 60 – 80 metros) para tirar partido do aumento da velocidade do vento com a

altura.

A Figura 3.2 mostra a potência eléctrica em função da velocidade do

aerogerador para diferentes velocidades de vento. O máximo ponto das curvas é o ponto

de onde se pode retirar a máxima potência para uma determinada velocidade de vento.

Figura 3.2: Potência eléctrica em função da velocidade do aerogerador. Curvas diferentes para diferentes

velocidades de vento [Muller, 2002]

(Eq. 3.11)



- 34 -

Se a máquina não estiver a trabalhar no ponto máximo da curva de vento, diz-se

que está em deload, e é então possível através da compensação e/ou controlo de ângulo

de incidência das pás (pitch angle control, em inglês) fazer com que a máquina

contribua aumentando ou diminuindo a potência por ela entregue à rede.

A Figura 3.3 mostra a curva de potência activa produzida, em função da

velocidade do vento, do aerogerador de indução utilizado ao longo deste trabalho, o

Vestas V52 [Vestas, 2006].

Figura 3.3: Curva de potência activa fornecida em função da velocidade do vento do aerogerador Vestas

V52 [Vestas, 2006]

3.2.4 – Controlo de produção dos aerogeradores de indução convencionais

A tecnologia de produção eólica tem, historicamente, sido baseada em geradores

de indução chamados de velocidade fixa, com muito pouco controlo sobre a

performance dinâmica (passive stall turbines – turbinas com stall-passivo, em

português). Nos anos mais recentes, progressos significativos têm vindo a ser

efectuados no sentido do desenvolvimento de tecnologias active stall (stall-activo, em

português) e pitch angle control (controlo de ângulo de incidência, em português) para

turbinas eólicas de velocidade variável. Este desenvolvimento é importante, tanto em



- 35 -

termos de incremento de eficiência das turbinas, como também de capacidade de

controlo [DTI, 2004].

Resumindo, os modos de controlo que são geralmente adoptados na tecnologia

eólica, assentam em estratégias aerodinâmicas que exploram [Anderson & Bose, 1983]:

• Os perfis das pás da turbina eólica, através do controlo por stall-passivo,

visando proteger o aerogerador durante velocidades extremas de vento. Este

controlo é tipicamente aplicado a aerogeradores convencionais com

potências nominais inferiores a 1MW;

• A orientação das pás da turbina através do controlo por stall-activo ou

controlo de ângulo de incidência (pitch angle control) de forma a compensar

variações da velocidade do rotor, bem como de proteger a integridade física

do sistema eólico em elevadas velocidades de vento.

Neste trabalho, será utilizado o controlo do ângulo de incidência (pitch angle

control) das pás da turbina eólica. Este controlo, como já havíamos referido no

parágrafo anterior, é efectuado com o objectivo de garantir a máxima produção de

potência activa por parte da turbina eólica (Figura 3.4).

Figura 3.4: Controlo de ângulo de pitch [Anderson & Bose, 1983]

Com base no fornecimento de potência activa (Pg) à rede por parte do gerador

de indução acoplado à turbina eólica, o controlo ajusta o ângulo β (Beta, na Figura 3.4)

das pás da turbina de forma a maximizar a potência mecânica de saída da turbina eólica.



- 36 -

Figura 3.5: Esquema geral da integração do controlo de pitch no sistema de produção eólico

[adaptado de Almeida et al., 2006]

De forma genérica, este controlo fornece controlo integral (PI) de potência

activa fornecida pela máquina eléctrica. O controlo de ângulo de incidência inclui, para

este fim, um filtro de rejeição de banda com o intuito de reduzir as oscilações de

frequência dupla derivadas do efeito de corte do vento e de equilíbrio das pás [Anderson

& Bose, 1983]. Existe ainda um controlo que permite activar/desactivar o sistema de

controlo de ângulo de incidência das pás para velocidades médias do vento abaixo e

acima dos limites mínimo preestabelecidos.



- 37 -

3.3 – Produção de Energia da Biomassa

3.3.1 – Constituição genérica da produção de energia da biomassa ligada às redes eléctricas

A energia da biomassa pode utilizar um vasto leque de tecnologias e de fontes de

combustível [Monteiro, 2004; Vianna e tal., 2000 a2]. O tamanho de uma central de

biomassa está limitado pela capacidade de transporte e armazenamento de

matéria-prima. Desta forma, não é expectável que o tamanho de uma central de

biomassa ultrapasse os 30 – 50 MW.

Em particular, a produção de energia eléctrica a partir de biomassa sólida utiliza

a tecnologia tradicional de turbina a vapor acoplada a geradores síncronos

convencionais. É esta a tecnologia que iremos adoptar para este trabalho dado que é a

tecnologia de conversão mais difundida comercialmente, fundamentalmente para

resíduos agro-industriais.

Assim, nas secções seguintes estão descritos, de forma breve, os componentes

básicos de um sistema de produção de energia da biomassa:

• Gerador síncrono;

• Turbina a vapor;

• Sistema de regulação de tensão;

• Sistema de regulação de velocidade.

3.3.2 – Modelo do gerador síncrono

O gerador síncrono é uma máquina eléctrica que promove uma transformação de

energia mecânica em energia eléctrica, com um rendimento energético muito elevado.

Esta transformação efectua-se com uma razão constante entre a frequência das forças

electromotrizes induzidas (f) e a velocidade angular de rotação da máquina (n).

npf ×=

Onde p é o número de pares de pólos do gerador síncrono.

(Eq. 3.12)



- 38 -

Esta máquina eléctrica, de construção complexa, é projectada para produzir

força electromotriz com variação no tempo praticamente sinusoidal, formando um

sistema trifásico de grandezas praticamente simétrico. O gerador síncrono pode ser

construído tanto como máquina eléctrica de pólos salientes como máquina eléctrica de

indutor cilíndrico [Vaz Guedes, 1996]. Será o gerador síncrono de pólos salientes a

máquina síncrona utilizada ao longo deste trabalho.

Os geradores síncronos são geralmente máquinas de grande dimensão, com

potências eléctricas bastante elevadas e constantes de inércia significativas cujo

desempenho é crucial no modo como o sistema reage como um todo aquando da

existência de uma perturbação.

Na modelização do gerador síncrono, vamos assumir desprezáveis os transitórios

do estator por serem muito rápidos quando comparados com os fenómenos transitórios

associados ao rotor. As equações 3.13, 3.14, 3.15 e 3.16 – em coordenadas d-q,

baseadas na Teoria Generalizada das Máquinas Eléctricas – que regem o funcionamento

do gerador síncrono, estão apresentadas a seguir [Almeida, 2006].

Equações algébricas referidas ao estator em p.u.:

dsdqssqqs

qsqdssdds

iXirEv

iXirEv

''''

''''

+−=

−−=

Equação do movimento, em p.u./s:

)(2

1ω

ω∆−−= sem

s DTTHdt

d

Equação do ângulo eléctrico do rotor, em radianos:

0ωωδ

−= ss

dt

d

(Eq. 3.13)

(Eq. 3.14)

(Eq. 3.15)



- 39 -

Equação do binário electromagnético, em p.u.:

qsdsqddsdqsqe iiXXiEiET )( '''''''' −++=

Onde,

• dsv e qsv são as tensões referidas ao estator do gerador síncrono em coordenadas

de eixo directo d e de eixo em quadratura q, respectivamente;

• dsi e qsi são as correntes referidas ao estator do gerador síncrono em coordenadas

de eixo directo d e de eixo em quadratura q, respectivamente;

• sr é a resistência referida ao estator do gerador síncrono;

• dX '' e qX '' são as reactâncias subtransitórias referidas ao estator do gerador

síncrono em coordenadas de eixo directo d e de eixo em quadratura q,

respectivamente;

• dX '' e qX '' são as reactâncias subtransitórias referidas ao estator do gerador

síncrono em coordenadas de eixo directo d e de eixo em quadratura q,

respectivamente;

• dE '' e qE '' são as forças electromotrizes subtransitórias referidas ao estator do

gerador síncrono em coordenadas de eixo directo d e de eixo em quadratura q,

respectivamente;

• mT e eT são os binários mecânico e eléctrico produzidos pela máquina primária e

pelo gerador síncrono, respectivamente;

• sω é a velocidade angular do rotor, sendo que 0ω =1 p.u. é a velocidade angular

síncrona;

• sD é o coeficiente de amortecimento associado às perdas mecânicas no rotor.

3.3.3 – Modelo de turbina a vapor

A máquina primária associada ao gerador síncrono adoptada neste trabalho foi a

turbina a vapor. A turbina a vapor é representada neste trabalho por um modelo

simplificado de primeira ordem [Almeida, 2006].

(Eq. 3.16)



- 40 -

Figura 3.6: Modelo de primeira ordem que representa a turbina a vapor [adaptado de Almeida, 2006]

A equação diferencial associada ao modelo de turbina a vapor é:

CVT

TTdt

dT

p

mec

p

mec 11+−=

Onde,

• Tmec é o binário mecânico aplicado, a partir da máquina primária, ao gerador

síncrono (em p.u.);

• Tp é a constante de tempo do modelo de primeira ordem que representa a turbina

a vapor (em segundos);

• CV é a variação de fluxo de biomassa consumido pela turbina – válvula de

controlo (em p.u.).

3.3.4 – Sistema de regulação de tensão

A operação dos geradores síncronos é controlada por dispositivos de regulação

que asseguram bom comportamento em termos de frequência do sistema e de tensão aos

seus terminais.

O desempenho em termos de tensão está associado à existência de um regulador

automático de tensão (Automatic Voltage Regulator – AVR, em inglês). Este tem a

função de actuar sobre o circuito de excitação do gerador síncrono sempre que a tensão

aos terminais da máquina sofra variações relativamente a um valor especificado,

mantendo a tensão terminal e a potência reactiva dentro da gama de valores

especificados.

De entre os tipos de reguladores de tensão normalizados existentes, utilizou-se o

AVR IEEE tipo I conforme se descreve na Figura 3.7 [IEEE 2006].

