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Faculdade de Engenharia da Faculdade de Engenharia da Faculdade de Engenharia da Faculdade de Engenharia da Universidade do PortoUniversidade do PortoUniversidade do PortoUniversidade do Porto

Departamento de Engenharia ElectrotécnicaDepartamento de Engenharia ElectrotécnicaDepartamento de Engenharia ElectrotécnicaDepartamento de Engenharia Electrotécnica

Soluções para Melhoria da Soluções para Melhoria da Soluções para Melhoria da Soluções para Melhoria da Segurança Dinâmica Segurança Dinâmica Segurança Dinâmica Segurança Dinâmica ddddeeee Sistemas Interligados com Grande Integração de Sistemas Interligados com Grande Integração de Sistemas Interligados com Grande Integração de Sistemas Interligados com Grande Integração de

Produção EólicaProdução EólicaProdução EólicaProdução Eólica

Pedro José Franco Marques

Mestre em Sistemas e Automação

Pela Faculdade de Ciências e Tecnologia da Universidade de Coimbra

Dissertação submetida para obtenção do grau de Doutor

em Engenharia Electrotécnica e de Computadores

(Área de especialização de Energia)

Dissertação realizada sob a supervisão de

Professor Doutor João Abel Peças Lopes

(Professor Catedrático da Faculdade de Engenharia da Universidade do Porto)

Porto, Dezembro de 2008

(Revista em Julho de 2009)

Este trabalho foi desenvolvido no âmbito da bolsa de investigação de 3 anos, concedida pelo

PRODEP III, em Outubro de 2003.

A investigação foi realizada na Unidade de Sistemas de Energia do INESC Porto – Instituto de

Engenharia de Sistemas e Computadores do Porto.

A todos quantos me ajudaram na

realização deste trabalho.

Agradecimentos

Ao meu orientador Professor Doutor João Abel Peças Lopes pela disponibilidade demonstrada

desde o primeiro contacto tendo em vista a realização desta dissertação, pela sua permanente e

contagiante motivação, e ainda pela forma como me transmitiu muitos e importantes

conhecimentos técnicos e científicos. Só com a sua preciosa ajuda foi possível ultrapassar os

momentos mais difíceis que ocorreram durante a realização deste trabalho.

À REN, pela autorização da utilização de dados da rede eléctrica portuguesa.

À Doutora Ana Estanqueiro pelo fornecimento de dados referentes aos parques eólicos

existentes em Portugal.

Aos meus colegas Ângelo Mendonça e Rogério Almeida, companheiros de trabalho no

INESC Porto, pela sua ajuda na implementação dos modelos dos principais tipos de

aerogeradores no programa PSS/E. A sua colaboração foi ainda importante na discussão das

diversas matérias envolvidas nesta dissertação. Um agradecimento especial também para os

restantes colegas do INESC Porto, Miguel Seca, Carlos Moreira, Jorge Pereira, André

Madureira, Fernanda Resende, Ricardo Ferreira, Mauro Rosa, Mário Gomes, Bruno Gomes,

Nuno Gil, Rute Ferreira e Paula Castro.

Ao INESC Porto e à Faculdade de Engenharia da Universidade do Porto pela disponibilização

dos recursos que permitiram realizar esta dissertação.

À Escola Superior de Tecnologia e Gestão do Instituto Politécnico de Leiria, pela dispensa de

serviço docente, pela compatibilização do serviço docente na fase final da realização desta

dissertação e pelas condições de trabalho que me proporcionaram.

A todos os colegas da Escola Superior de Tecnologia e Gestão do Instituto Politécnico de Leiria

pelo ânimo e apoio que sempre me transmitiram.

Finalmente, desejo prestar os mais profundos agradecimentos aos que me são queridos, em

especial à Margarida, ao João e à Catarina, pelo apoio, incentivo e compreensão demonstrados

ao longo deste trabalho e pedir-lhes desculpas pela menor atenção que, por vezes, lhes

proporcionei.

Resumo

Esta tese procura identificar soluções técnicas externas aos aerogeradores que permitam

assegurar a sua manutenção em operação no caso da ocorrência de cavas de tensão, de acordo

com os requisitos definidos pelos Grid Codes e também identificar os cenários de operação

críticos e as soluções tecnológicas de compensação mais eficazes no tratamento do problema.

De facto, o volume de produção eólica obtido através de aerogeradores que não possuem

capacidade de sobrevivência a cavas de tensão, é bastante significativo, o que em caso de

defeito pode levar à actuação das protecções de mínimo de tensão.

Na tese foi desenvolvida uma metodologia de optimização, que explora uma meta heurística, e

que inclui o dimensionamento e localização óptima de dispositivos FACTS (STATCOM). Para

este efeito foi necessário desenvolver e implementar modelos dinâmicos dos principais tipos de

aerogeradores. A metodologia desenvolvida foi aplicada com sucesso, permitindo minimizar o

volume global de potência dos equipamentos de compensação externos (STATCOM), com o

objectivo de minimizar a perda de produção eólica e evitar o colapso do sistema. Os estudos

efectuados foram desenvolvidos sobre cenários da rede Ibérica considerados como mais críticos

- vazio seco - de modo a identificar as situações mais graves e através do recurso a STATCOM

fornecer capacidade de sobrevivência a cavas de tensão aos aerogeradores de forma a estes

não serem desligados da rede, evitando-se desta forma a perda de grandes volumes de

produção eólica e a posterior perda de estabilidade do sistema.

Os resultados obtidos demonstraram que as soluções encontradas em muito podem contribuir

para a melhoria do comportamento dinâmico de grande redes interligadas com elevada

integração de produção eólica, em particular quando os aerogeradores não têm capacidade de

sobrevivência a cavas de tensão.

Abstract

This thesis tries to identify external technical solutions for maintaining wind generators in

operation following a default in the electrical network, which provokes a drop in voltage at

generator terminals such these generators may be disconnected from the grid, taking into

account, Grid Code requirements. Also an identification of the most critical system operational

scenarios is performed together with an identification of the most effective technological solutions

to deal with this problem. In fact, the amount of wind generators already installed that do not have

a ride through fault capability, is quit significative and in case of a grid default they will be

disconnected due to the actuation of their under voltage protections.

In the thesis an optimization approach was developed in order to identify the optimum placing and

to determine the optimum dimensioning for external FACTS – STATCOM. This approach exploits

an heuristic search procedure. For this purpose it was necessary to develop and implement a set

of dynamic models for the main types of the wind generators in use. The developed methodology

was successfully applied in the Portuguese system, inserted in the Iberian system, leading to the

identification of minimum capacity of external compensation devices (STATCOM) to be installed

with the aim of reducing the loss of the wind generation and to avoid the collapse of the system.

The studies performed were developed for system scenarios considered to be the most critical -

summer valley hours - in order to identify the more serious situations where with the aid of

STATCOM it was possible to avoid the disconnection of large volumes of the wind generation and

consequently to avoid the loss of the stability of the system.

The results obtained showed that the solutions obtained may also contribute for the improvement

of the global system dynamic behaviour of large interconnected systems, especially when some

of the installed wind generators have no ride through fault capability.

Résumé

Cette thèse cherche a identifier des solutions techniques externes aux aérogénérateurs qui

permettent d’assurer son opération sans interruption, en cas de creux de tension due a un court-

circuit ayant lieu sûr le réseau, en considérant les conditions définies par les Grid Codes. Dans

cette thèse on a aussi identifié les scénarios d’opérations critiques et les solutions technologiques

de compensation externes les plus efficaces pour la solution de ce problème. En effet, le volume

de production éolienne obtenu par des aérogénérateurs qui n’ont pas de capacité de survie à de

creux de tension est considérable, ce qui en cas de défaut dans le réseau peut mener à

l’actionnement des protections à minimum de tension et a la mise hors service de ces machines.

Dans la thèse se présente une méthodologie d’optimisation développé pendant cette recherche

qui explore une meta-heuristique et qui inclut le dimensionnement et la localisation optimale des

dispositifs FACTS (STATCOM). Pour cela, il a fallu développer et implémenter des modèles

dynamiques des principaux types d’aérogénérateurs. La méthodologie développée a été

appliquée avec succès, permettant de minimiser la capacité global des équipements de

compensations externes (STATCOM), avec l’objectif de minimiser la perte de production éolienne

et éviter la faillite du système. Les études réalisés ont été développés sur des scénarios du

réseau eléctrique portugais, inséré dans le réseau ibérique, considérés comme les plus critiques

– heures creuses d’été - pour identifier les situations les plus graves et en recourant à des

STATCOM, pour fournir la capacité de survie aux creux de tension aux aérogénérateurs pour

qu’ils ne soient pas débranchés du réseau, évitant de cette façon la perte de grands volumes de

production éolienne et la postérieure perte de la stabilité du système.

Les résultats obtenus ont démontrés que les solutions trouvées peuvent contribuer

significativement à l’amélioration du comportement dynamique globale de grands réseaux

interconnectés avec une intégration éolienne élevée, notamment quand les aérogénérateurs

n’ont pas de capacité de survie aux creux de tension.

i

Índice

Índice .............................................................................................................................. i

Índice de Figuras ....................................................................................................................... vii

Índice de Tabelas...................................................................................................................... xiii

Siglas e Abreviaturas ................................................................................................................ xv

CAPITULO 1 INTRODUÇÃO .................................................................................................... 1

1.1 Considerações Iniciais ......................................................................................................... 3

1.2 Evolução da Produção Eólica .............................................................................................. 4

1.3 Âmbito e Motivação............................................................................................................ 10

1.4 Estrutura da tese................................................................................................................ 15

CAPITULO 2 SOBREVIVÊNCIA A CAVAS DE TENSÃO – SOLUÇÕES E REQUISITOS DOS

TSOs ........................................................................................................................... 17

2.1 Introdução .......................................................................................................................... 19

2.2 Sistemas dos aerogeradores ............................................................................................. 21

2.3 Comportamento dos Aerogeradores durante Curto-Circuitos ............................................ 24 2.3.1 Comportamento dos geradores de indução ........................................................... 25 2.3.2 Comportamento dos geradores de indução duplamente alimentados ................... 26 2.3.3 Comportamento dos geradores síncronos ............................................................. 26

2.4 Manuais de Procedimentos da Rede ................................................................................. 27 2.4.1 Alemanha............................................................................................................... 28

2.4.1.1 Regulação dos relés de tensão ..................................................................... 29 2.4.1.2 Gama de frequências permitida..................................................................... 29 2.4.1.3 Potência reactiva........................................................................................... 30 2.4.1.4 Limites dos valores da tensão ....................................................................... 31

2.4.2 Irlanda .................................................................................................................... 32 2.4.2.1 Low-voltage ride through ............................................................................... 33

2.4.2.1.1 Potência reactiva e controlo de tensão .................................................... 33 2.4.2.2 Gama de frequência e Controlo de Frequência............................................. 34

2.4.3 Espanha................................................................................................................. 35 2.4.3.1 Resposta a Curto-circuitos ............................................................................ 35

2.4.3.1.1 Curto-circuitos equilibrados (trifásicos) .................................................... 37 2.4.3.1.2 Curto-circuitos desequilibrados (monofásicos e bifásicos) ....................... 38

2.4.3.2 Procedimentos de verificação ....................................................................... 39 2.4.4 Portugal.................................................................................................................. 40 2.4.5 Canadá .................................................................................................................. 41

Índice

ii

2.4.5.1 Regulação de tensão..................................................................................... 42 2.4.5.1.1 Factor de potência para geradores síncronos com conversor.................. 42 2.4.5.1.2 Factor de potência para geradores assíncronos ...................................... 42

2.4.5.2 Exigências dos serviços auxiliares ................................................................ 43 2.4.5.3 Requisitos de ride through capacity............................................................... 43

2.4.5.3.1 Requisitos gerais...................................................................................... 43 2.4.5.3.2 Protecção de tensão ................................................................................ 45 2.4.5.3.3 Protecção de frequência .......................................................................... 45

2.5 FACTS ............................................................................................................................... 45 2.5.1 Controladores paralelo........................................................................................... 47 2.5.2 Custos dos FACTS ................................................................................................ 50

2.6 Trabalhos de Investigação ................................................................................................. 52

2.7 Soluções Técnicas ............................................................................................................. 54 2.7.1 Soluções Intrínsecas Propostas pelos Fabricantes................................................ 54

2.7.1.1 Enercon ......................................................................................................... 54 2.7.1.2 GE ................................................................................................................. 57 2.7.1.3 Vestas ........................................................................................................... 57 2.7.1.4 Gamesa......................................................................................................... 59