(Eq. 3.17)



- 41 -

Figura 3.7: Regulador de tensão IEEE tipo I utilizado neste trabalho [IEEE 2006]

Onde:

• VREF é a tensão de referência do regulador (em p.u.);

• VC é a tensão de entrada, à saída do sistema de rectificação (em p.u.);

• VF é a tensão de retroacção (feedback, em inglês) do sistema, para estabilização

do sistema de excitação (em p.u.);

• VR é a tensão de regulação, à saída do sistema de amplificação (em p.u.);

• VS é a tensão de estabilização do sistema (em p.u.);

• VX é a tensão à saída do bloco de saturação (em p.u.);

• KA, KE e KF são os ganhos referidos aos blocos de amplificação, excitação e

feedback (em p.u.);

• TA, TB e TC são constantes de tempo do regulador (em segundos);

• TF é a constante de tempo referido ao controlo de excitação (em segundos);

• SE[EFD] é uma função não-linear que representa a saturação correspondente à

tensão de excitação EFD (em p.u.)

• EFD é a tensão de excitação que interage com o gerador síncrono (em p.u.);

No bloco somador mais à esquerda na Figura 3.7, a tensão VC é subtraída à

tensão de referência do regulador VREF. A tensão VF é também subtraída e VS é

adicionada para criar um desvio (erro) de tensão. Em regime permanente, estes dois

últimos sinais são nulos. O sinal resultante do bloco somador é amplificado, originando

VR.



- 42 -

As constantes de tempo TB e TC modelizam constantes de tempo inerentes ao

regulador de tensão. Porém estes valores são habitualmente pequenos, logo

desprezáveis.

A tensão de regulação VR é utilizada para controlar a excitação, que pode ser

efectuada separadamente ou em regime de auto-excitação.

O termo SE[EFD] é uma função não-linear com valores definidos em dois ou mais

valores de EFD. A saída deste bloco de saturação, VX, é o produto da entrada, EFD, com o

valor da função não-linear SE[EFD] a esta tensão de excitação.

EFD é a tensão de excitação que interage com o gerador síncrono.

3.3.5 – Sistema de Regulação de Velocidade

O desempenho em termos de frequência está geralmente associado ao regulador

de velocidade. O regulador de velocidade tem como função actuar na máquina primária

no sentido de variar a velocidade de rotação do gerador sempre que a potência activa

gerada pelo gerador síncrono sofra variações relativamente ao valor da potência

mecânica produzida pela turbina a vapor, ou sempre que a frequência da rede não

corresponda ao valor nominal. A cada gerador síncrono está associado a um sistema de

regulação de velocidade.

Neste trabalho, o regulador de velocidade adoptado é o modelo proposto por

Westinghouse – regulador de velocidade digital electrónico – hidráulico (Figura 3.8)

[Mello, F. P. et al., 1991].

Figura 3.8: Regulador de velocidade digital electrónico-hidráulico utilizado neste trabalho [Mello, F. P.

et al., 1991]



- 43 -

Onde:

• w e wref são, respectivamente, a velocidade angular do gerador síncrono e a

velocidade angular de referência (em p.u.);

• R

1 é o controlo proporcional primário (em p.u.);

• T1 e T2 são as constantes de tempo de atraso e avanço do relé de velocidade

– Speed Relay em inglês (em segundos);

• T3 é a constante de tempo de abertura do pistão da válvula de controlo CV

(em segundos);

• CVo é o valor inicial (de referência) de abertura da válvula de controlo (em

p.u.).

A abertura do pistão da válvula de controlo é dependente da saída do relé de

velocidade, sujeita aos limites de variação instantânea de posição (Rate Limits, em

inglês) e de variação em regime permanente (Position Limits, em inglês) – saturação. O

ganho proporcional R

1 tem como função adaptar a entrada (desvio de velocidade

angular) à dinâmica do regulador.



- 44 -

Capítulo 4 – Resultados da Simulação da Integração de

Produção Dispersa nas Redes de Distribuição


A integração de produção dispersa nas redes eléctricas tem alterado os seus

regimes de exploração, obrigando a novos procedimentos e a uma análise cuidada da

sua integração.

Ao longo deste Capítulo 4, serão apresentados os resultados da integração de

produção dispersa numa rede de distribuição de 15 kV, de perfil rural. Numa primeira

instância, será evidenciado o impacto da integração singular de um aerogerador de

indução directamente na rede de distribuição ao nível da potência activa fornecida e do

controlo de perfis de tensão. Em seguida, serão apresentados os resultados da

integração, na rede previamente estabelecida, da produção de energia da biomassa.

Estes resultados incidirão igualmente no impacto ao nível da potência activa fornecida e

do controlo de perfis de tensão na rede de distribuição.

4.2 – Rede de Distribuição implementada

A Figura 4.1 apresenta uma rede de distribuição radial de perfil rural de 15 kV

[Leite, 2004] com a integração de uma produção eólica de 0,8 MW (Vestas V52

[Vestas, 2006]), criada com o software PSCAD/EMTDC [Manitoba, 2006]. Uma

descrição deste software está disponível no Anexo B.1.



- 45 -

Figura 4.1: Rede de distribuição de 15 kV simulada, já com integração da produção de energia eólica

A rede de distribuição implementada apresenta os seguintes componentes

essenciais:

• Uma subestação de 60/15 kV, com ligação em triângulo nos enrolamentos do

primário e em estrela com neutro no lado do secundário; a potência aparente do

transformador é de 2 MVA e sua reactância de fugas é de 6%; a tomada no

secundário do transformador está no seu valor nominal (1 p.u. 15 kV);

• Linhas de transmissão no nível de 15 kV, com perfil típico das redes de

distribuição (R>X);

• 10 cargas trifásicas equilibradas, de diferentes valores e modelizadas por uma

impedância fixa, que configuram uma potência aparente total de 91,76 kVA em

horário de vazio e de 1,88 MVA em horário de cheias;

A montante da subestação 60/15 kV, a rede de distribuição apresenta uma

potência de curto-circuito de 250 MVA e o rácio entre reactância e resistência é de 1,5

( 5,1=R

X). Os dados completos acerca da rede de distribuição implementada estão

apresentados no Anexo C.1.



- 46 -

4.3 – Integração da Produção de Energia Eólica na Rede de

Distribuição implementada

4.3.1 – Condições de Integração

O aerogerador de indução considerado neste trabalho é ligado à rede eléctrica de

distribuição de forma directa (i.e. sem conversor de potência). Em horário de vazio, a

produção dispersa renovável não pode fornecer potência reactiva às redes, segundo o

regulamento tarifário português. Em horário de cheias, também segundo o regulamento

tarifário português, a tg φ deve ser igual ou superior a 0.4, em que φ é o ângulo de fase

entre corrente e tensão à saída da produção dispersa renovável. Por outras palavras, a

produção dispersa renovável deve fornecer em energia reactiva um mínimo de 40% da

energia activa fornecida. Para cumprir estes requisitos, é necessário compensar a

energia reactiva importada da rede [Castro, 2004]. A compensação de energia reactiva é

efectuada por um banco de condensadores, integrado no sistema à saída da produção

dispersa. Este banco de condensadores foi dimensionado com base no fornecimento de

energia activa pela produção dispersa à rede [Sobrink et al., 1998]. Os valores obtidos

para o banco de condensadores estão apresentados no Anexo F.1.

O Decreto-Lei 312/2001 eliminou as restrições à potência de ligação das

instalações de produção em regime especial renovável. O Decreto-Lei 168/99

estabelecia que a potência de ligação estava limitada a 8% da potência de curto-circuito

no ponto de interligação [Castro, 2004]. Se a limitação estabelecida no Decreto-Lei

168/99 ainda estivesse em vigor, a potência máxima de ligação seria de 1,59 MVA no

ponto de interligação considerado neste trabalho. Os cálculos relativos a este ponto

encontram-se no Anexo C.3.

O transformador que liga a produção de energia eólica à rede de distribuição

considerada tem ligação YO/∆, potência aparente de 1 MVA e reactância de fugas de

6%.



- 47 -

4.3.2 – Resultados da Simulação

Nas Figuras 4.2 e 4.3, são apresentadas as potências activa (Pfornecido) e reactiva

(Qfornecido) fornecidas às cargas (à saída da subestação 60/15 kV) em horário de vazio e

cheias, respectivamente:

P e Q fornecidos

0 10 20 30 40 50 60 ... ... ...

-1.50

-1.00

-0.50

0.00

0.50

1.00

1.50

2.00

P e

Q (M

W,M

VAr)

P fornecido Q fornecido

t1

-1.50

-1.00

-0.50

0.00

0.50

1.00

1.50

2.00

P e

Q forn

eci

dos

(MW

,MVAr)


60/15 kV, em horário de vazio

P e Q fornecidos

0 10 20 30 40 50 60 ... ... ...

-2.00

-1.50

-1.00

-0.50

0.00

0.50

1.00

1.50

2.00

P e

Q (M

W,M

VAr)


t1


60/15 kV, em horário de cheias

Na Figura 4.4 está apresentado o perfil de vento (Wind speed) considerado

nesta simulação. Os dados específicos do vento considerado para este trabalho estão

apresentados no Anexo D.3. A Figura 4.5 mostra o binário motor (Tturbine) entregue pela

turbina eólica à máquina de indução, nas condições de vento apresentadas na Figura 4.4.

Notar que aquando de variações bruscas de velocidade do vento, o binário motor



- 48 -

entregue pela turbina eólica desvia-se do valor nominal (1 p.u.), dada a sua forte

correlação.

0.0

2.5 5.0

7.5 10.0

12.5 15.0

17.5 20.0

Vw (m/s)

Wind speed

20.0 30.0 40.0 50.0 60.0 ... ... ...

t1

Figura 4.4: Perfil de vento (Wind speed) considerado na simulação

20.0 30.0 40.0 50.0 60.0 ... ... ...

t1

0.00 0.10 0.20 0.30 0.40 0.50 0.60 0.70 0.80 0.90 1.00 1.10

Tm (pu

)

Tturbine

Figura 4.5: Binário motor (Tturbine) entregue pela turbina eólica

Ao binário motor (Tturbine) entregue pela turbina eólico corresponde a produção

de energia activa pela máquina de indução (P) apresentada na Figura 4.6. O sinal

negativo refere-se a fornecimento de energia à rede de distribuição.