2.7.2 Soluções Externas - FACTS .................................................................................. 61

2.8 Conclusão .......................................................................................................................... 64

CAPITULO 3 MODELIZAÇÃO DO SISTEMA......................................................................... 67

3.1 Introdução .......................................................................................................................... 69

3.2 Modelo global do sistema eléctrico .................................................................................... 69

3.3 Modelos dos aerogeradores............................................................................................... 70 3.3.1 Turbina eólica......................................................................................................... 71 3.3.2 Controlo de potência das turbinas eólicas.............................................................. 73

3.3.2.1 Controlo de passo (pitch) .............................................................................. 74 3.3.2.2 Controlo Stall................................................................................................. 74

3.3.3 Geradores .............................................................................................................. 75 3.3.3.1 Gerador de indução convencional ................................................................. 75

3.3.3.1.1 Controlo de potência ................................................................................ 78 3.3.3.1.2 Modelo utilizado nas simulações.............................................................. 79 3.3.3.1.3 Comportamento do IG – Rede de Teste .................................................. 79

3.3.3.2 Gerador de Indução duplamente alimentado ................................................ 80 3.3.3.2.1 Características de controlo em geradores de indução duplamente alimentadas ................................................................................................................ 82

3.3.3.2.1.1 Controlos de velocidade angular e de tensão terminal – Conversor PWM - C1. .......................................................................................................... 83 3.3.3.2.1.2 Controlo da potência reactiva e da tensão CC – Conversor PWM - C2 .......................................................................................................... 86

3.3.3.2.1.2.1 Controlo da Tensão do Barramento CC .................................... 87 3.3.3.2.1.2.2 Correcção do Factor de Potência .............................................. 87 3.3.3.2.1.2.3 Potência total do Gerador Duplamente Alimentado................... 88

3.3.3.2.2 Modelo utilizado nas simulações.............................................................. 88 3.3.3.2.3 Comportamento do DFIG – Rede de Teste.............................................. 89

3.3.3.3 Gerador síncrono de velocidade variável ...................................................... 90

Índice

iii

3.3.3.3.1 Modelo utilizado nas simulações.............................................................. 92 3.3.3.3.2 Comportamento do SIN – Rede de Teste ................................................ 92

3.4 Modelo agregados dos aerogeradores .............................................................................. 93 3.4.1 Agregação de Aerogeradores de velocidade fixa................................................... 93 3.4.2 Agregação de Aerogeradores de velocidade variável............................................ 93

3.5 Modelos de FACTS............................................................................................................ 94 3.5.1 SVC........................................................................................................................ 94

3.5.1.1 Principio de funcionamento do SVC.............................................................. 94 3.5.1.2 Modelização do SVC..................................................................................... 95

3.5.2 STATCOM.............................................................................................................. 96 3.5.2.1 Princípio de funcionamento STATCOM......................................................... 96 3.5.2.2 Modelização do STATCOM........................................................................... 98

3.5.3 Comportamento dos FACTS perante um curto-circuito.......................................... 99

3.6 Conclusão ........................................................................................................................ 101

CAPITULO 4 CONSEQUÊNCIAS DE CURTO-CIRCUITOS E FORMAS DE MITIGAR OS

SEUS EFEITOS ......................................................................................................................... 103

4.1 Introdução ........................................................................................................................ 105

4.2 Rede Estudada ................................................................................................................ 105 4.2.1 Utilização da Rede Ibérica ................................................................................... 107 4.2.2 Cenário Vazio Seco de Verão de 2009 ................................................................ 108

4.3 Simulação dinâmica ......................................................................................................... 114 4.3.1 Passo de integração e tempo de simulação......................................................... 114

4.4 Parametrização dos aerogeradores ................................................................................. 115

4.5 Análise de Estabilidade.................................................................................................... 115 4.5.1 Índice Baseado na Coerência .............................................................................. 116 4.5.2 Modelo desenvolvido ........................................................................................... 116

4.6 Simulações ...................................................................................................................... 117 4.6.1 Curto-circuito – Cenário Vazio Seco de Verão de 2009....................................... 117

4.6.1.1 Situação de estudo A1 ................................................................................ 118 4.6.1.2 Situação de estudo A2 ................................................................................ 123 4.6.1.3 Situação de estudo A3 ................................................................................ 128 4.6.1.4 Problemas da utilização de STATCOM....................................................... 134

4.7 Conclusão ........................................................................................................................ 136

CAPITULO 5 PROCEDIMENTO INTEGRADO DE LOCALIZAÇÃO E DIMENSIONAMENTO

DE STATCOM ......................................................................................................................... 139

5.1 Introdução ........................................................................................................................ 141

5.2 O Problema...................................................................................................................... 141 5.2.1 Formulação geral ................................................................................................. 142 5.2.2 Formulação específica ......................................................................................... 142

5.2.2.1 Minimização do volume de perda de Produção Eólica ................................ 143 5.2.2.2 Minimização da potência dos STATCOM.................................................... 144

5.3 Simulated Annealing ........................................................................................................ 145

Índice

iv

5.3.1 S.A. - Apresentação geral .................................................................................... 145 5.3.1.1 Analogia com o processo físico ................................................................... 145 5.3.1.2 Algoritmo ..................................................................................................... 148

5.3.2 S.A. - Apresentação especifica ............................................................................ 149 5.3.2.1 Algoritmo implementado.............................................................................. 150 5.3.2.2 Função de avaliação ................................................................................... 155 5.3.2.3 Caracterização dos resultados .................................................................... 156

5.4 Definição das situações de estudo analisadas................................................................. 158

5.5 Algoritmo para identificação de uma solução robusta...................................................... 159

5.6 Conclusão ........................................................................................................................ 160

CAPITULO 6 RESULTADOS DAS SIMULAÇÕES............................................................... 161

6.1 Introdução ........................................................................................................................ 163

6.2 Parametrização do Simulated Annealing ......................................................................... 163 6.2.1 Função objectivo .................................................................................................. 165

6.3 Simulações ...................................................................................................................... 165 6.3.1 Minimização da Perda de produção eólica........................................................... 165

6.3.1.1 Localização / potência dos STATCOM........................................................ 166 6.3.1.2 Trânsito nas Interligações ........................................................................... 167 6.3.1.3 Tensões nos barramentos........................................................................... 169 6.3.1.4 Conclusão ................................................................................................... 171

6.3.2 Minimização da Potência dos STATCOM ............................................................ 171 6.3.2.1 Localização / potência dos STATCOM........................................................ 171 6.3.2.2 Perda de produção eólica............................................................................ 173 6.3.2.3 Trânsito nas Interligações ........................................................................... 174 6.3.2.4 Índice de Estabilidade Transitório................................................................ 178 6.3.2.5 Tensões nos barramentos/curvas iso-tensão.............................................. 178

6.4 Análise Comparativa ........................................................................................................ 181 6.4.1 Comparação entre as situações de estudo A2, A3, Óptimo e 1600Mvar na sequência de um curto-circuito em Recarei ...................................................................... 182 6.4.2 Comparação entre as situações de estudo A2 e Óptima para um Curto-circuito em Recarei, Paraimo e Ribadave ........................................................................................... 187

6.5 Análise da robustez da solução encontrada..................................................................... 192

6.6 Comportamento da metodologia ...................................................................................... 195

6.7 Conclusões ...................................................................................................................... 195

CAPITULO 7 CONCLUSÕES ............................................................................................... 197

7.1 Introdução ........................................................................................................................ 199

7.2 Contribuição desta tese ................................................................................................... 199

7.3 Perspectivas de desenvolvimento.................................................................................... 201

BIBLIOGRAFIA ......................................................................................................................... 203

APÊNDICES ......................................................................................................................... 211

A Rede de teste..................................................................................................................... 214

Índice

v

A.1 Dados da rede de teste............................................................................................... 214

B Modelos Dinâmicos Desenvolvidos.................................................................................... 221 B.1 SLOOT1...................................................................................................................... 222 B.2 ROGER1..................................................................................................................... 223 B.3 RAERO1..................................................................................................................... 224 B.4 CONV1 ....................................................................................................................... 225 B.5 RPITCH ...................................................................................................................... 226 B.6 RVOLT1...................................................................................................................... 227 B.7 RVOLT2...................................................................................................................... 228 B.8 RCOI1......................................................................................................................... 228 B.9 RTFC1 ........................................................................................................................ 229

C Modelos Dinâmicos Standard ............................................................................................ 233 C 1 Gerador Assíncrono.................................................................................................... 233

C 1.1 CIMTR3: modelo de gerador de indução............................................................. 233 C 2 Gerador Síncrono ....................................................................................................... 234

C 2.1 GENROU: modelo de gerador com rotor cilíndrico ............................................. 234 C 2.2 GENSAL: modelo de gerador com pólos salientes ............................................. 235 C 2.3 Reguladores de Tensão ...................................................................................... 236

C 2.3.1 Modelo IEEEX1............................................................................................ 236 C 2.3.2 Modelo ESDC2A: modelo de regulação IEEE tipo DC2A ............................ 237 C 2.3.3 Modelo ESDC1A: modelo de regulação IEEE tipo DC1A ............................ 238 C 2.3.4 Modelo ESAC1A: modelo de regulação IEEE tipo AC1A............................. 239 C 2.3.5 Modelo ESST1A: modelo de regulação IEEE tipo ST1A ............................. 240

C 3 Máquinas Primárias – Reguladores de velocidade..................................................... 241 C 3.1 HYGOV: modelo de regulador para turbinas hídricas ......................................... 241 C 3.2 TGOV1 - modelo de regulador de velocidade das centrais térmicas a carvão, fuelóleo e gás ............................................................................................................... 242 C 3.3 GAST - modelo de regulador de velocidade para turbinas a gás ........................ 243

C 4 FACTS........................................................................................................................ 244 C 4.1 SVC - CSVGN1................................................................................................... 244 C 4.2 STATCOM - CSTATT - Static condenser FACTS model..................................... 245

vii

Índice de Figuras

Figura 1.1 – Potência eólica instalada em todo o mundo .............................................................. 5

Figura 1.2 – Capacidade de produção eólica instalada durante o ano de 2007 ............................ 5

Figura 1.3 – Tensão aos terminais de uma máquina assíncrona após um curto-circuito............. 12

Figura 1.4 – Tensão aos terminais de uma máquina assíncrona após um curto-circuito num

cenário com STATCOM............................................................................................................... 13

Figura 2.1 – Princípio geral de funcionamento dos aerogeradores.............................................. 21

Figura 2.2 – Sistemas dos aerogeradores: Gerador de indução com rotor em curto-circuito (em

cima), Gerador de indução duplamente alimentado (ao meio), e Gerador síncrono de velocidade

variável (em baixo)[22]................................................................................................................. 22

Figura 2.3 – Aerogerador com caixa de velocidades [23]. ........................................................... 24

Figura 2.4 – Aerogerador de acoplamento directo (sem caixa de velocidades) [24].................... 24

Figura 2.5 – Áreas referentes aos diferentes TSOs existentes na Alemanha.............................. 28

Figura 2.6 – Regulação dos relés de mínimo e máxima tensão (Uc refere-se à tensão em MT e

UNS = Uc/a em que a é a relação de transformação do transformador de BT)........................... 29

Figura 2.7 – Requisitos de funcionamento – Potência activa / frequência da rede...................... 30

Figura 2.8 – Requisitos de funcionamento – Tensão da rede / frequência da rede. .................... 30

Figura 2.9 – Gama de funcionamento em função da Tensão e do Factor de Potência. .............. 31

Figura 2.10 – Limites de tensão no ponto de interligação à rede durante e após um defeito na

rede.............................................................................................................................................. 32

Figura 2.11 – Injecção de corrente reactiva pelos aerogeradores. .............................................. 32

Figura 2.12 – Curva de sobrevivência a cavas de tensão da EIRGRID....................................... 33

Figura 2.13 – Capacidade de injecção de Potencia Reactiva de um aerogerador....................... 34

Figura 2.14 – Curva de resposta Potência-Frequência................................................................ 35

Figura 2.15 – Curva de tensão-tempo que define a área da cava de tensão no ponto de ligação à

rede que deve ser suportado pela rede. Tensão fase-terra às fases com defeito [34]. ............... 36

Figura 2.16 – Área de funcionamento admissível durante os períodos de defeito e de

recuperação da tensão, em função da tensão no ponto de ligação à rede.................................. 38

Figura 2.17 – Capacidade de Suportar Cavas de Tensão da Produção Eólica na Sequência de

Curto-Circuitos Trifásicos, Bifásicos e Monofásicos. ................................................................... 40

Índice de Figuras

viii

Figura 2.18 – Curva de fornecimento de reactiva pelos centros produtores eólicos durante cavas

de tensão. .................................................................................................................................... 41

Figura 2.19 – Curva de Low Voltage Ride Through da Hydro-Québec. ....................................... 44

Figura 2.20 – Circuito electrónico do STATCOM. ........................................................................ 48

Figura 2.21 – Característica V-I do STATCOM............................................................................ 49

Figura 2.22 – Custos típicos de investimento para SVC e STATCOM [44].................................. 51

Figura 2.23 – SDBR para IG proposto em [46]. ........................................................................... 52

Figura 2.24 – Capacidade de injecção de potência reactiva dos aerogeradores ENERCON - com

e sem capacidade de STATCOM [12]. ........................................................................................ 56

Figura 2.25 – Exemplo das medições efectuadas para verificação da UVRT dos aerogeradores

da ENERCON [12]. ...................................................................................................................... 56

Figura 2.26 – Comportamento do controlo da Vestas perante duas cavas de tensão

consecutivas. ............................................................................................................................... 58

Figura 2.27 – Cava de tensão de 0,1 p.u./150ms. a) Tensão nas fases L1 e L2, b) Correntes nas

fases L1 e L2, c) Potência activa injectada e d) Potência reactiva injectada [50]. ....................... 58

Figura 2.28 – Crowbar activo da GAMESA [9]............................................................................. 59

Figura 2.29 – Esquema unifilar simplificado da ligação do WINFACT...................................... 60

Figura 2.30 – Sub-estação equipada com STATCOM [63]. ......................................................... 64

Figura 3.1 – Ângulo de pitch [67]. ................................................................................................ 72

Figura 3.2 – Coeficiente de potência, pC , em função taxa de velocidade na extremidade das

pás,λ , e do ângulo de pitch θ . .................................................................................................. 73

Figura 3.3 – Bloco de controlo do ângulo de pitch de uma turbina eólica. ................................... 74

Figura 3.4 – Potência activa injectada pelo IG – CIMTR3............................................................ 79

Figura 3.5 – Potência reactiva injectada pelo IG - CIMTR3. ........................................................ 79

Figura 3.6 – Desvio de velocidade do IG - CIMTR3..................................................................... 80

Figura 3.7 – Tensão aos terminais do IG - CIMTR3. ................................................................... 80

Figura 3.8 – Circuito equivalente para o modelo dinâmico da máquina de indução duplamente

alimentada como os conversores estáticos representados como fontes de tensão e corrente,

respectivamente........................................................................................................................... 82

Figura 3.9 – Configuração física da turbina eólica acoplada a DFIG e controlada por conversores

estáticos....................................................................................................................................... 82

Figura 3.10 – Diagrama de blocos das equações internas do gerador DFIG. ............................. 85

Figura 3.11 – Diagrama de bloco de controlo de velocidade. ...................................................... 85

Índice de Figuras

ix

Figura 3.12 – Diagrama de bloco de controlo da tensão terminal................................................ 86

Figura 3.13 – Diagrama de bloco do controlo da tensão do barramento CC. .............................. 87

Figura 3.14 – Potência activa ...................................................................................................... 89

Figura 3.15 – Potência reactiva ................................................................................................... 89

Figura 3.16 – Desvio de velocidade............................................................................................. 89

Figura 3.17 – Tensão terminal ..................................................................................................... 89

Figura 3.18 – Comparação do modelo do DFIG – PSS/E/ MatLab.............................................. 90

Figura 3.19 – Característica óptima da velocidade do rotor versus potência (tracejado) e

aproximação de primeira ordem (continua).................................................................................. 91

Figura 3.20 – Modelo simplificado do aerogerador síncrono de velocidade variável ................... 91

Figura 3.21 – Malha de controlo da tensão terminal .................................................................... 91

Figura 3.22 – Potência activa....................................................................................................... 92

Figura 3.23 – Potência reactiva. .................................................................................................. 92

Figura 3.24 – Tensão terminal. .................................................................................................... 92

Figura 3.25 – (a) Circuito básico de um SVC; (b) Característica V- I. .......................................... 95

Figura 3.26 – Diagrama de blocos do CSVGN1. ......................................................................... 96

Figura 3.27 – Diagrama do STATCOM........................................................................................ 97

Figura 3.28 – Diagrama de blocos do CSTATT [77]. ................................................................... 98

Figura 3.29 – Curva V-I do CSTATT [77]. .................................................................................... 99

Figura 3.30 – Potência reactiva injectada (sem FACTS, com SVC e com STATCOM). ............ 100

Figura 3.31 – Tensão num barramento (sem FACTS, com SVC e com STATCOM)................. 100

Figura 4.1 – Países que pertencem à Rede da UCTE [78]. ....................................................... 106

Figura 4.2 – Rede Ibérica (2006) [79]. ....................................................................................... 106

Figura 4.3 – Rede Nacional de Transporte (a 1 de Janeiro de 2007) [80]. ................................ 107

Figura 4.4 – Trânsito de potência activa nas interligações (MW) – cenário vazio seco de 2009.

................................................................................................................................................... 109

Figura 4.5 – Injecção de eólica por tecnologia em cada barramento injector. ........................... 110

Figura 4.6 – Barramentos com produção eólica na Rede Ibérica. ............................................. 113

Figura 4.7 – Perda de produção eólica na sequência de curto-circuito em Recarei – A1.......... 119

Figura 4.8 – Trânsitos de potência activa nas interligações Portugal-Espanha – A1................. 120

Figura 4.9 – Trânsitos de potência activa nas interligações Espanha-França – A1................... 121

Figura 4.10 – Total dos trânsitos de potência activa nas interligações Espanha-França – A1 .. 122

Figura 4.11 – Evolução temporal do IET – A1 ........................................................................... 122

Figura 4.12 – Curva iso-tensão – A1 ......................................................................................... 123

Índice de Figuras

x

Figura 4.13 – Perda de produção eólica na sequência de curto-circuito em Recarei – A2........ 124

Figura 4.14 – Trânsitos de potência activa nas interligações Portugal-Espanha – A2............... 125

Figura 4.15 – Trânsito de potência activa nas interligações Espanha - França – A2................. 126

Figura 4.16 – Total do trânsito de potência activa nas interligações Portugal-Espanha e Espanha-

França–A2 ................................................................................................................................. 127

Figura 4.17 – Evolução temporal do IET – A2 ......................................................................... 127

Figura 4.18 – Curva iso-tensão - A2 - Curto-circuito em Recarei (t=1,5 s) ............................... 128

Figura 4.19 – Curto-circuito em Recarei – A3............................................................................ 130

Figura 4.20 – Trânsitos de potência activa nas interligações Portugal-Espanha – A3............... 131

Figura 4.21 – Trânsito de potência activa nas interligações Espanha - França – A3................. 132

Figura 4.22 – Total do trânsito de potência activa nas interligações Portugal–Espanha e

Espanha-França–A3.................................................................................................................. 133

Figura 4.23 – Evolução temporal do IET – A3 .......................................................................... 133

Figura 4.24 – Curva iso-tensão – A3 ........................................................................................ 134

Figura 4.25 – Tensão em Ribadave – Curto-circuito em Ribadave de 500ms.......................... 135

Figura 4.26 – Tensão em Carrapatelo – Curto-circuito em Ribadave de 500ms ...................... 136

Figura 5.1 – Analogia entre o processo de optimização e o recozimento simulado................... 147

Figura 5.2 – Algoritmo genérico do Simulated Annealing .......................................................... 149

Figura 5.3 – Algoritmo detalhado do Simulated Annealing implementado para a resolução do

problema sob estudo – parte 1 .................................................................................................. 151

Figura 5.4 – Algoritmo detalhado do Simulated Annealing implementado para a resolução do

problema sob estudo – parte 2 .................................................................................................. 152

Figura 5.5 – Função de vizinhança ............................................................................................ 153

Figura 5.6 – Exemplo do ficheiro com os resultados da metodologia implementada................. 157

Figura 5.7 – Evolução da função de avaliação do SA................................................................ 158

Figura 6.1 – Resultado da optimização (Potência e localização dos STATCOM – CC em

Recarei). .................................................................................................................................... 166

Figura 6.2 – Trânsitos de potência activa nas interligações Portugal-Espanha......................... 168

Figura 6.3 – Trânsito de potência activa nas interligações Espanha – França .......................... 169

Figura 6.4 – Curva iso-tensão – CC Recarei ............................................................................. 170

Figura 6.5 – Tensões em Recarei, Batalha e Alto Lindoso (400KV) – CC Recarei.................... 170

Figura 6.6 – Resultado da optimização (Potência e localização dos STATCOM – CC em

Recarei). .................................................................................................................................... 172

Figura 6.7 – STATCOM – Perda de produção eólica................................................................. 174

Índice de Figuras

xi

Figura 6.8 – Trânsitos de potência activa nas interligações Portugal-Espanha......................... 175

Figura 6.9 – Trânsito de potência activa nas interligações Espanha – França – CC Recarei.... 176

Figura 6.10 – Total do trânsito de potência activa nas interligações (Portugal-Espanha e

Espanha-França) ....................................................................................................................... 177

Figura 6.11 – Evolução temporal do IET................................................................................... 178

Figura 6.12 – Tensão em Recarei, Paraimo, Ribadave, Batalha, Rio Maior e Alto Mira - A2

(400kV). ..................................................................................................................................... 179

Figura 6.13 – Tensão em Recarei, Paraimo, Ribadave, Batalha, Rio Maior e Alto Mira (400kV).

................................................................................................................................................... 180

Figura 6.14 – Curva iso-tensão - A2 - Curto-circuito em Recarei (t=1,5 s) .............................. 180

Figura 6.15 – Curva iso-tensão – Curto-circuito em Recarei (t=1,5 s). ..................................... 181

Figura 6.16 – Evolução temporal do IET (Curto-circuito em Recarei). ...................................... 182

Figura 6.17 – Trânsito de potência activa total nas interligações PT-ES (CC em Recarei). ..... 183

Figura 6.18 – Trânsito de potência reactiva total nas interligações PT-ES (CC em Recarei). .. 184

Figura 6.19 – Tensão em Recarei (CC em Recarei)................................................................. 185

Figura 6.20 – Tensão em Alto Lindoso (CC em Recarei)......................................................... 186

Figura 6.21 – Potência reactiva injectada pelo STATCOM em Penela (CC em Recarei). ........ 187

Figura 6.22 – Evolução temporal do IET (CC em Recarei, Paraimo e Ribadave)..................... 188

Figura 6.23 – Trânsito de potência activa nas interligações Portugal-Espanha (CC em Recarei,

Paraimo e Ribadave). ................................................................................................................ 190

Figura 6.24 – Trânsito de potência activa nas interligações Espanha-França (CC em Recarei,

Paraimo e Ribadave). ................................................................................................................ 191

Figura 6.25 – Evolução temporal do IET (CC em Recarei, Paraimo, Pego, Valdigem e

Ribadave). ................................................................................................................................. 194

Figura. A.1 – Rede de teste ....................................................................................................... 214

Figura B.1 – Modelo simplificado do aerogerador síncrono de velocidade variável................... 222

Figura B.2 – Malha de controlo da tensão terminal.................................................................... 222

Figura B.3 – Diagrama de bloco de controlo de velocidade (potência activa)............................ 225

Figura B.4 – Diagrama de bloco de controlo da tensão terminal (potência reactiva). ................ 225

Figura B.5 – Bloco de controlo do ângulo de pitch de uma turbina eólica.................................. 226

Figura C.1 – Diagrama do modelo do gerador de indução CIMTR3 .......................................... 233

Figura C.2 – Diagrama do modelo do gerador GENROU .......................................................... 234

Índice de Figuras

xii

Figura C.3 – Diagrama do modelo do gerador GENSAL ........................................................... 235

Figura C.4 – Diagrama de blocos do regulador de tensão IEEEX1 ........................................... 236

Figura C.5 – Diagrama de blocos do regulador de tensão ESDC2A ......................................... 237

Figura C.6 – Diagrama de blocos do regulador de tensão ESDC1A ......................................... 238

Figura C.7 – Diagrama de blocos do regulador de tensão ESAC1A.......................................... 239

Figura C.8 – Diagrama de blocos do regulador de tensão ESST1A .......................................... 240

Figura C.9 – Diagrama de blocos do regulador de velocidade HYGOV..................................... 241