- 49 -

-1.60 -1.40 -1.20 -1.00 -0.80 -0.60 -0.40 -0.20 0.00 0.20 0.40

P (MW

)

P

20.0 30.0 40.0 50.0 60.0 ... ... ...

t1

Figura 4.6: Potência eléctrica (P) entregue pela máquina de indução à rede de distribuição

As Figuras 4.2 e 4.3 mostram que, antes da integração da produção de energia

eólica no instante t1, as potências activa (Pfornecido) e reactiva (Qfornecido) fornecidas às

cargas provinham da rede a montante da subestação 60/15 kV. No instante t1, em que é

integrada a produção de energia eólica com o perfil de vento mostrado na Figura 4.4,

existem alterações em Pfornecido e Qfornecido medidas à saída da subestação 60/15 kV. A

Figura 4.2 mostrou ainda que a integração da produção de energia eólica no instante t1

conduziu a um fornecimento de potência activa à rede a montante da subestação

60/15 kV. A Figura 4.3 evidenciou uma diminuição de Pfornecido à saída da subestação

60/15 kV, pela integração da produção de energia eólica no instante t1.

As Figuras 4.7 e 4.8 mostram os perfis de tensão medidos à saída da subestação

60/15 kV.

Tensão à saída da Subestação 60/15 kV

0 10 20 30 40 50 60 ... ... ...

14.00

14.20

14.40

14.60

14.80

15.00

15.20

15.40

15.60

15.80

16.00

V S

ube

staç

ão

(KV)

RMS

30 40 50 60 ... ... ...

t1

Figura 4.7: Perfil de tensão (RMS) à saída da subestação 60/15 kV, em horário de vazio



- 50 -


0 10 20 30 40 50 60 ... ... ...

14.00

14.20

14.40

14.60

14.80

15.00

15.20

15.40

15.60

15.80

16.00

V s

ubest

açã

o (KV)

RMS

t1 Figura 4.8: Perfil de tensão (RMS) à saída da subestação 60/15 kV, em horário de cheias

Nas Figuras 4.7 e 4.8, antes da integração da produção de energia eólica no

instante t1, os perfis de tensão medidos à saída da subestação 60/15 kV são constantes,

com valores médios aproximados de 14.9 kV e 14.7 kV respectivamente. No instante t1,

em que é integrada a produção de energia eólica com o perfil de vento mostrado na

Figura 4.4, os perfis de tensão medidos à saída da subestação 60/15 kV alteram-se. Na

Figura 4.7, o perfil de tensão sofre variação brusca aquando da integração da produção

de energia eólica no instante t1 e, em seguida, perturbações aquando de variações

rápidas de perfil de vento (Wind speed). Na Figura 4.8, o perfil de tensão sofre

variação brusca aquando da integração da produção de energia eólica no instante t1 e,

em seguida, o valor médio do perfil de tensão medido à saída da subestação 60/15 kV

sobe para aproximadamente 15 kV. Na Figura 4.8 está também evidenciado que, para o

mesmo perfil de vento mostrado na Figura 4.4, as perturbações após a integração da

produção de energia eólica no instante t1 são menos acentuadas que as mostradas na

Figura 4.7.



- 51 -

4.4 – Integração Cooperativa da Produção de Energia Eólica e

da Produção de Energia da Biomassa na Rede de Distribuição

Implementada

4.4.1 – Condições de Integração

A produção de energia da biomassa a integrar na rede de distribuição

considerada na Figura 4.9 será efectuada tendo em conta o modelo considerado no

Capítulo 3, Secção “Produção de Energia da Biomassa”. Assim, estamos em presença

de uma central térmica com turbina a vapor convencional acoplada a um gerador

síncrono de 0,8 MW [Leite, 2004].

Figura 4.9: Rede de distribuição de 15 kV simulada, já com integração da produção de energia eólica e

de energia da biomassa

Os parâmetros específicos relativos a cada um dos componentes da produção de

energia da biomassa simulada neste trabalho estão indicados nos Anexos D.1, D.4 e E.2.

Assim como efectuado para a produção de energia eólica, foi dimensionado um

banco de condensadores para que se possam cumprir os valores regulamentares em

vigor em Portugal no que respeita à produção de energia reactiva por parte da produção

dispersa. Relembra-se que em horário de vazio, a produção dispersa não pode fornecer

potência reactiva às redes. Em horário de cheias, a tg φ deve ser igual ou superior a 0.4,



- 52 -

em que φ é o ângulo de fase entre corrente e tensão à saída da produção dispersa. Os

valores obtidos para o banco de condensadores estão apresentados no Anexo F.1.

O transformador que liga a produção de energia eólica à rede de distribuição

considerada tem ligação YO/∆, potência aparente de 1 MVA e reactância de fugas de

6%.

4.4.2 – Controlo Adaptativo da Produção de Energia Eólica com a Energia

da Biomassa

Para efectuar o controlo adaptativo entre as produções de energia eólica e de

energia da biomassa, ao nível da potência activa, utilizou-se o controlo indicado no

diagrama de blocos da Figura 4.10.

Figura 4.10: Diagrama de blocos do controlo adaptativo entre a produção de energia eólica e a produção

de energia da biomassa

Onde:

• Vwind, wref e β são, respectivamente, a velocidade do vento (em m/s), a

velocidade angular de referência do gerador de indução da produção eólica

(em p.u.) e o ângulo de incidência de vento nas pás (em graus);

• Tturbine é o binário motor entregue pela turbina eólica (p.u.);

• C1 é um valor real constante;

• Rcomp é um ganho proporcional;



- 53 -

• Tactual é o valor do binário motor entregue pela turbina eólica, adaptado à

sensibilidade do bloco “Regulador de Velocidade da Produção de Energia da

Biomassa”;

• Tref é o valor do binário motor de referência, adaptado à sensibilidade do

bloco “Regulador de Velocidade da Produção de Energia da Biomassa”;

• CV é o valor da abertura da válvula de controlo (em p.u.);

• TP é a constante de tempo do modelo de primeira ordem que representa a

turbina a vapor (em segundos);

• Tbiomassa é o binário motor entregue pela turbina a vapor ao gerador síncrono

que lhe está acoplado (em p.u.).

O controlo apresentado na Figura 4.10 assenta em 2 blocos essenciais, que

interagem com a turbina a vapor: o bloco “Correcção do Binário Eólico” e o bloco

“Regulador de Velocidade da Produção de Energia da Biomassa”. Os parâmetros

definidos para cada um destes blocos nas simulações estão apresentados nos Anexos E.1

e E.2.

O bloco “Correcção do Binário Eólico” tem como função recolher, em

tempo-real, o valor do binário motor emitido pela turbina eólica Tturbine, corrigindo-o do

valor nominal (1 p.u.) e adaptando-o à sensibilidade do bloco “Regulador de Velocidade

da Produção de Energia da Biomassa” através do ganho proporcional Rcomp. Com este

procedimento, origina-se Tactual. Tref é o valor de binário motor de referência, obtido

através da adaptação do valor de C1 à sensibilidade do bloco “Regulador de Velocidade

da Produção de Energia da Biomassa”. C1 apresenta-se neste bloco “Correcção do

Binário Eólico” apenas como uma variável auxiliar sem interferência no modelo. C1

surge então porque que o modelo do “Regulador de Velocidade da Produção de Energia

da Biomassa” requer duas entradas – um valor actual e uma referência. A saturação tem

como objectivo manter Tturbine dentro dos valores pré-estabelecidos.

O bloco “Regulador de Velocidade da Produção de Energia da Biomassa” já foi

anteriormente descrito na Subsecção “Sistema de Regulação de Velocidade” do

Capítulo 3. A única diferença sensível em relação ao modelo apresentado anteriormente

é a entrada do bloco, que não é um desvio de velocidade angular mas sim um desvio de

binário motor, Tcorr (Figura 4.11).



- 54 -

Figura 4.11: Diagrama de blocos do “Regulador de Velocidade da Produção de Energia da Biomassa”

[adaptado de Mello., F. P. et al., 1991]

Onde:

• Tcorr é a correcção face ao valor nominal (1 p.u.) do binário entregue pela

turbina eólica ao gerador de indução (em p.u.);

• R

1 é o controlo proporcional primário (em p.u.);

• T1 e T2 são as constantes de tempo de atraso e avanço do relé de

velocidade – Speed Relay em inglês (em segundos);

• T3 é a constante de tempo de abertura do pistão da válvula de controlo CV

(em segundos);

• CVo é o valor inicial (de referência) de abertura da válvula de controlo (em

p.u.).

Esta correcção de binário Tcorr reflecte o desvio relativamente ao valor nominal

(1 p.u.) do binário motor entregue pela turbina eólica. De relembrar que estes desvios

face ao valor nominal se devem às flutuações do vento, que devido à tecnologia de

aerogerador considerada neste trabalho se tornam mais evidentes.

Com base nas medidas em tempo-real de Tcorr, o bloco “Regulador de

Velocidade da Produção de Energia da Biomassa” varia o valor da abertura da válvula

de controlo CV. Esta variação é realizada pela junção da contribuição de Tcorr ao valor

inicial (de referência) da válvula de controlo CVO em cada momento, sendo assim um

controlo com retroacção negativa (feedback, em inglês).

A variação da abertura da válvula de controlo CV vai variar, consequentemente,

o volume de vapor transmitido pela caldeira à turbina a vapor, variando, por sua vez, o

binário motor Tbiomassa entregue ao gerador síncrono.