Figura C.10 – Diagrama de blocos do regulador de velocidade TGOV1 ................................... 242

Figura C.11 – Diagrama de blocos do regulador de velocidade GAST...................................... 243

Figura C.12 – Diagrama de blocos do CSVGN1........................................................................ 244

Figura C.13 – Diagrama de blocos do CSTATT......................................................................... 245

xiii

Índice de Tabelas

Tabela 2.1 – Período mínimo de tempo durante o qual os parques eólicos devem permanecer em

serviço sem serem desligados quando ocorrem cavas de tensão............................................... 43

Tabela 2.2 - Período mínimo de tempo durante o qual os parques eólicos devem permanecer em

serviço sem serem desligados quando ocorrem variações de frequência. .................................. 44

Tabela 2.3 – Custo de instalação de FACTS [45]. ....................................................................... 51

Tabela 2.4 – Algumas aplicações de FACTS instaladas no mundo............................................. 51

Tabela 4.1 – Tecnologias utilizadas nos aerogeradores............................................................ 110

Tabela 4.2 – Potência eólica injectada em cada barramento (por tecnologia)........................... 112

Tabela 4.3 – Barramentos com STATCOM na situação de estudo A3 ...................................... 129

Tabela 5.1 – Relação entre o processo físico de optimização com SA ..................................... 146

Tabela 5.2 – Escalões de referência para os STATCOM. ......................................................... 154

Tabela 5.3 – Escalões dos STATCOM. ..................................................................................... 155

Tabela 6.1 – Parâmetros utilizados no SA................................................................................. 164

Tabela 6.2 – Potência eólica perdida - A2 (0 Mvar de STATCOM)............................................ 164

Tabela 6.3 – Potência e localização dos STATCOM ligados..................................................... 172

Tabela 6.4 – Comparação entre situações de estudo................................................................ 184

Tabela 6.5 – Robustez – Potência dos STATCOM.................................................................... 193

Tabela 6.6 – Robustez - Comparação dos cenários simulados. ................................................ 194

Tabela A.1 – Valores de base.................................................................................................... 214

Tabela A.2 – Dados da máquina de indução convencional (aerogerador)................................. 215

Tabela A.3 – Dados da máquina síncrona (aerogerador) .......................................................... 215

Tabela A.4 – Dados da máquina de indução duplamente alimentada (gerador) ....................... 216

Tabela A.5 – Dados da máquina de indução duplamente alimentada – controlador do lado do

rotor ........................................................................................................................................... 216

Tabela. A.6 – Dados da máquina de indução duplamente alimentada – controlador do lado da

rede............................................................................................................................................ 216

Tabela A.7 – Dados do controlo de pitch da DFIG com controlo de potência activa e reactiva . 216

Tabela A.8 – Dados das linhas .................................................................................................. 217

Índice de Tabelas

xiv

Tabela A.9 – Dados dos transformadores.................................................................................. 217

Tabela C.1 - Significado das variáveis (modelo CIMTR3).......................................................... 233

Tabela C.2 - Significado dos parâmetros (modelo CIMTR3)...................................................... 233

Tabela C.3 - Significado das variáveis (modelo GENROU) ....................................................... 234

Tabela C.4 - Significado dos parâmetros (modelo GENROU) ................................................... 234

Tabela C.5 - Significado das variáveis (modelo GENSAL) ........................................................ 235

Tabela C.6 - Significado dos parâmetros (modelo GENSAL) .................................................... 235

Tabela C.7 - Significado das variáveis (modelo IEEEX1) .......................................................... 236

Tabela C.8 - Significado dos parâmetros (modelo IEEEX1) ...................................................... 236

Tabela C.9 - Significado das variáveis (modelo ESDC2A)......................................................... 237

Tabela C.10 - Significado dos parâmetros (modelo ESDC2A)................................................... 237

Tabela C.11 - Significado das variáveis (modelo ESDC1A)....................................................... 238

Tabela C.12 - Significado dos parâmetros (modelo ESDC1A)................................................... 238

Tabela C.13 - Significado das variáveis (modelo ESAC1A)....................................................... 239

Tabela C.14 - Significado dos parâmetros (modelo ESAC1A)................................................... 239

Tabela C.15 - Significado das variáveis (modelo ESST1A) ....................................................... 240

Tabela C.16 - Significado dos parâmetros (modelo ESST1A) ................................................... 240

Tabela C.17 - Significado das variáveis (modelo HYGOV)........................................................ 241

Tabela C.18 - Significado dos parâmetros (modelo HYGOV).................................................... 241

Tabela C.19 - Significado das variáveis (modelo TGOV1)......................................................... 242

Tabela C.20 - Significado dos parâmetros (modelo TGOV1)..................................................... 242

Tabela C.21 - Significado das variáveis (modelo GAST) ........................................................... 243

Tabela C.22 - Significado dos parâmetros (modelo GAST) ....................................................... 243

Tabela C.23 - Significado das variáveis (modelo CSVGN1) ...................................................... 244

Tabela C.24 - Significado dos parâmetros (modelo CSVGN1) .................................................. 244

Tabela C.25 - Significado das variáveis (modelo CSTATT) ....................................................... 245

Tabela C.26 - Significado dos parâmetros (modelo CSTATT) ................................................... 245

xv

Siglas e Abreviaturas

CA - Corrente Alternada

CC - Corrente Contínua

DFIG - Double Fed Induction Generator

DSP - Digital Signal Processor

DVR - Dynamic Voltage Restorer

EPRI - Electric Power Research Institute

ESBNG - ESB National Grid

EWEA - European Wind Energy Association

FACTS - Flexible AC Transmission Systems

GC - Grid Codes

GTO - Gate Turn-Off Thyristor

IET - Índice de Estabilidade Transitória

IG - Induction Generator

IGBT - Insulated-Gate Bipolar Transistor

INEGI - Instituto de Engenharia Mecânica e Gestão Industrial

INETI - Instituto Nacional de Engenharia, Tecnologia e Inovação

LVRT - Low Voltage Ride Through

PSS/E - Power System Simulator for Engineering

PWM - Pulse Width Modulation

REE - Red Eléctrica de España

RNT - Rede Nacional de Transporte

RTU - Remote Terminal Unit

RTF (C) - Ride Through Fault (Capability)

SA - Simulated Annealing

SIN - Synchronous Generator

STATCOM - Static Synchronous Compensator

Siglas e Abreviaturas

xvi

SVC - Static Var Compensator

TCSC - Thyristor-controlled series compensator

TSO - Transmission System Operator

UCTE - Union for the Co-ordination of Transmission of Electricity

UPFC - Unified Power Flow Controller

UE - União Europeia

UPS - Uninterruptible Power Supply

VDN - Verband der Netzbetreiber

VCS - Vestas Control System

VSC - Voltage Source Converter

1

CAPITULO 1 INTRODUÇÃO

CAPITULO 1 - INTRODUÇÃO

3

1.1 Considerações Iniciais

A crescente industrialização e a melhoria da qualidade de vida das populações tem feito

aumentar as necessidades energéticas mundiais. Como consequência, o aumento do consumo

de energia, particularmente de energia eléctrica atingiu valores nunca antes alcançados.

Este cenário coloca-nos o desafio de produzir energia eléctrica em grandes quantidades sem

contudo provocar alterações ambientais que comprometam a qualidade de vida actual e das

gerações futuras.

As fontes de energia primária que nos permitem produzir electricidade podem ter diferentes

origens, sejam elas renováveis ou não. Dentro das energias não renováveis temos como fontes

primárias o carvão, o petróleo e o gás natural. Estas através de um conjunto de processos de

conversão intermédios dão origem à energia eléctrica. A utilização do urânio em centrais

nucleares conduz também à produção de energia eléctrica.

No outro lado, temos as energias renováveis, como sejam a Biomassa, a Hídrica, a das Ondas, a

Geotérmica, a Solar e a Eólica. Estas têm registado taxas de crescimento muito elevadas nas

últimas décadas essencialmente por duas razões: em primeiro lugar os vários choques

petrolíferos colocam-nos perante a obrigação de reduzir a dependência dos combustíveis

fósseis, diversificando o mais possível as fontes energéticas, e em segundo lugar a necessidade

de redução de emissões de CO2.

A aposta para um futuro sustentado passa por procurarmos utilizar as fontes energéticas que

menor impacto tenham em termos ambientais e neste ponto a produção de electricidade a partir

de energia eólica apresenta-se, logo atrás da hidroelectricidade, como umas das opções mais

viáveis. Claro que a exploração da hidroelectricidade foi sempre a primeira opção devido aos

grandes volumes de produção que uma central deste tipo pode produzir. Contudo encontra-se

actualmente praticamente esgotada a possibilidade de construção de grandes centrais hídricas

em países desenvolvidos.

A partir da década de 80 a produção de electricidade a partir de energia eólica revelou-se uma

solução cada vez mais viável devido à evolução tecnológica impulsionada por politicas de

incentivos cada vez mais ambiciosas. A solução do problema energético não se pode contudo

limitar à utilização de fontes renováveis exigindo a adopção de medidas complementares do lado

da procura através da utilização eficiente de energia.


4

1.2 Evolução da Produção Eólica

Tal como referido anteriormente o aumento das preocupações ambientais fez com que a

necessidade de explorar as energias renováveis se tornasse num dos vectores de

desenvolvimento mais importantes de qualquer politica energética.

Para garantir o cumprimento das metas do protocolo de Quioto, o Parlamento Europeu elaborou

um documento destinado a promover a produção de electricidade a partir de energias renováveis

no mercado interno de electricidade. Como resultado global pretende-se que no final do ano

2010 a produção de electricidade através da produção renovável atinja um valor de 21%. Em

Portugal o objectivo é que esse valor no final de 2010 atinja os 39%. Isto foi baseado no

pressuposto que o plano nacional de electricidade poderá prosseguir a construção de nova

capacidade hidroeléctrica superior a 10 MW, e que outro tipo de capacidade renovável só será

possível mediante auxílios estatais [1].

Neste contexto, e quanto à produção de energia eólica, têm vindo a ser seguidas as orientações

estratégicas para a política energética nacional constantes na Resolução do Conselho de

Ministros n.º63/2003, na qual foi estabelecida a meta de 3750 MW de potência eólica a instalar

até 2010 [2].

Verifica-se que dentro do leque de energias renováveis, excluindo a grande produção hídrica, a

produção eólica é a que apresenta uma maior contribuição para permitir o cumprimento dos

objectivos propostos [3].

Nos últimos anos a produção de electricidade com base na energia eólica cresceu mais do que

qualquer outra fonte de energia renovável. De 4800 MW em 1995 o total mundial da potência

instalada multiplicou-se mais do que 19 vezes alcançando mais de 94000 MW no final de 2007

(Figura 1.1) [4-6].

Em vários países a porção de electricidade gerada através do vento está agora a desafiar a

produção convencional. Na Dinamarca, 20% das necessidades de energia eléctrica são de

origem eólica. Em Espanha, a contribuição da produção eólica alcançou os 8% e tem uma

tendência de subida que poderá alcançar os 15% até ao final da presente década. Isto

demonstra o quanto a produção eólica pode ser importante na redução da emissão de gases que

provocam o efeito de estufa particularmente o CO2. Em 2007 a potência eólica atingiu um novo

record anual com um total de 20076 MW de nova capacidade instalada (Figura 1.2). Isto

representa um aumento de 32% numa base anual e 27% de crescimento acumulado.


5

94

12

3

35

81

48

00

61

00

76

00

10

20

0

13

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0

17

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0

23

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10

0

39

43

1 47

62

0 59

09

1

74

22

3

0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

70000

80000

90000

100000

1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007

Ano

[MW]

Figura 1.1 – Potência eólica instalada em todo o mundo

China

Espanha

EUA

Resto do Mundo

CanadáReino Unido

PortugalItália

França

AlemanhaIndia

Pais MW %EUA 5244 26,1Espanha 3522 17,5China 3449 17,2India 1730 8,6Alemanha 1667 8,3França 888 4,4Itália 603 3,0Portugal 434 2,2Reino Unido 427 2,1Canadá 386 1,9Resto do Mundo 1726 8,6Total Mundial 20076 100,0

Figura 1.2 – Capacidade de produção eólica instalada durante o ano de 2007

Actualmente a opção de produzir electricidade recorrendo à energia eólica está presente em

mais de 50 países. Os que tinham a maior potência instalada em finais do ano de 2007 eram a

Alemanha (22247 MW), os Estados Unidos da América (16818 MW), a Espanha (15145 MW), a

Índia (8000 MW), a China (6050 MW) e a Dinamarca (3125 MW). Muitos outros países, entre os

quais Itália, França, Reino Unido, Portugal e Holanda ultrapassaram já a marca dos 2000 MW.

A União Europeia (EU) continua na liderança mundial da potência eólica instalada, com mais de

56535 MW em finais do ano de 2007, representando 66% do total mundial. Este valor, que só

estava previsto ser alcançado em 2010, representa um avanço de mais de 2 anos em relação

aos objectivos inicialmente definidos.


6

A expansão da produção eólica na UE tem sido norteada por politicas levadas a cabo

individualmente pelos seus estados membros de forma a incentivar a instalação de centrais que

explorem energias renováveis.

A associação europeia de energia eólica (European Wind Energy Association - EWEA) prevê

para 2010, que a energia eólica só por si evitará a emissão de gases de efeito de estufa que

permitirão alcançar 1/3 das obrigações da UE perante o protocolo de Quioto

Os objectivos actuais da EWEA são de 75000 MW de produção eólica na Europa em 2010,

180000 MW em 2020 e 300000 MW em 2030 [5].

A Alemanha apresenta-se como o país líder deste tipo de produção de energia eléctrica na

Europa. Encorajada por sucessivas leis, mais recentemente em 2000 (Renewable Energy

Source Act – actualizado em 2004), os produtores têm tido ajudas, através de tarifas bonificadas,

sendo estas gradualmente reduzidas durante um período de 20 anos. Esta medida, atraiu um

vasto leque de pequenos investidores, e resultou em taxas de crescimento anual de 2 dígitos

desde 1990.

Os projectos eólicos também recebem tratamento preferencial das leis alemãs do planeamento,

com cada autoridade local a definir quais os locais onde os parques eólicos podem ser

construídos.

A produção eólica cobre cerca de 5,5% do total do consumo de energia eléctrica, sendo a

potência instalada no final do ano de 2007 de 22247 MW.

A Espanha tem aumentado rapidamente a produção eólica desde meados dos anos 90

encorajada por subsídios e tarifas vantajosas baseada na regeneração da indústria. Refira-se

que actualmente na zona de Navarra está instalada produção eólica que contribui com 69% do

consumo de electricidade na província. Nas duas províncias com maior população, Castilla la

Macha e Galicia o nível de integração de energia eólica alcançado superou os 20%.

Em 2007 foram comissionados 3522 MW de aerogeradores, correspondendo a um aumento de

200% em relação ao ano anterior. Desta forma foi possível uma redução de emissões de gases

de efeito de estufa de 20 milhões de toneladas de CO2.

O valor alcançado no final do ano de 2007 (15145 MW de potência instalada) foi suficiente para

satisfazer mais de 8,5% das necessidades de energia eléctrica em Espanha.

O governo Espanhol tem como objectivo alcançar os 20000 MW em 2010.


7

A Dinamarca foi pioneira na produção de aerogeradores na Europa e um dos países com uma

maior penetração de produção eólica na sua rede.

Mais de 3100 MW estavam em funcionamento nos finais de 2007. Quando os ventos são

favoráveis a produção eólica corresponde a mais de metade da electricidade consumida na

metade Ocidental do país.

Projecções do Transmission System Operator (TSO) Energet mostram que em 2010, o consumo

de electricidade na parte Ocidental da Dinamarca poderá regularmente ser composto por um mix

de produção eólica e produção explorando pequenos ciclos combinados, sem necessidade de

uma produção centralizada.

Portugal apresenta-se como um dos dez países com maior valor de potência eólica instalada

durante o ano de 2007 (434 MW). Em Dezembro de 2007 a potência instalada superou os 2150

MW.

O total de parques instalados em Portugal no final do ano de 2007 era já de mais de 180, sendo

que as potências instaladas variam de 0,5 MW (parque de menor dimensão) a 84 MW (parque

de maior dimensão) [7].

Também em Portugal a produção eólica tem sido impulsionada por tarifas atractivas.

De referir que a produção eólica representou cerca de 8% do total da energia eléctrica

consumida em Portugal continental durante o ano de 2007.

Outro dado a reter prende-se com o facto de no dia de maior produção eólica em 2007 (19 de

Dezembro) a produção eólica (37 GWh) representou 20,6% do consumo total. No dia 18 de

Dezembro, dia em que se registou o maior consumo de 2007 (183,7 GWh), a contribuição da

produção eólica foi de 13,3% (24,4 GWh) [8].

A América do Norte contribuiu com aproximadamente um quarto da potência instalada em todo o

mundo durante o ano de 2007.

Os Estados Unidos instalaram em 2007 mais 5244 MW de produção eólica alcançando uma

potência instalada de 16818 MW.

Esta evolução é também em grande parte devida ao incentivo Production Tax Credit (PTC) tendo

levado o congresso americano a estender o prazo da sua utilização até finais do ano 2007.

Prevê-se que a produção eólica possa atingir os 6% da produção de electricidade em 2030.


8

No Canadá, devido a uma combinação de incentivos federais e iniciativas de diversas províncias

Canadianas, foi possível alcançar no final de 2007 os 1846 MW de potência eólica instalada.

Uma importante contribuição teve origem no Wind Power Production Incentive (WPPI) do

governo federal. O sucesso desta medida levou a que o seu prazo de aplicação fosse estendido

até 2010 e com fundos capazes de suportar um investimento que proporcionará a instalação de

mais de 4000 MW. Algumas províncias criaram também os seus próprios incentivos podendo

estes alcançar os 2000 MW de novos parques eólicos.

O Continente Asiático está a tornar-se um dos principais lugares do planeta em termos de

produção eólica, com uma contribuição de 27% no crescimento da potência eólica instalada em

2007. A taxa de crescimento atingiu os 66%, ficando a potência eólica instalada num valor

superior a 16091 MW.

O maior contributo vem da Índia, com uma potência eólica instalada em 2007 de 1730 MW. A

Índia alcançou o 4º lugar na tabela dos países que mais produção eólica instalou durante o ano

de 2007. O total da potência instalada ronda os 8000 MW.

A Indian Wind Turbine Manufactures Association (IWTMA) espera que entre 1500 e 1800 MW

(por ano) sejam instalados entre 2007 e 2009.

O Governo Indiano criou também incentivos ao sector da produção eólica sob a forma de

aplicação de taxas reduzidas.

A China, com uma grande área e uma costa suficientemente longa, é rica em potencial eólico. O

Meteorology Research Institute (MRI) estima que serão possíveis explorar 230 GW de potência

eólica.

No final de 2007 o total de parques eólicos instalados na China registava uma potência de 6050

MW.

A política do governo Chinês vem no sentido de promover a localização de indústrias de

construção de equipamentos para aerogeradores, reduzindo assim os custos e aumentando a

competitividade entre a produção de energia eléctrica através do aproveitamento da energia

eólica e a produção de electricidade através da queima de combustíveis fósseis. Uma das regras

para a instalação de parques eólicos é que 70% dos componentes têm de ser fabricados na

China.

Actualmente, o objectivo Chinês passa por atingir os 50 GW de produção eólica nos finais de

2015.


9

Embora até à data a América Latina tenha tido um desenvolvimento pequeno, muitos são os

governos que estão a implementar medidas conducentes à instalação de produção eólica.

De acordo com o atlas dos ventos publicado pelo Ministério Brasileiro de Minas e Energia

(MBME) em 2001, o potencial global do país é de 143000 MW.

Em 2002 o governo Brasileiro introduziu o programa PROINFA para estimular a produção de

electricidade a partir da energia eólica, entre outras. Durante o ano de 2007 foram instalados

apenas 10 MW, o que permitiu alcançar um valor de potência instalada de 247 MW.

Apesar de ter apenas 2 parques eólicos em funcionamento a Mexican Wind Energy Association

prevê que o México possa chegar aos 3000 MW de capacidade instalada durante o período de

2006-2014. Uma das razões que fundamenta esta estimativa está relacionada com a aprovação

de uma lei que estabelece que até 2012, 8% da energia tem de ser de origem renovável

(excluindo a produção hídrica).

Na Austrália existe um dos melhores recursos eólicos do mundo. Contudo, o crescimento da

potência instalada no país durante 2007 foi de apenas 7 MW, chegando a um total de potência

instalada de 824 MW.

O principal incentivo para a produção eólica partiu do Mandatory Renewable Energy Target

(MRET), o qual definiu como objectivo uma produção de 9500 GWh de produção renovável em

2010 – um pouco acima de 1% das necessidades de energia eléctrica da Austrália.

O potencial de aproveitamento eólico de África encontra-se concentrado no norte e no sul do

continente, com um valor relativamente reduzido no centro.

No norte, os desenvolvimentos têm-se registado em Marrocos, com um crescimento em 2007 de

60 MW, e uma potência total instalada de 124 MW. O plano nacional de acção prevê a instalação

até 2010 de 600 MW. O país africano com maior sucesso é o Egipto onde vários parques eólicos

de grandes dimensões têm sido construídos na zona de Zafarana no Golfo do Suez.

Com 310 MW em finais de 2007, o governo Egípcio está a prever alcançar os 850 MW em 2010.

Durante o ano de 2007 foram instalados parques eólicos com uma potência total de 80 MW.

A possibilidade de instalação de aerogeradores no mar (offshore) abriu novos horizontes para a

produção eólica, especialmente nos países da Europa do norte. Para isto contribuiu a

disponibilidade de águas costeiras com baixas profundidades combinada com a facilidade de

encontrar no mar espaços para projectos muito maiores do que os que se podem encontrar em

terra.


10

A Dinamarca foi pioneira na instalação de parques eólicos offshore, tendo instalado o primeiro

parque eólico deste tipo no mar Báltico (Vinderby), a cerca de 2 km da costa, em 1991. A

constituição deste parque é composta por 11 aerogeradores com uma potência de 450 kW cada.

Actualmente, a Dinamarca tem instalado os dois maiores parques eólicos no mar – 160 MW em

Horns Rev no mar do norte e 158 MW em Nysted no mar Báltico.

A Alemanha tem também projectos de parques eólicos offshore para o mar do norte. Um estudo

do ministério do ambiente (BMU) estima que a produção offshore pode alcançar um valor entre

12000 e 15000 MW em 2020.

O Reino Unido está também na mesma linha, com 214 MW já instalados em 4 locais e mais

1000 MW com aprovação para mais 8 locais.

Outros parques eólicos offshore estão construídos ao longo das costas da Suécia e da Irlanda

com um total instado na Europa a alcançar os 680 MW no final de 2007. Mais parques eólicos

offshore estão em construção ou projectados para as costas de Holanda, Bélgica, França e

Espanha. Nos Estados Unidos da América estão a ser implantados alguns parques na costa

Este e no Texas.

Como perspectivas futuras, e considerando um cenário de referência [5], a instalação de parques

eólicos vai continuar a crescer a um ritmo de 15% ao ano até 2010, seguido de 10% até 2014.

Depois de 2014 existirá uma quebra, ficando o crescimento em 3% ao ano até 2031.

Como resultado, espera-se que até ao final desta década o valor acumulado da capacidade

mundial tenha alcançado os 113 GW. Em 2020, a capacidade global será superior a 230 GW e

em 2030 superior a 364 GW. No final do período do cenário, em 2050, a capacidade mundial

será maior do que 577 GW.

1.3 Âmbito e Motivação

Com base no que foi anteriormente referido fica bem patente a importância que a produção

eólica tem actualmente e que vai continuar a ter no panorama energético mundial.

Claro que volumes tão elevados de produção eólica, para além de terem inúmeras vantagens

provocam também alguns problemas técnicos.

Do ponto de vista técnico a produção de energia eléctrica explorando energia eólica apresenta

algumas dificuldades relativamente à sua integração na rede eléctrica. Entre estas podemos

destacar o facto de não ser despachável, a dificuldade da utilização dos parques eólicos para


11

proceder ao controlo de tensão e potência reactiva e o facto, de em geral, os conversores eólicos

não participarem no controlo de frequência. Por outro lado as tecnologias de conversão de

energia eólica são diferentes das soluções convencionais, apresentando uma menor robustez

quando ocorrem perturbações no sistema, tais como cavas de tensão. Estes problemas resultam

em parte do tipo de tecnologia utilizada nos aerogeradores.

Até há poucos anos, na grande maioria dos aerogeradores instalados, e caso surgisse um

defeito na rede eléctrica, estes teriam de ser desligados de forma a protegerem os seus

equipamentos.