- 55 -

O diagrama de blocos da Figura 4.11 pode ser também representado pelas

funções de transferência no domínio de Laplace [Martins de Carvalho, 2000]:

)()( sYCVsZ O −=

Onde:

)(1

1)(

3

sRT

sY+

=

)1(

)1)(1()(

1

2

sTRR

sTTsR

comp

turbine

+××+−

=

4.4.3 – Resultados da Simulação

Nesta Subsecção, por simplificação, vamos apenas apresentar os resultados para

a rede de distribuição apenas em horário de cheias. Na Figura 4.12 são apresentadas as

potências activa (Pfornecido) e reactiva (Qfornecido) fornecidas às cargas (à saída da

subestação 60/15 kV), em horário de cheias:

P e Q fornecidos

0 10 20 30 40 50 60 ... ... ...

-2.00

-1.50

-1.00

-0.50

0.00

0.50

1.00

1.50

2.00

P e

Q (M

W,M

VAr)


t2t1 Figura 4.12: Potência activa (Pfornecido) e potência reactiva (Qfornecido) medidas à saída da subestação

60/15 kV, em horário de cheias

O instante t1 corresponde ao momento da integração da produção de energia

eólica, nas mesmas condições da secção “Integração da Produção de Energia Eólica na

Rede de Distribuição implementada”. O instante t2 corresponde ao momento da

(eq. 4.2)

(eq. 4.3)

(eq. 4.1)



- 56 -

integração da produção de energia da biomassa, com o controlo adaptativo descrito em

“Controlo Adaptativo da Produção de Energia Eólica com a Energia da Biomassa”.

Na Figura 4.13, são apresentados comparativamente os perfis de potência activa

fornecida à saída da subestação (Pfornecido), já com produção de energia da biomassa com

e sem controlo adaptativo, respectivamente, em horário de cheias. Pfornecido sem o controlo cooperativo

0 10 20 30 40 50 60 ... ... ...

0.00

0.50

1.00

1.50

2.00

Pfo

rneci

do (M

W)

P fornecido

t3

Pfornecido com o controlo cooperativo

0 10 20 30 40 50 60 ... ... ...

0.00

0.50

1.00

1.50

2.00

Pfo

rneci

do (M

W)

P fornecido

t3 Figura 4.13: Potência activa medida à saída da subestação 60/15 kV (Pfornecido), com e sem controlo

adaptativo, respectivamente, em horário de cheias

Não considerando o período transitório da integração da produção de energia da

biomassa, representado pelo tempo compreendido entre o início da simulação e o

instante t3, a variação de potência activa na simulação no caso de ter ou não controlo

adaptativo (∆Pfornecido_com_controlo e ∆Pfornecido_sem_controlo, respectivamente) é a seguinte:

MWPPP

MWPPP

mínimocontrolocomfornecidomáximocontrolocomfornecidocontrolocomfornecido

mínimocontrolosemfornecidomáximocontrolosemfornecidocontrolosemfornecido

3448,08214,01662,1

3561,07922,01483,1

________

________

=−=−=∆

=−=−=∆

A estas variações, ∆Pfornecido_com_controlo e ∆Pfornecido_sem_controlo, corresponde a

seguinte relação.

%2,3%1001(%)__

__ ≅×

∆

∆−=

controlosemfornecido

controlocomfornecido

P

PVariação

Esta relação mostra que a gama de variação de potência activa fornecida à saída

da subestação baixa cerca de 3,2%, quando estamos na presença de uma central de

produção de energia da biomassa cooperativamente ligada à central de produção de

energia eólica pelo algoritmo indicado na Figura 4.10, em comparação com a situação

de não existir controlo adaptativo. O regulador de velocidade do gerador síncrono, na

situação de não existir controlo adaptativo, foi ajustado para existir um fornecimento de

energia activa igual em valor médio à situação com controlo adaptativo. Este



- 57 -

procedimento deveu-se à necessidade de assegurar que não existiriam diferenças de

fornecimento de potência activa em nenhuma das duas situações.

Na Figura 4.14, são mostrados os gráficos do binário motor entregue pela

turbina a vapor ao gerador síncrono Tbiomassa e a correcção do binário motor da turbina

eólica Tcorr que lhe deu origem, em horário de cheias.

Biomass : Graphs

0 10 20 30 40 50 60 ... ... ...

-0.10 0.00 0.10 0.20 0.30 0.40 0.50 0.60 0.70 0.80 0.90 1.00 1.10

T (p.

u.)

Tbiomassa correccaoTturbine

t2

Tbiomassa Tcorr

Figura 4.14: Binário motor entregue pela turbina a vapor ao gerador síncrono (Tbiomassa) e correcção do

binário motor da turbina eólica (Tcorr), em horário de cheias

De salientar que o off-set entre os dois sinais se deve a um binário motor

constante de base, predefinido pelo utilizador, de 0,5 p.u. (ao qual se acrescenta a

correcção de binário da turbina eólica). Este binário motor constante de base de 0,5 p.u.

significa que, no pior caso, o gerador síncrono está carregado a 50% da sua capacidade

produtora máxima. O instante t2 da Figura 4.14 corresponde ao momento da integração

da produção de energia da biomassa, com o controlo adaptativo descrito em “Controlo

Adaptativo da Produção de Energia Eólica com a Energia da Biomassa”.

O binário motor da turbina a vapor Tbiomassa conduziu ao fornecimento das

energias activa Prede e reactiva Qrede indicadas na Figura 4.15. Recorde-se que o sinal

negativo se refere a fornecimento de energia.



- 58 -

Potências Activa e Reactiva à saída do gerador síncrono

0 10 20 30 40 50 60 ... ... ...

-1.00

-0.80

-0.60

-0.40

-0.20

0.00

0.20

P e

Q à

saíd

a (M

W,M

VAr)

Prede Qrede

t2 Figura 4.15: Potências activa (Prede) e reactiva (Qrede) medidas à saída da produção de energia da

biomassa

De relembrar que o valor de energia reactiva apresentado Qrede já inclui o

fornecimento de energia reactiva à rede de distribuição assegurado por um banco de

condensadores, cujos dimensionamento está apresentado no Anexo F.1.

A Figura 4.16 mostra o perfil de tensão à saída da subestação 60/15 kV, em

horário de cheias, nas condições actuais.


0 10 20 30 40 50 60 ... ... ...

14.00

14.20

14.40

14.60

14.80

15.00

15.20

15.40

15.60

15.80

16.00

V s

ubes

taçã

o (KV)

RMS

t1 t2 Figura 4.16: Perfil de tensão (RMS) à saída da subestação 60/15 kV, em horário de cheias

Na Figura 4.16, antes da integração da produção de energia eólica no instante t1,

o perfil de tensão medido à saída da subestação 60/15 kV é constante, com valor médio

aproximado de 14.7 kV. No instante t1, em que é integrada a produção de energia eólica

com o perfil de vento mostrado na Figura 4.4, o perfil de tensão medido à saída da

subestação 60/15 kV altera-se. O perfil de tensão sofre variação brusca aquando da

integração da produção de energia eólica no instante t1 e, em seguida, o valor médio do

perfil de tensão medido à saída da subestação 60/15 kV sobe para aproximadamente



- 59 -

15 kV, ainda que com perturbações no valor de tensão medido. Aquando de t2, instante

em que é integrada a produção de energia da biomassa, com o controlo adaptativo

descrito em “Controlo Adaptativo da Produção de Energia Eólica com a Energia da

Biomassa”, existem também alterações no perfil de tensão. Em t2, após um período

transitório, o valor médio do perfil de tensão sobe para cerca de 15.1 kV, com algumas

flutuações de valor até ao fim da simulação.



- 60 -

Capítulo 5 – Conclusões

Os resultados do presente trabalho, apresentados no Capítulo 4, conduziram às

seguintes conclusões:

1. Ao nível do Balanço entre Produção e Consumo

• As Figuras 4.2 e 4.3 do Capítulo 4 mostraram que, ao nível do balanço entre

produção e consumo, existem efeitos variáveis importantes na produção de

energia activa pela penetração de produção de energia eólica, pelo seu carácter

intermitente. Tanto na Figura 4.2, referida à rede em horário de vazio, como na

Figura 4.3, referida à rede em horário de cheias, ficou evidenciado que

alterações rápidas no perfil de vento e, consequentemente, na produção de

energia activa e reactiva por parte do aerogerador de indução, conduzem a

perturbações importantes no balanço de energia entre produção e consumo.

• A crescente penetração de produção de energia intermitente e imprevisível nas

redes de distribuição, como a produção de energia eólica modelizada neste

trabalho, aumentará no futuro a procura de controlo primário de frequência e de

reservas operacionais.

• O aerogerador de indução, tecnologia considerada neste trabalho, apresenta uma

baixa inércia, ao contrário da tecnologia de aerogeradores duplamente

alimentados [Ekanayake, J. & Jenkins, N., 2004]. As variações de binário motor

da turbina eólica, advindas das flutuações de velocidade do vento, conduzem a

efeitos significativos nas potências activa e reactiva fornecidas pelo aerogerador

de indução à rede de distribuição.

• A penetração de produção dispersa não intermitente, tal como a produção de

biomassa modelizada neste trabalho, pode contribuir para o controlo de

frequência da mesma forma que as centrais térmicas convencionais. Para

fornecer assistência a abaixamentos da frequência nominal do sistema, necessita

de funcionar em modo parcialmente carregado.

• O controlo adaptativo apresentado no Capítulo 4, na Secção “Controlo

Adaptativo da Produção de Energia Eólica com a Energia da Biomassa”, apesar



- 61 -

de apresentar uma ligeira melhoria ao nível da diminuição da gama de potência

activa requerida à subestação 60/15 kV, parece não ter um significativo interesse

ao nível do controlo do balanço entre produção e consumo.

• O regulador de velocidade da turbina a vapor não tem capacidade de resposta

suficientemente rápida para conseguir seguir o sinal de correcção de binário

Tcorr introduzido, como está evidenciado na Figura 4.14. Logo, a produção de

energia da biomassa não é capaz de compensar da forma mais eficaz o

abaixamento de produção da energia eólica.

• A potência aparente da produção de energia eólica e da produção de energia da

biomassa deve ser semelhante para que se possa efectuar a correcção do binário

motor da energia eólica. Caso contrário, os binários motores da produção de

energia eólica e da produção de energia da biomassa não seriam equiparáveis.