Como exemplo apresenta-se na figura seguinte (Figura 1.3) o comportamento da tensão aos

terminais de um aerogerador assíncrono após a ocorrência de um curto-circuito. Pode-se

observar uma cava de tensão, permanecendo esta enquanto o curto-circuito não for eliminado.

Da Figura 1.3, pode ainda verificar-se o comportamento típico do aerogerador, sendo este

desligado devido à actuação da protecção de mínimo de tensão, saindo, desta forma, o

aerogerador de serviço. Esta situação não teria problemas significativos caso se tratassem

apenas de alguns aerogeradores, ou seja, de algumas dezenas de MW. No caso de ocorrer uma

súbita saída de serviço de grandes volumes de produção eólica vão existir claros problemas de

segurança de exploração em termos de regime estacionário e dinâmico que se materializam

fundamentalmente por aumentos dos trânsitos de potência nas linhas e em particular nas linhas

de interligação, variações de frequência e ainda abaixamento dos perfis de tensão. Todas estas

ocorrências podem levar a perdas de estabilidade e consequentemente levar ao colapso e/ou

isolamento do sistema.

Esta situação pode ser obviada através de soluções avançadas de controlo dos aerogeradores

e/ou através da injecção da potência reactiva, soluções que só agora começaram a ser

implementadas. Através da instalação de FACTS (Flexible AC Transmission Systems), por

exemplo STATCOM (Compensadores Síncronos Estáticos ou na literatura anglo-saxónica Static

Synchronous Compensator) é possível obter um comportamento da tensão aos terminais do

aerogerador conforme se apresenta na Figura 1.4, impedindo a sua saída de serviço.

Da análise da Figura 1.4, pode constatar-se que a contribuição em termos de suporte de tensão

por parte do STATCOM é significativa, evitando a actuação da protecção de mínimo de tensão.

É necessário também perceber como é que o fenómeno se propaga, como se controla, e quais

os problemas que daqui resultam, como por exemplo eventuais sobre-tensões originadas pelo

funcionamento dos STATCOM após a eliminação dos defeitos.


12

Figura 1.3 – Tensão aos terminais de uma máquina assíncrona após um curto-circuito.

Nos últimos anos já ocorreram incidentes, que provocaram situações particularmente críticas

com perdas de volumes significativos de produção eólica, veja-se o caso, por exemplo, da

situação que ocorreu na Alemanha em 2006. Esta situação recente reflecte bem qual o impacto

que um elevado volume de produção eólica pode ter no comportamento dinâmico de grandes

redes interligadas como é o caso da rede da Union for the Co-ordination of Transmission of

Electricity (UCTE).

Por estas razões, ultimamente tem havido uma maior preocupação por parte dos operadores do

sistema que passaram a ser mais exigentes em termos dos requisitos a impor aos

aerogeradores, nomeadamente no que se refere à capacidade de sobreviverem a cavas de

tensão.


13

Figura 1.4 – Tensão aos terminais de uma máquina assíncrona após um curto-circuito num cenário com STATCOM.

Foram assim definidas regras e requisitos especiais nos Manuais de Procedimentos de Rede (na

literatura anglo-saxónica Grid Codes - GC). Estas regras definem as características e os

comportamentos que os aerogeradores devem ter, por exemplo, numa situação em que surja um

curto-circuito na rede.

Veja-se o caso dos GC da Alemanha (E.ON), Irlanda (NG), Espanha (REE), Portugal (Concurso

para atribuição de capacidade de injecção de potência na rede do sistema eléctrico de serviço

público e pontos de recepção associados para energia eléctrica produzida em centrais eólicas”

promovido pela Direcção Geral de Geologia e Energia em Julho de 2005), para referir apenas

estes.

Para se conseguir dar cumprimento ao requerido pelos GC no que concerne à capacidade de

sobrevivência a cavas de tensão existem fundamentalmente duas soluções (excluindo a solução

de substituição da totalidade do aerogerador):

• Soluções intrínsecas aos aerogeradores;


14

• Soluções externas aos aerogeradores, para o caso dos aerogeradores já em

funcionamento e que não têm capacidade de sobrevivência a cavas de tensão.

No que diz respeito às soluções intrínsecas dos aerogeradores, os fabricantes têm procurado

que as suas máquinas apresentem comportamentos que satisfaçam os requisitos definidos pela

generalidade dos GC.

As soluções intrínsecas são soluções de controlo complexas, que envolvem a utilização da

protecção crowbar-activo, o controlo de pitch e/ou a injecção de potência reactiva, por exemplo

[9].

Em relação às soluções externas aos aerogeradores é possível optar pela tecnologia dos

FACTS, ou seja, SVC (Compensadores Estáticos ou na literatura anglo-saxónica Static Var

Compensator), STATCOM ou DVR (na literatura anglo-saxónica Dynamic Voltage Restorer), por

exemplo [10-13].

Esta solução, quando comparada com a anterior, apresenta-se como um boa solução quando

somos confrontados com a realidade da existência de inúmeros parques eólicos que foram

instalados e colocados em serviço antes de serem conhecidos os requisitos agora impostos

pelos GC.

Assim, este trabalho de investigação tem os seguintes objectivos:

• Identificar soluções técnicas externas aos aerogeradores que permitam assegurar a

sua manutenção em operação no caso da ocorrência de cavas de tensão, de acordo

com os requisitos definidos nos GC;

• Identificar os cenários de operação críticos e as soluções tecnológicas de

compensação mais eficazes no tratamento do problema;

• Desenvolver procedimentos que permitam minimizar o volume global da potência

dos equipamentos de compensação externos e a sua localização na rede, com o

objectivo de minimizar a perda de produção eólica e evitar o colapso do sistema.

Portanto, este trabalho visa analisar problemas da segurança dinâmica de exploração das redes

eléctricas interligadas, em cenários de grande volume de produção eólica.


15

O desenvolvimento deste trabalho implicou ainda um esforço significativo relativamente à

utilização de modelos adequados para representar o comportamento dinâmico dos principais

tipos de aerogeradores de modo a que estes permitissem incorporar as capacidades de

sobrevivência a cavas de tensão. Relativamente aos aerogeradores de velocidade variável, e

devido a estar fora do âmbito deste trabalho, não foram consideradas em detalhe as

modelizações finas dos sistemas de controlo e que lhes permitem sobreviver a cavas de tensão.

De referir que a rede utilizada para o desenvolvimento deste trabalho foi a rede interligada da

Península Ibérica (Portugal/Espanha) com as suas interligações com França e Marrocos. Com

efeito os problemas da segurança dinâmica do tipo sob análise, que ocorrem em redes com

reduzida capacidade de interligação com a rede principal, são particularmente criticas podendo

conduzir ao colapso do sistema conforme se descreve nesta tese.

Nesta tese optou-se por recorrer por vezes a designações anglo-saxónicas quando se fazem

referências a determinados dispositivos, equipamentos e sistemas de controlo, por serem essas

as designações mais correntes.

1.4 Estrutura da tese

Para além deste capítulo, onde é feita uma introdução ao trabalho realizado nesta tese, existem

mais 6 capítulos.

O CAPITULO 2 faz a caracterização do problema em estudo. No início há uma breve introdução

aos problemas associados ao comportamento dinâmico de rede com elevada integração de

produção eólica. Posteriormente é efectuado um levantamento dos principais tipos construtivos

de aerogeradores e é abordado com maior ênfase as suas qualidades/defeitos em relação aos

problemas de estabilidade sob análise. A análise de diferentes GC foi também realizada para se

avaliar o grau de exigência requerido face às redes.

As soluções técnicas que podem mitigar os problemas analisados são também abordadas. Esta

abordagem é feita de duas formas: primeiro para os casos em que a solução preconizada é

intrínseca do próprio aerogerador e em segundo lugar para o caso da solução ser externa aos

aerogeradores.

O CAPITULO 3 refere-se aos modelos dos componentes mais relevantes para o problema em

análise e que são: aerogeradores de velocidade fixa (assíncronos convencionais), aerogeradores

de velocidade variável (síncronos e de indução duplamente alimentados) e FACTS. Aborda


16

também a definição de cenários e situações que permitam identificar condições de insegurança

procurando identificar soluções técnicas que os permitam mitigar.

O CAPITULO 4 analisa quais os efeitos do aparecimento de um curto-circuito em redes

interligadas com uma elevada integração de produção eólica. Esta análise é efectuada para

várias situações de estudo. É dada especial ênfase á rede portuguesa, sendo no entanto

analisada num contexto ibérico.

O CAPITULO 5 aborda aos procedimentos de identificação da solução óptima e toda a

metodologia adoptada nesta tese. A utilização de uma meta-heurística como ferramenta de

optimização é abordada.

No CAPITULO 6 são apresentadas as simulações efectuadas, os respectivos resultados e sua

análise. É feita uma análise às diferentes situações de estudo e os problemas de estabilidade e

as perdas de grandes volumes de produção eólica merecem especial atenção.

Por fim no CAPITULO 7 apresentam-se as conclusões desta tese assim como as perspectivas

para o trabalho futuro.

São ainda apresentados 3 apêndices. O Apêndice A - Rede de teste, onde é feita referência aos

parâmetros utilizados nas simulações utilizando a rede de teste, o Apêndice B - Modelos

Dinâmicos Desenvolvidos, onde é feita referência aos modelos dinâmicos utilizados na

elaboração das situações de estudo e que foram especialmente desenvolvidos para este

trabalho e por último o Apêndice C – Modelos Dinâmicos Standard, onde são apresentados os

modelos dinâmicos utilizados e que fazem parte da livraria do programa de simulação utilizado o

PSS/E.

17

CAPITULO 2 SOBREVIVÊNCIA A CAVAS DE TENSÃO –

SOLUÇÕES E REQUISITOS DOS TSOs

CAPITULO 2 - SOBREVIVÊNCIA A CAVAS DE TENSÃO – SOLUÇÕES E REQUISITOS DOS TSOs

19

2.1 Introdução

O problema da segurança dinâmica de grandes redes interligadas com uma elevada integração

de produção eólica apresenta-se como uma questão de extrema importância, principalmente

porque em determinadas situações pode dar-se o colapso do sistema após a ocorrência de um

curto-circuito [14-17].

Com efeito, o comportamento dinâmico dos aerogeradores perante curto-circuitos está

relacionado com a tecnologia de que estão munidos. Ao abordamos estas questões deparamo-

nos com o facto de estarem já em funcionamento diferentes tipos de tecnologias. Assim quando

nos referimos aos aerogeradores já instalados no terreno, há 3 soluções possíveis para melhorar

o seu comportamento perante defeitos na rede:

• Introduzir melhorias tecnológicas e de controlo no aerogerador;

• Substituir o aerogerador por outro de tecnologia mas recente;

• Ou ainda utilizar equipamentos externos de forma a fornecer-lhes capacidade de

sobrevivência a cavas de tensão.

A opção de introduzir melhorias tecnológicas e de controlo nos aerogeradores seria, em

principio, a solução mais racional. No entanto, como a maioria dos aerogeradores, que seriam

alvo desta alteração, ainda não atingiram o limite de vida útil e como a substituição dos sistemas

é uma tarefa algo demorada e complexa, não se pode considerar como uma opção muito

exequível. A substituição dos aerogeradores, e considerando, para além das razões

anteriormente apresentadas, o custo total dos aerogeradores, também não se pode considerar

como uma opção muito viável em termos económicos. Recorrer a soluções externas aos

aerogeradores é sem dúvida uma opção válida, até porque neste caso a instalação dos

equipamentos pode ser feita por parque ou por sub-estação e não de uma forma individual como

nas opções referidas anteriormente. Foi esta última opção norteou o trabalho efectuado.

Ocorre que os aerogeradores têm, em geral, relés de mínimo de tensão regulados para valores

de tensão relativamente altos, 0,8 a 0,85 p.u.. Este valor está relacionado com as exigências de

protecção dos equipamentos que constituem o aerogerador, uma vez que a sua permanência em


20

operação durante o defeito vai traduzir-se em acréscimos de fadigas térmicas e mecânicas

indesejáveis.

Este valor de regulação depende, no entanto, das características de cada equipamento, sendo

por isso definido pelo próprio fabricante [14].

Na prática, a perda de grandes volumes de produção eólica traduzir-se-á em vários

problemas[18, 19]:

• Problema da estabilidade de frequência;

• Problema de estabilidade associado à perda de sincronismo com a rede interligada;

• Problemas de sobrecargas nas linhas de interligação.