• Para o operador da produção de energia da biomassa poder saber qual o binário

constante de base a definir para cada período de produção, ao qual se vai

acrescentar o valor de correcção de binário, deve ter presente uma previsão de

vento o mais precisa possível. Essa previsão de vento conduzirá a uma gama de

correcção de binário previsível. Na actualidade, o valor médio aproximado do

erro de produção eólica é de 6% da potência activa a fornecer, com uma hora de

antecedência [Czisch, 2001].

• Para o caso de baixas velocidades de vento, que conduzam a binários motores

baixos à saída da turbina eólica, parece ser economicamente inviável a

cooperação entre as produções dispersas consideradas com o controlo

apresentado neste trabalho.

2. Ao nível do controlo dos perfis de tensão

• Os parques eólicos que utilizam a tecnologia de aerogeradores de indução e não

dispõem de equipamentos tipo FACTS (SVC, STATCOM ou UPFC), como é o

caso do aerogerador modelizado neste trabalho, apresentam grandes limitações

no controlo de perfis de tensão. O fornecimento deste tipo de serviço de sistema,

recorrendo ao controlo de escalões de bancos de condensadores, é de

implementação complexa. Isto deve-se à elevada taxa de comutação dos

escalões das baterias e à sua ineficiência em situações de colapso de tensão. É



- 62 -

necessário, porém, referir que o controlo de tensão em redes de distribuição do

tipo considerado neste trabalho não depende unicamente da energia reactiva

produzida, pois a relação entre reactância e resistência na rede é de apenas 1,5.

• As Figuras 4.7 e 4.8 evidenciaram alterações ao nível dos perfis de tensão,

aquando da integração de produção de energia eólica. As alterações bruscas de

produção de energia activa e reactiva a partir do instante t1 levaram à alteração

dos perfis de tensão na rede. Sabendo que uma rede rural tem predominância de

cargas de tipo impedância constante, os perfis de tensão condicionaram o

fornecimento de energia activa por parte do operador de sistema. Os perfis de

tensão obtidos afectaram também a qualidade de serviço das cargas da rede de

distribuição.

3. Ao nível da reposição de serviço após uma falha

• O aerogerador de indução considerado neste trabalho, para poder produzir

energia eléctrica, tem que absorver da rede quer energia activa quer energia

reactiva. Esta energia pode ser gasta quer para reposicionamento da nacelle da

turbina, quer mesmo para a excitação da máquina de indução. A reposição de

serviço após um acidente não poderá nestas condições ser assegurada pela

produção de energia eólica. Desta forma, o operador de sistema deverá, no

despacho, contemplar o funcionamento de grupos geradores capazes de repor de

forma autónoma o serviço após um acidente. Assim, apesar do aumento

contínuo de produção dispersa, o operador do sistema deverá manter em

funcionamento grupos geradores que assegurem a reposição autónoma de

serviço após um apagão.



- 63 -

Capítulo 6 – Trabalhos Futuros

Os resultados do presente trabalho, apresentados no Capítulo 4, poderão constituir a

base para futuros trabalhos de investigação. Em seguida, estão apresentadas algumas

sugestões neste âmbito.

• O controlo adaptativo/cooperativo de produção dispersa para fornecimento de

serviços de sistema, fundamentalmente renováveis, deve continuar a ser objecto

de estudo no futuro, nomeadamente no que diz respeito a serviços de sistema

relacionados com o controlo de tensão e energia reactiva.

• No âmbito do controlo adaptativo de produção dispersa para fornecimento de

serviços de sistema relacionados com o balanço entre produção e consumo,

devem ser encontrados algoritmos que permitam uma resposta rápida de

unidades produtoras não intermitentes.

• No que concerne à produção de energia da biomassa, será necessária a

realização de estudos que averiguem a viabilidade económica da operação em

modo parcialmente carregado, em função à remuneração actual da Produção em

Regime Especial em Portugal.



- 64 -

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Anexo A

A.1. – Sistema p.u.

O sistema "por unidade", ou sistema p.u., consiste na definição de valores de

base para as grandezas fundamentais, seguida da substituição dos valores das variáveis e

constantes (expressas no Sistema Internacional de unidades) pelas suas relações com os

valores de base predefinidos.

Num sistema de energia, definem-se vulgarmente como bases independentes a

potência aparente total Sbase para o sistema e a tensão composta Vbase num barramento

determinado. Estas duas bases conduzem à definição de duas outras grandezas: a

impedância de base Zbase e a corrente de base Ibase, para uma dada zona.

base

basebase

S

VZ

2)(=

base

basebase

V

SI

×=

3

Definidas as bases, todos os dados fornecidos no sistema devem ser convertidos para o

sistema p.u.. No que respeita às características das máquinas (transformadores,

geradores, etc.), os dados são geralmente fornecidos em valores percentuais, referidos

aos valores nominais de potência e tensão da máquina. A compatibilização desses

valores com as bases definidas para a rede em estudo requer uma mudança de base,

dada pela expressão A3 [Matos, 2003].

2

_

_

_

__

.._

..

××=

novabase

base

antigabase

base

antigabase

base

novabase

baseantigabase

up

novabase

upV

V

S

SZZ

(Eq. A1)

(Eq. A2)

Eq. A3



- 73 -

Anexo B

B.1. – Software PSCAD/EMTDC

PSCAD e EMTDC são um conjunto de software que permite ao utilizador obter

um enorme leque de simulações, essencialmente para estudo de transitórios

electromagnéticos. Na verdade, o EMTDC é o software que efectua efectivamente a

análise transitória enquanto que o PSCAD é um grupo de vários módulos de software

que se tornam a interface gráfica, i.e. face visível, do EMTDC.

O PSCAD/EMTDC apresenta uma grande gama de modelos para sistemas de

energia e de electrónica de potência, tais como: modelos de linhas de transmissão e

cabos, transformadores (com e sem saturação), máquinas eléctricas rotativas

(assíncronas, síncronas, DC), turbinas (hidráulicas, a vapor e eólicas), conversores e

FACTS, blocos de controlo e relés.

O grande ponto forte do PSCAD/EMTDC reside na sua capacidade de

disponibilizar funções, módulos e modelos predefinidos (manipuláveis pelo utilizador) e

interligá-los com circuitos eléctricos ou sistemas de controlo. É também possível criar

novos módulos fazendo uso da linguagem de programação Fortran. A operação de

qualquer modelo pode ser testada na presença de perturbações, a fim de observar a sua

resposta.

O PSCAD/EMTDC é desenvolvido pelo HVDC Research Centre, de Winnipeg,

Canadá. A versão actual do software é a versão 4.2.1., a versão utilizada ao longo deste

trabalho. Uma versão de demonstração deste software pode ser descarregada livremente

em https://pscad.com/download-download.php [Manitoba, 2006].



- 74 -

Anexo C

C.1. – Rede de Distribuição Implementada

Nas Tabelas C1 e C2 são apresentados os dados característicos das cargas da

rede de distribuição implementada neste trabalho, em horário de vazio e de cheias

respectivamente [Leite, 2004].

Carga RL (Ω) LL (H) XL (ohm)

1 24200 379,35 119176,3173

2 2240,741 35,1253 11034,93844

3 15125 237,0959 74485,87376

4 1753 27,5 8639,379797

5 24200 379,3534 119177,3855

6 2240,741 35,1253 11034,93844

7 12100 189,6767 59588,69273

8 13444,4 210,7519 66209,66208

9 4840 75,87 23835,26346

10 13444,4 210,7519 66209,66208

TOTAL 113.588,282 1.780,600 559.392,114

Tabela C1: Parâmetros característicos das cargas em horário de vazio

Carga RL (Ω) LL (H) XL (ohm)

1 24200 379,35 119176,3173

2 2240,741 35,1253 11034,93844

3 15125 237,0959 74485,87376

4 1753 27,5 8639,379797

5 24200 379,3534 119177,3855

6 2240,741 35,1253 11034,93844

7 12100 189,6767 59588,69273

8 13444,4 210,7519 66209,66208

9 4840 75,87 23835,26346

10 13444,4 210,7519 66209,66208

TOTAL 113.588,282 1.780,600 559.392,114

Tabela C2: Parâmetros característicos das cargas em horário de cheias

A partir das equações C1 e C2, podemos saber quais as potências activa PL e

reactiva QL absorvidas por cada uma das cargas.

LLL jQPS += (Eq. C1)



- 75 -

LL

LLjXR

VjQP

+=+

2

Onde SL é a potência aparente absorvida por cada uma das cargas (em W); RL e

XL representam, respectivamente, a resistência e reactância que caracterizam cada uma

das cargas (em Ω) e V representa a tensão a que estão submetidas (em Volt).

Vamos pressupor que não existem quedas de tensão no sistema, isto é, que a

tensão V se mantém em 15 kV ao longo de toda a rede. Os resultados para cada uma das

cargas, em horário de vazio e cheias respectivamente, estão apresentados nas Tabelas

C3 e C4:

Carga SL (VA) PL (W) QL (Var)

1 1850,199157 368,1881488 1813,194531

2 19981,9869 3976,367197 19582,34675

3 2960,29287 589,0907772 2901,087026

4 25523,41465 5075,478005 25013,68063

5 1850,183231 368,1818103 1813,179567

6 19981,9869 3976,367197 19582,34675

7 3700,366462 736,3636207 3626,359135

8 3330,330083 662,7251742 3263,723917

9 9250,995785 1840,940744 9065,972656

10 3330,330083 662,7251742 3263,723917

TOTAL 91.760,08612 18.256,42785 89.925,61488

kW 91,76008612 18,25642785 89,92561488


horário de vazio

(Eq. C2)



- 76 -

Carga SL (VA) PL (W) QL (Var)

1 64500,10704 63199,02976 12889,78067

2 409839,1348 401630,4295 81615,65129

3 62606,98007 61355,33682 12456,18711

4 521781,3359 511356,8232 103778,4267

5 524,6800005 2,636657852 524,6733755

6 409839,1348 401630,4295 81615,65129

7 193592,9437 189723,1179 38514,49575

8 66415,54159 65087,11212 13217,11014

9 77804,8393 76248,36718 15484,81582

10 68309,11604 66943,48826 13590,61123

TOTAL 1.875.213,81326 1.837.176,77088 373.687,40334

kW 1875,213813 1837,176771 373,6874033


horário de cheias

C.2. – Dados da rede a montante da subestação 60/15 kV

A rede a montante da subestação de 60 kV/15 kV apresentada pode ser

modelizada através do equivalente de Thèvenin representado na Figura C1:

Figura C1: Equivalente Thèvenin que representa a rede a montante da subestação 60/15 kV

Assumindo uma potência de curto-circuito Scc de 250 MVA e um rácio 5,1=R

X,

obtemos os valores de R e X que representam a rede a montante do primário da

subestação. Assim, temos:

22

2

XR

VSCC

+=

+×

=2

2

1R

XR

VScc

(Eq. C3)

(Eq. C4)



- 77 -

Para obtermos R a partir da equação C4, é necessário substituir Scc e R

X, para

obtermos:

( ))(

Ω=+××

×= 7,98

5,1110250

106026

23

R

Tendo em conta o rácio 5,1=R

X, o valor de X é:

Ω=×= 11,987,985,1X

Os parâmetros R e X agora obtidos são os parâmetros da impedância equivalente

de Thèvenin descrita na Figura C1. Para a integração destes valores no software

PSCAD/EMTDC 4.2.1. será necessário transformar a reactância X em indutância L.

Será necessária, assim, a seguinte conversão:

LfLX ××=×= )2( πω

Onde X é a reactância obtida em Ω, ω é a frequência angular em rad.s-1

(frequência da rede, f, 50Hz) e L a indutância a obter em H.

Assim:

HL 0,038502

98,11=

××=

π

C.3. – Potência máxima de ligação de produção dispersa

renovável na rede de distribuição considerada no trabalho

A potência de ligação de produção dispersa renovável em redes de distribuição

estava limitada, até à revogação do que a este assunto respeitava no Decreto-Lei 168/99,

a 8 % da potência de curto-circuito no local da integração [Castro, 2004].

Nesta alínea, será calculada qual seria a potência máxima a integrar no ponto de

interligação considerado neste trabalho para as produções de energia eólica e da

biomassa, caso a limitação ainda estivesse em vigor.

Assim, assumindo os seguintes valores de base:

(Eq. C5)



- 78 -

Sbase (MVA) Vbase_AT (V) Vbase_MT (V) Zbase_MT (Ω) Zbase_AT (Ω)

2 60000 15000 112,5 1800 Tabela C5: Valores de base considerados para a rede de distribuição

Podemos agora calcular o equivalente da rede até ao ponto de interligação com a

produção dispersa.

Impedância a montante da Subestação 60/15 kV

R montante (p.u.) X montante (p.u.)

0,004437 2,119E-05

Reactância de fugas do transformador da Subestação 60/15 kV

X transf (p.u.)

0,06

Impedância entre a Subestação 60/15 kV e o ponto de interligação

R rede (p.u.) X rede (p.u.)

0,05064 0,02453

Tabela C6: Impedâncias ao longo da rede de distribuição

Na Figura C2, está apresentado o esquema unifilar da rede desde a central a

montante da subestação 60/15 kV até ao ponto de interligação da produção dispersa.

0,004437 [pu] 2,119E-05 [pu] 0.06 [pu] 0,05064 [pu] 0,02453 [pu]

Rede a montante

Scc= 250 MVA

Subestação Rede equivalente após a Subestação

até à Produção Dispersa

Figura C2: Esquema unifilar da rede desde a central a montante da subestação 60/15 kV até ao ponto de

interligação

Com base no esquema unifilar da Figura C2, podemos calcular a potência de

curto-circuito no ponto de interligação.

rededortransformatemoneequivalent ZZZZ ++= tan

eequivalent

ccZ

S1

= (Eq. C7)

(Eq. C6)



- 79 -

Requivalente (p.u.) Zequivalente (p.u.)

0,0551 0,0846

|Zequivalente| (p.u.)

0,10091

Scc (p.u.)

9,9097

Scc (MVA)

19,81946495

8% Scc (MVA)

1,5856 Tabela C7: Potência de curto-circuito no ponto de interligação da produção dispersa

Da Tabela C7 retira-se que a potência máxima de ligação de produção dispersa

renovável no ponto de interligação considerado é de cerca de 1,59 MVA.



- 80 -

ANEXO D

D.1. – Dados dos geradores considerados no trabalho

Na Tabela D1, estão apresentados os parâmetros do gerador de indução da

produção de energia eólica, utilizados nas simulações descritas no Capítulo 4 [Leite,

2004].

Potência nominal 800 KW

Tensão nominal 0,69 kV

Resistência estatórica 0,008549 p.u.

Reactância estatórica 0,09742 p.u.

Reactância de magnetização 4,50534 p.u.

Resistência rotórica 0,008549 p.u.

Reactância rotórica 0,127074 p.u.

Momento de inércia (J=2H) 0,302 s

Numero de pólos 6

Velocidade nominal 1000 RPM

Velocidade angular de referência 1,025 p.u.

Deslizamento 2,5 %

Tabela D1: Parâmetros do gerador de indução considerado neste trabalho

Na Tabela D2, estão apresentados os parâmetros do gerador síncrono da

produção de energia da biomassa, utilizados nas simulações descritas no Capítulo 4. O

gerador síncrono funciona com factor de potência unitário [Leite, 2004].

Potência nominal 800 kW

Tensão nominal 0,69 kV

Frequência angular de base 314,159 rad/s

Resistência de perdas no ferro 300 p.u.

Amortecimento mecânico 0 p.u.

Resistência de neutro à terra 1000 p.u.

Reactância de neutro à terra 0 p.u.

Resistência da armadura 0,0051716 p.u.

Reactância directa não saturada 1.014 p.u.

Reactância quadratura não saturada 0.77 p.u.

Constante de inércia 2 s

Tabela D2: Parâmetros do gerador síncrono considerado neste trabalho



- 81 -

D.2. – Turbina eólica considerada no trabalho

Para as simulações efectuadas ao longo deste trabalho, no que respeita à turbina

eólica, foram utilizados os parâmetros descritos na Tabela D3. Os valores de β, λ e CP

apresentados referem-se ao ponto de funcionamento de fornecimento à potência

máxima [Anderson & Bose, 1983].

λ – relação de velocidade de extremidade das pás 17,62679083

R – raio varrido pelas pás 26 m

Vwind – base 15 m/s

ωM – velocidade angular mecânica do gerador de indução 104,7 rad/s

ωB – velocidade angular das pás 1,903636364 rad/s

ρ – densidade do ar 1,229 kg/m3

CP – coeficiente de potência 0,198919726

β – ângulo de incidência de vento nas pás (pitch angle) 13,59053362 º

GR – razão de desmultiplicação (gear ratio) 55

Tabela D3: Parâmetros da turbina eólica considerada neste trabalho

D.3. – Parâmetros do vento considerado no trabalho

O modelo de simulação de vento do PSCAD/EMTDC obedece à seguinte

equação [Anderson & Bose, 1983; Seul-Ki et al., 2004]:

noiserampgustbasewind VVVVV +++=

Onde:

• Vbase corresponde a uma velocidade de vento constante definida pelo utilizador

(em m/s);

• Vgust representa uma função sinusoidal com frequência e parametrização (início,

duração) ajustáveis, que representa picos de velocidade de vento;

• Vramp expressa uma função que permite modelizar uma rampa, com início e fim

controláveis, tendo em conta o valor de Vbase;

• Vnoise pretende representar efeitos de turbulência através de uma função que

compreende parâmetros como: o coeficiente de relevo do solo kn, o factor de

turbulência F, a amplitude de ruído ∆W e um valor entre 1 e 99 para geração de

(eq. D1)



- 82 -

uma função de probabilidade aleatória uniformemente distribuída entre 0 e 2π

(componente aleatória).

No caso deste trabalho, os parâmetros definidos foram os seguintes:

• VBASE= 15 m/s.

• VGUST= +2 m/s; tempo de duração de VGUST= 1 s; momento de arranque de

VGUST = 10 s, número de Gusts= 1.

• VRAMP= +1 m/s; tempo de duração de VRAMP = 2 s; momento de arranque de

VRAMP= 20 s, número de Ramps= 1.

• VNOISE kn= 0.004, F= 600 m, ∆W= 2,0 rad/s, componente aleatória= 8.

D.4 – Dados da turbina a vapor considerada no trabalho

O modelo considerado para a turbina a vapor neste trabalho consistia apenas de

um modelo de primeira ordem, como descrito na Figura D1.

Figura D1: Modelo de primeira ordem que representa a turbina a vapor

No presente trabalho, o valor de TP, constante de tempo do modelo de primeira ordem

que representa a turbina a vapor, foi considerado TP= 0,2 segundos [Saadat, 1999].



- 83 -

ANEXO E

E.1 – Parâmetros do bloco “Correcção do Binário Eólico”

Os parâmetros considerados para o bloco “Correcção do Binário Eólico” foram

os seguintes:

• Rcomp= 10 p.u.

• C1= 0,6 p.u.

• Saturação mínimo= 0 p.u., máximo= 1 p.u.

E.2 – Parâmetros do Regulador de Velocidade da Produção de

Energia da Biomassa

Os parâmetros considerados para o regulador de velocidade da produção de

energia da biomassa foram os seguintes [Mello, F. P. et al., 1991]:

• R= 10 p.u.

• T1= 7,5 p.u.

• T2= 2,8 p.u.

• T3= 0,1 p.u.

• Limitador de variações abertura= -0,4 pu/s; fecho=0,5 pu/s

• Saturação mínimo= 0 p.u., máximo= 1 p.u.



- 84 -

ANEXO F

F.1 – Compensação do factor de potência da produção de

energia eólica

Para compensar o factor de potência da produção de energia eólica considerada

neste trabalho, cumprindo as disposições regulamentares em Portugal, foi dimensionado

um banco de condensadores com dois escalões. O esquema de integração do banco de

condensadores está mostrado na Figura F1.