Uma vez que esta tese aborda os problemas de comportamento dinâmico da rede ibérica, é fácil

compreender que no caso de perda de um grande volume de produção eólica as duas redes, a

Portuguesa e a Espanhola, serão afectadas. Através da aplicação do teorema do valor final [20]

é possível obter as variações finais da frequência e da potência nas linhas de interligação.

Assim, e dado que o estatismo da área externa (Espanha) à área da rede eléctrica onde ocorreu

a perda de produção (Portugal) é claramente inferior devido ao grande volume de produção

convencional existente nessa área, facilmente se demonstra que essa mesma área contribui com

um maior valor de produção de energia, de modo a colmatar a perda de produção eólica que se

verificou. Aliás, a interligação das redes eléctricas tem com uma das suas principais vantagens a

colaboração entre as redes em situações de emergência nomeadamente aquando da perda de

geradores e/ou de linhas de transporte.

Os TSOs, apercebendo-se desta situação começaram assim a exigir que os aerogeradores

tivessem capacidade de sobrevivência a cavas de tensão e de injecção de potência reactiva,

impondo-lhe requisitos de dois tipos que se traduzem em curvas tipo. O primeiro destes

requisitos tem a ver com a própria sobrevivência às cavas de tensão, sendo que o outro requisito

tem a ver com a injecção de potência reactiva durante uma perturbação. Tal é solicitado porque

se os aerogeradores tiverem capacidade de injectar potência reactiva durante as perturbações

contribuem para o suporte dos perfis de tensão da rede.

Por seu lado, a comunidade científica, tem vindo trabalhar em colaboração com os TSOs e com

os fabricantes de aerogeradores/equipamentos (na implementação de estratégias que garantam


21

maiores níveis de robustez no sistema). Pretende-se com estas melhorias que a perda de

produção eólica seja minimizada, o que ao acontecer implicará um menor impacto no

comportamento dinâmico das redes eléctricas.

2.2 Sistemas dos aerogeradores

O princípio de funcionamento de um aerogerador abrange dois processos de conversão, os

quais são levados a cabo pelos seus principais componentes: o rotor que extrai energia cinética

do vento e a converte em binário mecânico e o gerador eléctrico que converte este binário em

electricidade e alimenta a rede eléctrica. Este princípio geral de funcionamento está

demonstrado na Figura 2.1.

Figura 2.1 – Princípio geral de funcionamento dos aerogeradores.

Embora o princípio de funcionamento de um aerogerador pareça simples, trata-se de um sistema

complexo em que o conhecimento da aerodinâmica e a engenharia mecânica, eléctrica, e de

controlo são aplicadas. Actualmente, existem três tipos principais de aerogeradores disponíveis,

os quais podemos encontrar na rede ibérica. As principais diferenças entre estes verificam-se ao

nível do gerador e ao modo como a eficiência aerodinâmica do rotor é limitada durante

velocidades do vento acima do valor nominal com o objectivo de impedir sobrecargas [21].

Quanto ao sistema do gerador utilizado, a quase globalidade dos aerogeradores instalados

utiliza um dos seguintes sistemas (Figura 2.2):


22

• Gerador de indução com rotor em curto-circuito (na literatura anglo-saxónica – Fixed

Speed Induction Generator – FSIG), designados nesta tese por IG;

• Gerador de indução duplamente alimentado (na literatura anglo-saxónica – Doubly Fed

Induction Generator – DFIG), designados nesta tese por DFIG;

• Gerador síncrono de velocidade variável (na literatura anglo-saxónica – Direct Drive

Synchronous Machine - DDSM) designados nesta tese por SIN.

Figura 2.2 – Sistemas dos aerogeradores: Gerador de indução com rotor em curto-circuito (em cima), Gerador de indução duplamente alimentado (ao meio), e Gerador síncrono de velocidade variável (em

baixo)[22].

O primeiro sistema é o mais antigo. Consiste num gerador de indução com rotor em curto-circuito

ligado directamente à rede. O deslizamento, e consequentemente a velocidade do rotor, dum

gerador de indução com rotor em curto-circuito varia com a potência gerada. As variações da

velocidade do rotor são no entanto pequenas, o que faz com que seja habitualmente classificado

como tendo um funcionamento com velocidade fixa. Deve-se mencionar que os geradores de


23

indução com rotor em curto-circuito usados em aerogeradores podem frequentemente funcionar

a duas velocidades diferentes (mas constante) mudando o número dos pólos do enrolamento do

estator.

Um gerador de indução com rotor em curto-circuito consome sempre energia reactiva sendo esta

compensada em parte ou inteiramente por baterias de condensadores com a finalidade de se

conseguir um factor de potência próximo da unidade.

Os outros dois sistemas geradores descritos na Figura 2.2 são considerados de velocidade

variável. Estes são usados em turbinas de velocidade variável.

Para permitir a operação em velocidade variável, a velocidade mecânica do rotor e a frequência

eléctrica da rede devem ser desacopladas. Para isto ser possível tem de se recorrer à

electrónica de potência. No gerador de indução duplamente alimentado o conversor back-to-back

da fonte da tensão alimenta os enrolamentos trifásicos do rotor. Desta maneira, a frequência

mecânica e eléctrica do rotor são desacoplados e a frequência eléctrica do estator e do rotor

podem mudar, independentemente da velocidade mecânica do rotor. No gerador síncrono, este

é desacoplado completamente da rede por um conversor electrónico ligado ao enrolamento do

estator. Visto da rede, este conversor é uma fonte de tensão.

O gerador síncrono de velocidade variável é excitado usando uma excitatriz ou ímanes

permanentes.

Na Figura 2.3, é apresentado um desenho técnico da cabine de um aerogerador com uma caixa

de velocidades e gerador de indução (de rotor em curto-circuito ou duplamente alimentado)

enquanto que na Figura 2.4 é apresentado um desenho técnico da cabine de um aerogerador

síncrono de velocidade variável com acoplamento directo, ou seja, sem caixa de velocidades.

À parte destes três principais tipos de aerogeradores, existem algumas outras variantes. Uma é

o sistema com velocidade semi-variável. Numa turbina com velocidade semi-variável, é utilizado

um gerador de rotor bobinado, em que as resistências do rotor podem ser comutadas através de

electrónica de potência.

Mudando a resistência do rotor, a característica binário/velocidade do gerador é deslocada e

desta forma pode ser possível ter aumentos transitórios da velocidade do rotor até 10% da sua

velocidade nominal. Neste sistema de produção, é possível ter uma capacidade limitada da

variação da velocidade alcançada a um custo relativamente baixo.


24

1- Cabine 2- Permutador de calor 3- Gerador 4- Painel controlo 5- Main frame 6- Suportes anti-vibração

7- Travão hidráulico 8- Caixa de velocidades 9- Suportes anti-vibração 10- Mecanismo de orientação direccional (Yaw Drive) 11- Mecanismo de orientação direccional (Yaw Drive)

12- Veio do rotor 13- Radiador de óleo 14- Mecanismo de controlo do ângulo de passo (Pitch Drive) 15- Hub do rotor 16- Tampa do Hub

Figura 2.3 – Aerogerador com caixa de velocidades [23].

1- Mecanismo de orientação direccional (Yaw Drive) 2- Controlo 3- Excitação

4- Rectificador 5- Estator (Gerador) 9- Rotor (Gerador)

Figura 2.4 – Aerogerador de acoplamento directo (sem caixa de velocidades) [24].

No que diz respeito ao controlo da eficiência do rotor este pode ser do tipo stall, activo ou

passivo ou ainda do tipo pitch ou seja através da alteração do ângulo de passo.

2.3 Comportamento dos Aerogeradores durante Curto-Circuitos

O comportamento dinâmico dos aerogeradores, na sequência de um curto-circuito na rede,

apresenta-se como um dos principais pontos de interesse e análise no contexto desta tese. Com


25

efeito, e considerando o objectivo central deste trabalho, é necessário ter um conhecimento

detalhado da forma como cada tecnologia se comporta aquando da ocorrência de um curto-

circuito.

2.3.1 Comportamento dos geradores de indução

Os aerogeradores equipados com geradores de indução convencionais têm como principal

característica a simplicidade de construção aliada a uma grande robustez. A sua principal

desvantagem reside no facto de o seu controlo ser bastante reduzido. Este está focado na

aerodinâmica das pás que equipam o aerogerador. Para aerogeradores de potências reduzidas

(inferiores a 1 MW) é efectuado um controlo aerodinâmico denominado por stall passivo. Este

controlo serve para proteger o aerogerador sempre que a velocidade do vento atinge valores

elevados (superiores de 22 m/s). Relativamente aos aerogeradores equipados com geradores

com potências superiores a 1 MW, tipicamente é utilizado o controlo de stall activo.

Estes aerogeradores funcionam numa margem de velocidade angular muito pequena. Esta

margem é definida em função do deslizamento do gerador assíncrono, e que tipicamente tem

variações entre 1 e 2% relativamente ao deslizamento nominal.

Os aerogeradores equipados com geradores assíncronos convencionais apresentam como um

dos principais problemas de funcionamento o facto de necessitarem de um elevado valor de

potência reactiva para funcionarem [25, 26]. Este fenómeno é mais evidente na fase de

recuperação que acontece após um curto-circuito na rede eléctrica onde está ligado. Embora a

estes aerogeradores esteja sempre associada uma bateria de condensadores para efectuar a

compensação de parte da potência reactiva requerida pelo gerador em funcionamento normal,

esta não tem capacidade suficiente para atenuar o elevado valor de potência reactiva que é

necessária após a eliminação do curto-circuito e contribuir para o melhoramento dos valores dos

níveis das tensões aos terminais do gerador. Como consequência a potência reactiva necessária

terá de ser absorvida da rede eléctrica onde o aerogerador está ligado.

Devido a este comportamento os aerogeradores equipados com geradores de indução

convencionais são desligados da rede através da actuação dos relés de mínimo de tensão ou

pela actuação da protecção de máximo de velocidade. Na verdade, a queda de tensão aos

terminais do gerador assíncrono convencional provoca uma repentina redução do binário

electromagnético e como consequência um aumento da velocidade do gerador. Logo que o


26

defeito é eliminado o gerador absorve potência reactiva da rede eléctrica de modo a satisfazer as

necessidades dos seus circuitos magnéticos.

Portanto, quando dispomos de vários aerogeradores equipados com geradores de indução

convencional agrupados num ou vários parques eólicos, a perda da sua produção na sequência

de um defeito na rede eléctrica pode originar problemas graves de estabilidade.

2.3.2 Comportamento dos geradores de indução duplamente

alimentados

Os aerogeradores equipados com geradores assíncronos duplamente alimentados funcionam a

velocidade variável devido a recorrerem a conversores electrónicos de potência. Estes

conversores têm uma potência de aproximadamente 25% da potência nominal do gerador.

Um dos problemas mais graves que os curto-circuitos podem originar nos geradores de indução

duplamente alimentados, está relacionado com os efeitos que estes têm nos conversores

electrónicos inseridos no rotor do gerador. O condensador existente no link DC é também um

componente que pode sofrer consequências graves devidas ao aumento da tensão do link DC

provocada pelo aumento das correntes no rotor do gerador. Assim, o comportamento dos

geradores de indução duplamente alimentados durante os curto-circuitos está relacionado,

principalmente, com a necessidade de protecção dos seus equipamentos. Estes geradores

reagem também à cava de tensão brusca que se segue ao aparecimento do curto-circuito

através da actuação da malha de controlo de velocidade, que tende a seguir o balanço de

potência, mantendo a estabilidade e contribuindo para a recuperação da tensão.

Em relação à potência reactiva injectada pela máquina, esta sofre um aumento brusco no

instante do curto-circuito, voltando ao seu valor inicial alguns segundos após a eliminação do

defeito [27].

2.3.3 Comportamento dos geradores síncronos

No caso dos aerogeradores equipados com geradores síncronos de velocidade variável, o

cenário é diferente, visto que estes além de terem um princípio de funcionamento diferente têm a

“colaboração” da electrónica de potência de forma a poderem controlar o seu funcionamento. Os

conversores estáticos utilizados nestes geradores proporcionam um controlo independente da

potência reactiva e activa, uma vez que, a sua presença desacopla totalmente o gerador da rede

eléctrica a que está ligado, embora o problema dependa também das características da rede. De


27

salientar que o comportamento apresentado pelos aerogeradores equipados com máquinas

síncronas de velocidade variável está muito dependente das filosofias de controlo utilizadas [27].