Figura F1: Integração do banco de condensadores na produção de energia eólica

Em horário de vazio, a produção dispersa renovável não pode fornecer potência

reactiva às redes, segundo o regulamento tarifário português. Em horário de cheias,

também segundo o regulamento tarifário português, a tg φ deve ser igual ou superior a

0.4, em que φ é o ângulo de fase entre corrente e tensão à saída da produção dispersa

renovável. Por outras palavras, a produção dispersa renovável deve fornecer em energia

reactiva um mínimo de 40% da energia activa fornecida [Castro, 2004].

A equação F1 permite calcular o valor dos condensadores a integrar no banco de

condensadores [Sobrink et al., 1998].



- 85 -

2V

QconsumidaC

×=

ω

Onde C é a capacidade de cada condensador a integrar por fase (em F),

Qconsumida é a potência reactiva consumida pela máquina eléctrica em vazio (potência

activa fornecida nula) em VAr e V é a tensão aos terminais da máquina, em Volt.

No caso do aerogerador de indução, o consumo de energia reactiva em vazio é

de 360 kVAr (valor medido através do software PSCAD/EMTDC). Para o caso da rede

em horário de vazio:

Potência a compensar (Var)

360000

V

690

C (µF)

2406,88

Tabela F1: Valor dos condensadores a integrar na rede, em horário de vazio

O valor dos condensadores a integrar é de 2406,88 µF, por fase. Para o caso da

rede em horário de cheias, temos de acrescentar ao valor de 360 kVAr obtido

anteriormente, pelo menos 40% da energia activa fornecida no regime de

funcionamento à plena carga. Esse valor corresponde a 320 kVAr. Assim, para o caso

da rede em horário de cheias, a potência reactiva total a compensar totaliza 680 kVAr.

Potência a compensar (Var)

680000

V

690

C (µF)

4546,33

Tabela F2: Valor dos condensadores a integrar na rede, em horário de cheias

(Eq. F1)



- 86 -

O valor dos condensadores a integrar nestas condições é de 4546,33 µF, por

fase.

Para efectuar a compensação acima dimensionada, escolheram-se condensadores

WindCap, da EPCOS [EPCOS, 2007]. Os dois valores dimensionados para cada um dos

condensadores, 2406,88 µF e 4546,33 µF, não são valores normalizados. Os diversos

condensadores ligados em paralelo deverão perfazer então, principalmente no caso da

rede em vazio, os valores mais aproximados possíveis aos calculados.

No caso do gerador síncrono, como funciona com factor de potência unitário,

apenas será incluído na produção de energia da biomassa o banco de compensadores

correspondente a 40 % da produção de energia activa. Isto corresponde ao valor de

4546,33 µF, por fase.

- 87 -

XCLEEE, Ilha da Madeira, 5-7 Julho de 2007

O Impacto nos Serviços de Sistema devido ao Aumento da Integração de Produção Dispersa

José Barros (1), Hélder Leite (2)

Faculdade de Engenharia da Universidade do Porto Rua do Dr. Roberto Frias, S/N, 4200 – 465 Porto, Portugal

([email protected] (1), [email protected] (2)) Palavras-chave: Serviços de sistema, produção dispersa, rede de distribuição

1. Introdução A alteração climática é um problema actual, aceite pela comunidade científica, que tem cada vez mais relevo na vida do Ser Humano. Este é um problema que a sociedade de hoje tem de resolver, e esta resolução passa por existir um impacto na economia actual. Para travar a continuação das alterações climáticas, no final de 1997 foi celebrado o protocolo de Quioto, onde foram estabelecidos limites quantificados para a emissão de gases geradores de efeito de estufa para o período 2008-2012. Portugal, nesse protocolo de Quioto assumiu o objectivo de atingir uma quota de 39 % do consumo bruto de electricidade a partir de fontes de energia renovável até 2010 [1]. Já no corrente ano, a 24 de Janeiro de 2007, o Governo Português actualizou este objectivo para 45 % do consumo bruto de electricidade para o mesmo período [2]. Para atingir o objectivo proposto pelo Governo Português, terá que existir nos próximos anos uma forte penetração de produção dispersa nas redes de distribuição. Desta produção dispersa, a produção de energia a partir do vento, energia eólica, irá ter uma elevada quota de produção. A energia eólica, devido ao seu carácter intermitente e de pouca previsibilidade, conduz a vários desafios para os operadores das redes de distribuição e consequentemente para a rede de transporte. Ou seja, a energia eólica conduz a um acréscimo na quantidade de serviços de sistema requeridos pela rede de distribuição à rede de transporte. Esse acréscimo nos requisitos dos serviços de sistema poderá conduzir a um sobrecusto na operação da rede de transporte onde exista a inclusão de energia eólica [3]. Neste artigo, pretende-se evidenciar o impacto nos serviços de sistema devido ao aumento de produção eólica nas redes de distribuição. Será analisado o impacto da inclusão de energia eólica nas redes de distribuição: no balanço entre produção e consumo, controlo dos perfis de tensão e reposição de serviço após um acidente.

Resumo O aumento da produção dispersa nas redes de distribuição cria novos desafios à exploração das redes eléctricas. Este artigo descreveu, mostrando através de simulação no software PSCAD/EMTDC, as alterações provocadas nos serviços de sistema num sistema eléctrico de energia com a introdução de uma produção dispersa. Ou seja, foi mostrado através de simulação, como um aerogerador ligado directamente à rede poderá ter impacto nos serviços de sistema, tais como: balanço entre produção e consumo, controlo dos perfis de tensão e reposição de serviço após um acidente.

Anexo G

G.1


- 88 -

Uma rede de distribuição típica de 15 kV será simulada, assim como a integração de uma turbina eólica de velocidade fixa acoplada a uma máquina de indução ligada directamente à rede. Esta simulação será realizada com ajuda do software PSCAD/EMTDC e os resultados serão mostrados na Secção 3. 2. Serviços de Sistema nas redes de distribuição de energia [3] A gestão de Serviços de Sistema é fundamental para assegurar a adequada operação das redes eléctricas. Como exemplo dos objectivos dos serviços de sistemas temos: balanço entre produção e consumo, controlo dos perfis de tensão na rede e a reposição de serviço após um acidente. O balanço entre produção e consumo é crucial na estabilidade do sistema, dados os desvios da frequência nominal da rede que desequilíbrios neste balanço podem causar. O balanço entre produção e consumo é assegurado pela mobilização de energia de reserva suficiente para eventual subida inesperada de consumos, possíveis grupos produtoras que possam sair de serviço ou algum desfasamento da frequência fundamental da rede. Os perfis de tensão nas redes de distribuição dependem do consumo de energia activa e reactiva, em cada momento. Se as cargas forem aproximadas por uma impedância, i.e. aproximação plausível para redes rurais, a potência aparente absorvida pelas cargas dependerá apenas da tensão a que estiverem submetidas. A capacidade de um grupo gerador entrar em serviço após um acidente (poder passar do estado de não-operação para o estado de operação por si só, i.e. sem a assistência da rede eléctrica) corresponde à chamada capacidade de Arranque Autónomo (em inglês, Black Start). Em situação de falha de energia, este serviço de sistema poder-se-á tornar bastante útil para reposição de serviço eléctrico. A. Simulação de uma rede de distribuição típica no software PSCAD/EMTDC

A Figura 1 apresenta o esquema unifilar da rede de distribuição simulada, que é uma rede de perfil rural, com integração da produção dispersa, modelada no software PSCAD/EMTDC [4].

Figura 1 – Rede de distribuição de 15 kV simulada


- 89 -

O esquema unifilar da rede de distribuição modelada apresenta uma subestação de 60/15 kV, com potência aparente do transformador de 2 MVA e reactância de fugas de 6%; a montante da subestação 60/15 kV, a rede apresenta uma potência de curto-circuito de 250 MVA e o rácio entre reactância e resistência é de 1,5. A rede de distribuição é uma rede de média tensão (15 kV). As cargas consideradas são modeladas por uma impedância fixa. As cargas têm uma potência aparente total aproximada de 91.76 kVA em horário de vazio e de 1.88 MVA em horário de cheias. B. Modelação da Turbina eólica

A turbina eólica considerada para a produção dispersa é modelada no PSCAD/EMTDC pelas equações (1), (2), (3) e (4) [6,7].

GR

GB

ωω =

G

windP

MP

VCR

P

32

2

1ρπ

=

B

WINDV

ωλ

×=

237,2 B

GMM

PT

ω

ω×=

Onde: TABELA I – PARÂMETROS DA TURBINA

ωB Velocidade angular das pás da turbina (rad/s) ωG Velocidade angular da máquina de indução (rad/s) GR Gear ratio (em português, caixa de engrenagens) λ Tip speed ratio (em português, relação de velocidade da extremidade das pás) R Raio das pás (m)

2,237xVwind Velocidade do vento (mi/h) PM Potência mecânica da turbina (p.u.) PG Potência aparente de base do gerador (MVA) ρ Densidade do ar (kg/m3) CP Coeficiente de potência da turbina TM Binário mecânico da turbina (p.u.)

Em função da relação de velocidade da extremidade das pás, λ, o coeficiente de potência da turbina CP é dado por (5):

( )2 0,1710,022 5,6

2PC e λλ β − ×= × − × −

Onde β é o ângulo de incidência das pás (em inglês, pitch angle), em graus, que regula a potência de saída da produção dispersa. A potência de saída da produção dispersa será regulada na simulação para o seu valor nominal, através do controlo de ângulo de incidência. C. Modelação da Máquina de indução [9] A ligação da máquina de indução considerada nesta simulação é efectuada de forma directa (i.e. sem conversor de potência). Em horário de vazio, a produção dispersa não pode fornecer potência reactiva (Q) à rede, segundo o regulamento tarifário português. Em horário de cheias, também segundo o regulamento tarifário português, a tg φ deve ser igual ou superior a 0.4, em que φ é o ângulo de fase entre corrente e tensão à saída

(1)

(2)

(3)

(4)

(5)


- 90 -

da produção dispersa. Para cumprir estes requisitos, é necessário compensar a energia reactiva importada da rede. C.1. Compensação de Energia Reactiva A compensação de energia reactiva é efectuada por um banco de condensadores, integrado no sistema à saída da produção dispersa. Este banco de condensadores foi dimensionado com base no fornecimento de energia activa pela produção dispersa à rede. 3. Impacto do aerogerador no consumo de energia activa e reactiva na subestação 60/15 kV, em horário de vazio e cheias Nas Figura 2 e 3, são apresentadas as potências activa (Pfornecido) e reactiva (Qfornecido) fornecidas às cargas (à saída da subestação 60/15 kV) em horário de vazio e cheias, respectivamente:

P e Q fornecidos

0 10 20 30 40 50 60 ...

... ...

-1.50

-1.00

-0.50

0.00

0.50

1.00

1.50

2.00

P e

Q (M

W,M

VAr)


t1

-1.50

-1.00

-0.50

0.00

0.50

1.00

1.50

2.00

P e

Q forn

eci

dos (M

W,M

VAr)

Figura 2 – Potência activa (Pfornecido) e potência reactiva (Qfornecido) medidas à saída da subestação 60/15 kV, em horário de vazio

P e Q fornecidos

0 10 20 30 40 50 60 ...

... ...

-2.00

-1.50

-1.00

-0.50

0.00

0.50

1.00

1.50

2.00

P e

Q (M

W,M

VAr)


30 40 50 60 ...

... ...

Figura 3 – Potência activa (Pfornecido) e potência reactiva (Qfornecido) medidas à saída da subestação 60/15 kV, em horário de cheias

0.0

2.5

5.0

7.5

10.0

12.5

15.0

17.5

20.0

Vw (m/s)

Wind speed

20.0 30.0 40.0 50.0 60.0 ...

... ...

t1

Figura 4 – Perfil de vento (Wind speed) considerado na simulação

As Figuras 2 e 3 mostram que, antes da integração da produção dispersa no instante t1, as potências activa (Pfornecido) e reactiva (Qfornecido) fornecidas às cargas provinham da rede a montante da subestação 60/15 kV. No instante t1, em que é integrada a produção dispersa com o perfil de vento mostrado na Figura 4, existem alterações em Pfornecido e Qfornecido medidas à saída da subestação 60/15 kV. A Figura 2 mostrou ainda que a integração da produção dispersa no instante t1 conduziu a um fornecimento de potência activa à rede a montante da subestação 60/15 kV. A Figura 4 evidenciou uma diminuição de Pfornecido à saída da subestação 60/15 kV, pela integração da produção dispersa no instante t1.


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3.1. Impacto do aerogerador no perfil de tensão à saída da subestação 60/15 kV As Figuras 5 e 6 mostram os perfis de tensão medidos à saída da subestação 60/15 kV. Nas Figuras 5 e 6, antes da integração da produção dispersa no instante t1, os perfis de tensão medidos à saída da subestação 60/15 kV são constantes, com valores médios aproximados de 14.9 kV e 14.7 kV respectivamente. No instante t1, em que é integrada a produção dispersa com o perfil de vento mostrado na Figura 4, os perfis de tensão medidos à saída da subestação 60/15 kV alteram-se. Na Figura 5, o perfil de tensão sofre variação brusca aquando da integração da produção dispersa no instante t1 e, em seguida, perturbações aquando de variações rápidas de perfil de vento (Wind speed). Na Figura 6, o perfil de tensão sofre variação brusca aquando da integração da produção dispersa no instante t1 e, em seguida, o valor médio do perfil de tensão medido à saída da subestação 60/15 kV sobe para aproximadamente 15 kV. Na Figura 6 está também evidenciado que, para o mesmo perfil de vento mostrado na Figura 4, as perturbações após a integração da produção dispersa no instante t1 são menos acentuadas que as mostradas na Figura 5.


0 10 20 30 40 50 60 ...

... ...

14.00

14.20

14.40

14.60

14.80

15.00

15.20

15.40

15.60

15.80

16.00

V S

ubest

ação (KV)

RMS

30 40 50 60 ...

... ...

t1 Figura 5 – Perfil de tensão (RMS) à saída da subestação 60/15 kV, em horário de vazio


0 10 20 30 40 50 60 ...

... ...

14.00

14.20

14.40

14.60

14.80

15.00

15.20

15.40

15.60

15.80

16.00

V s

ubest

ação (KV)

RMS

t1 Figura 6 – Perfil de tensão (RMS) à saída da subestação 60/15 kV, em horário de cheias

4. Serviços de Sistema requeridos pela Integração da Produção Dispersa: Comentários A simulação permitiu retirar algumas conclusões sobre as potências (activa e reactiva) e perfis de tensão à saída da subestação de 60/15 kV, segundo as condições da experiência. As Figuras 2 e 3 mostraram que, ao nível do balanço entre produção e consumo, existem efeitos variáveis importantes na produção de energia activa pela penetração de produção dispersa de carácter intermitente. Tanto na Figura 2, referida à rede em horário de vazio, como na Figura 3, referida à rede em horário de cheias, ficou evidenciado que alterações rápidas no perfil de vento e, consequentemente, na produção de energia activa e reactiva por parte do aerogerador, conduzem a perturbações importantes no balanço de energia entre produção e consumo. As Figuras 4 e 5 mostraram que, ao nível dos perfis de tensão, a integração de produção dispersa criou alterações. As alterações bruscas de produção de energia activa e reactiva a partir do instante t1 levaram à alteração dos perfis de tensão na rede. Sabendo que uma rede rural tem uma predominância de cargas de tipo impedância constante, os perfis de tensão condicionaram o fornecimento de energia activa por parte do operador do sistema. O aerogerador, para poder produzir energia eléctrica, tem que absorver da rede quer energia activa quer energia reactiva. Esta energia pode ser gasta quer para reposicionamento da nacelle da turbina, quer mesmo para a excitação da máquina de


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indução. A reposição de serviço após um acidente não poderá nestas condições ser assegurada pela produção dispersa. Desta forma, o operador de sistema deverá, no despacho, contemplar o funcionamento de grupos geradores capazes de repor de forma autónoma o serviço após um acidente. Assim, apesar do aumento contínuo de produção dispersa, o operador do sistema deverá manter em funcionamento grupos geradores que assegurem a reposição autónoma de serviço após um apagão. 5. Apêndice TABELA II – DADOS DA TURBINA Número de pás 3

λ 17,62679083 Raio das pás 26 m VVENTO (BASE) 15 m/s ωGERADOR 104,7 rad/s ωVEIO 1,903636364 rad/s ρAR 1,229 kg/m3

Gear Ratio 55 η GearBox 0,97 p.u.

TABELA III – DADOS DA MÁQUINA DE INDUÇÃO [4] Potência nominal 800 KW Tensão nominal 0,69 kV

Resistência estatórica 0,008549 p.u. Reactância estatórica 0,09742 p.u.

Reactância de magnetização 4,50534 p.u. Resistência rotórica 0,008549 p.u. Reactância rotórica 0,127074 p.u. Numero de pólos 6 Velocidade nominal 1000 RPM Deslizamento 2,5 %

DADOS DO VENTO VBASE= 15 m/s; VRAJADA= +2 m/s; VRAMPA= +1 m/s; VRUÍDO KN=0.004, N=50, ∆W=2,0 rad/s

TABELA IV – DADOS DOS TRANSFORMADORES Subestação Produção Dispersa

60 / 15 kV (∆ / Yo) 0,69 kV / 15 kV (Yo / ∆) Potência do

Transformador Reactância de fugas

2 MVA 6 %

Potência do Transformador

Reactância de fugas

1 MVA 6 % Referências [1] Ana Estanqueiro, Aproveitamento do Potencial Eólico Sustentável em Portugal, http://www.energiasrenovaveis.com/docs/apresentacao_eolica_ana_estanqueiro.pdf, INETI, Lisboa, 2005; [2] Intervenção do Primeiro-Ministro no debate mensal na Assembleia da República sobre Alterações Climáticas, Debate mensal: Alterações Climáticas, Lisboa, 24 de Janeiro de 2007; [3] J. A. Peças Lopes, Textos de apoio, http://www.fe.up.pt/~jpl/textos_apoio.htm – acedido em 17/4/2007; [4] Hélder Leite, Modelling and Real-time Testing of an Automatic Voltage Controller to

Increase the Amount of Distributed Generation, Ph.D. Thesis, UMIST, Manchester, 2004; [5] R. Raineri, S. Ríos, D. Schiele, Technical and economic aspects of ancillary services

markets in the electric power industry: an international comparison, Energy Policy Journal number 34 pp. 1540 – 1555, 2006; [6] P.M. Anderson, Anjan Bose, Stability Simulation Of Wind Turbine Systems, Transactions On Power Apparatus And Systems. Vol. PAS 102, No. 12 pp. 3791-3795, IEEE, December 1983; [7] Manitoba HVDC Research Center Inc., PSCAD/EMTDC Power System Simulation Software

User’s Manual, Canada, EMTDC version 4.2, 2006; [8] Kannan Rajendiran, W.W.L.Keerthipala, C.V. Nayar, PSCAD/EMTDC Based Simulation of

a Wind-Diesel Conversion Scheme, Power Engineering Society Winter Meeting, Volume 1 pp. 505 – 510, IEEE, January 2000; [9] John Olav G Tande et al, Dynamic Models Of Wind Farms For Power System Studies –

Status By Iea Wind R&D Annex 21, EWEC’04, London, 22-25 November 2004; [10] Department of Trade and Industry (DTI) of the British Government, Ancillary Service

Provision from Distributed Generation, http://www.dti.gov.uk/files/file15163.pdf – acedido em 17/4/2007, 2004; [11] Gregor Czisch, Global Renewable Energy Potential – Approaches to its Use, http://www.iset.uni-kassel.de – acedido em 17/4/2007, Ph.D. Thesis presentation, ISET, Magdeburg – Germany, September 2001.

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