2.4 Manuais de Procedimentos da Rede

A progressiva integração nas redes eléctricas de fontes de produção independentes e não

sujeitas a despacho, explorando energias renováveis com carácter de intermitência e utilizando

sistemas de conversão de energia não convencionais, tem vindo a exigir que se definam com

clareza as condições de acesso destes produtores às redes eléctricas e a forma de garantir os

elevados padrões de segurança de exploração que caracterizam o funcionamento do sistema

eléctrico de energia.

Neste contexto, grande número de TSO têm vindo a realizar/actualizar os GC já existentes e a

definir requisitos adicionais para as novas unidades de produção, tendo em conta a

especificidade dos novos sistemas de conversão de energia, nomeadamente no caso dos

aerogeradores.

A actualização dos GC em face desta nova realidade visa assegurar que os novos produtores

forneçam a informação necessária para caracterizar o funcionamento dos seus equipamentos de

produção, permitindo também ao TSO efectuar estudos de planeamento de exploração.

A definição das condições de ligação às redes, tendo em conta a necessidade de assegurar a

robustez de operação do sistema é também um aspecto considerado.

O estabelecimento dos requisitos técnicos que as unidades de produção devem satisfazer

quando ligadas sobre o sistema, quer em condições normais de exploração quer em condições

de perturbação é também objecto de tratamento.

As condições de funcionamento da rede no ponto de interligação referem-se ao Factor de

Potência, ao Controlo da Frequência, ao Comportamento durante um Curto-circuito e à Gama de

Frequências de operação.

Com o aumento da utilização de geradores assíncronos, essencialmente em pequenos

aproveitamentos eólicos, a realidade do sistema eléctrico foi sendo alterada. Mais recentemente,

e devido ao desenvolvimento tecnológico no domínio da energia eólica, os geradores utilizados

passaram a explorar sistemas de conversão baseados em electrónica de potência, quer

associando-se a máquinas de indução quer em conjunto com geradores síncronos de velocidade

variável. Estes sistemas apresentam algumas debilidades, nomeadamente em face de


28

perturbações no sistema, que resultam em parte de características intrínsecas dos dispositivos

de electrónica de potência, exigindo uma atenção especial no tratamento dos correspondentes

GC.

Nas secções seguintes descrevem-se aspectos mais relevantes relativos às condições de

operação exigidas à produção eólica, conforme definido nos procedimentos de rede de

operadores de sistema de alguns países Europeus e de outros continentes, dando especial

ênfase às características de controlo dos aerogeradores na sequência de defeitos na rede.

2.4.1 Alemanha

A Alemanha como pais pioneiro e líder mundial em produção eólica foi também um dos primeiros

países onde os seus operadores de sistema estabeleceram, ajustadas às novas realidades do

sistema eléctrico, o GC. O primeiro de todos, o GC da E.ON tem mesmo servido como referência

à elaboração de outros GC, assim como tem sido utilizado pelos fabricantes de aerogeradores

para definirem as capacidades dos seus equipamentos [28, 29].

Existem no entanto outros GC na Alemanha uma vez que existem 4 operadores do sistema

(Figura 2.5).

1- EnBW Transportnetz AG

2- E.ON Netz GmbH

3- RWE Transportnetz Strom GmbH

4- Vattenfall Europe Transmission GmbH (VE-T)

Figura 2.5 – Áreas referentes aos diferentes TSOs existentes na Alemanha.


29

A Associação Alemã dos operadores da rede de transmissão (VDN) elaborou um documento

onde constam os principais requisitos relacionados com as energias renováveis e que se aplicam

a todos os operadores [30].

Nas secções seguintes são apresentados os principais requisitos que se encontram relacionados

com a produção eólica.

2.4.1.1 Regulação dos relés de tensão

Contrariamente ao que existia definido anteriormente, na regulamentação actual, os

aerogeradores devem estar disponíveis para permanecerem ligados à rede durante e após a

ocorrência de um defeito na rede.

O novo GC define que o valor mais baixo da tensão permitido aos terminais do gerador é de 30%

da tensão nominal. Assume ainda que as tensões no ponto de ligação à rede, neste caso,

podem chegar a valores de aproximadamente 15% da tensão nominal (Figura 2.6) [30].

Figura 2.6 – Regulação dos relés de mínimo e máxima tensão (Uc refere-se à tensão em MT e UNS = Uc/a em que a é a relação de transformação do transformador de BT)

2.4.1.2 Gama de frequências permitida

A gama de frequências na qual os aerogeradores devem de estar disponíveis para trabalhar

situa-se entre 47,5 e 51,5 Hz. Na Figura 2.7 e Figura 2.8 estão representadas a redução de

potência activa permitida (a) e a gama de valores da tensão (b) em relação à frequência.

Os aerogeradores devem também estar preparados para funcionar com diferentes factores de

potência, nos modos de sobre-exitados assim com sub-excitados.


30

As figuras seguintes mostram a gama de funcionamento requerida em função da frequência da

rede do operador VE-T, dependendo do valor da tensão no lado da rede (Figura 2.7) e da

potência activa (Figura 2.8). Devido às diferenças, na topologia e cargas, das diferentes redes os

TSO podem definir valores com algumas diferenças.

Figura 2.7 – Requisitos de funcionamento – Potência activa / frequência da rede.

Figura 2.8 – Requisitos de funcionamento – Tensão da rede / frequência da rede.

2.4.1.3 Potência reactiva

Os aerogeradores devem ter capacidade para trabalhar com diferentes factores de potência, ou

seja, podem funcionar sobre-excitados ou sub-excitados. A Figura 2.9 mostra a gama do factor

de potência em função da tensão da rede onde o parque eólico está ligado, exigida pelo

operador VE-T. Devido às especificidades das redes os operadores podem apresentar algumas

diferenças neste requisito.

A forma como a potência reactiva é produzida não está especificada, podendo esta ser obtida

pelos próprios aerogeradores ou através de baterias de condensadores instaladas junto de cada

aerogerador ou recorrendo a bancos de condensadores situados em cada parque eólico.


31

Os aerogeradores são apenas solicitados para fornecerem potência reactiva de uma forma

contínua entre a entrada dos vários escalões de compensação. Contudo, escalões que

provoquem um aumento de potência reactiva superior a 2,5% da capacidade de transmissão na

rede de 110kV e 5% na de 22/380kV não são permitidos.

Figura 2.9 – Gama de funcionamento em função da Tensão e do Factor de Potência.

2.4.1.4 Limites dos valores da tensão

De acordo com este GC, os aerogeradores devem ficar ligados durante a permanência de

defeitos na rede. Este requisito tornou-se fundamental para evitar a perda de milhares de MW de

produção eólica, como anteriormente foi referido. A definição deste requisito é considerada um

aspecto de grande relevância, pois o seu cumprimento vem evitar a perda de produção eólica

nas zonas de rede que não estejam muito próximas electricamente do local do defeito.

Na Figura 2.10 está representado o gráfico com os limites de tensão no ponto de interligação à

rede durante e após um defeito. Aos terminais dos aerogeradores a queda de tensão pode ser

inferior devido ao valor suportado pelo aerogerador. Esta curva é designada na literatura anglo-

saxónica de Ride Through Fault Capability (RTFC), ou seja, curva de sobrevivência a cavas de

tensão.

Para terem capacidade de suporte de tensão os aerogeradores têm de ter capacidade de

produção de potência reactiva mesmo quando as tensões aos terminais apresentam valores

muito baixos, na sequência da ocorrência de um curto-circuito na rede. Assim, os aerogeradores

devem ter capacidade de entregar corrente reactiva ao sistema de acordo com o indicado na

Figura 2.11.

.


32

Figura 2.10 – Limites de tensão no ponto de interligação à rede durante e após um defeito na rede.

Figura 2.11 – Injecção de corrente reactiva pelos aerogeradores.

Numa pequena banda de 10% à volta do regime estacionário de tensão, não estão definidos

quaisquer requisitos. A resposta do sistema de conversão de energia eólica deverá ocorrer

dentro de um intervalo de 20ms. O regresso ao funcionamento normal é permitido passados 3s,

após a eliminação dos defeitos na rede, o que corresponde ao limite inferior da Figura 2.10.

2.4.2 Irlanda

O sistema de transporte de energia eléctrica Irlandês tem apenas um TSO, a Ireland’s National

Grid (EIRGRID). Este também já definiu um GC especificamente para a produção eólica [31].


33

2.4.2.1 Low-voltage ride through

A EIRGRID definiu a sua própria curva de capacidade de sobrevivência a cavas de tensão, tal

como se pode constatar na Figura 2.12 [31].

Figura 2.12 – Curva de sobrevivência a cavas de tensão da EIRGRID.

Esta curva de RTFC é bastante semelhante à curva da E.ON, diferindo no instante de tempo a

partir da qual o limite inferior deixa de ser 15%.

2.4.2.1.1 Potência reactiva e controlo de tensão

O GC (genérico) especifica as gamas de tensão do sistema, a capacidade de produção de

potência reactiva dos geradores, a regulação automática da tensão, os requisitos do

transformador, do gerador e a qualidade da tensão. Para os aerogeradores, os pontos que foram

considerados dizem respeito aos requisitos relativos à produção de potência reactiva, ao impacto

da produção eólica na potência reactiva e no controlo da tensão e ainda a necessidade de

clarificar os requisitos do transformador do aerogerador.

Assim foi adoptada a gama de factor de potência apresentado na Figura 2.13.


34

Figura 2.13 – Capacidade de injecção de Potencia Reactiva de um aerogerador.

Tal significa que os parques eólicos deverão ser capazes de funcionar, em qualquer momento,

dentro das escalas do factor de potência ilustradas na Figura 2.13 (0,95 Cap. – 0,95 Ind. para

uma produção de 100% e 0,835 Cap. – 0,835 Ind. para uma produção de 50%), segundo a

medição feita no lado da baixa tensão do transformador ligado à rede, para qualquer valor de

tensão no ponto de entrega.

2.4.2.2 Gama de frequência e Controlo de Frequência

Todos os geradores devem ter a capacidade de permanecer sincronizados, no caso da produção

convencional e ligados no caso da produção eólica, à rede de transmissão com frequências

numa gama de 47,5 Hz a 52 Hz para períodos de pelo menos 60 minutos e 20 segundos para

frequências na gama de 47 Hz a 47,5 Hz.

O sistema necessita que os geradores tenham capacidade de participação na regulação de

frequência. Este serviço tem sido tradicionalmente desempenhado pela produção térmica

convencional. Contudo, à medida que a produção eólica vai substituindo parte da produção das

centrais térmicas, os aerogeradores devem também participar na regulação de frequência.

Os requisitos para o controlo de frequência estão definidos numa curva Potência-Frequência

(Figura 2.14).


35

Figura 2.14 – Curva de resposta Potência-Frequência

Cada parque eólico terá duas curvas de controlo Potência-Frequência. Os valores de regulação

destas curvas (A, B, C e D) podem variar de parque para parque, no entanto têm que ser

validadas pelo TSO. Para obter os valores de cada curva, factores como penetração da

produção eólica no sistema e a localização do parque eólico são tidos em consideração.

O comportamento da potência activa está também definido neste GC. Cada parque eólico

deverá ser capaz de aceitar um novo set-point de potência activa por parte do TSO e

implementar as necessárias mudanças para diminuir a potência activa injectada no ponto de

entrega. Caso a frequência diminua quando o parque está a reduzir a potência activa injectada,

este pode voltar a aumentar até ao valor definido na curva de resposta Potência-Frequência.

2.4.3 Espanha

Em Espanha, existe desde o dia 24 de Outubro de 2006 o Procedimento de Operação 12.3 (P.O.

12.3). Este procedimento, intitulado “Requisitos de respuesta frente a huecos de tensión de las

instalaciones eólicas” define os requisitos que os aerogeradores devem cumprir aquando do

aparecimento de cavas de tensão [32, 33].

Estes procedimentos aplicam-se a todos os parques eólicos que venham a ser instalados depois

de Janeiro de 2007 ficando os parques eólicos existentes sujeitos a procedimentos transitórios.

2.4.3.1 Resposta a Curto-circuitos

O operador do parque está obrigado a medidas de projecto e/ou controlo necessárias para que

todos os aerogeradores sob a sua responsabilidade se mantenham ligadas à rede eléctrica, sem


36

serem desligados devido ao aparecimento de cavas de tensão directamente associadas à

existência de curto-circuitos.

A própria instalação de produção e todos os seus componentes deverão ser capazes de

suportar, sem se desligarem, cavas de tensão, no ponto de ligação à rede, originados por curto-

circuitos trifásicos, bifásicos à terra ou monofásicos, com o perfil e amplitude indicados na Figura

2.15. Portanto, não serão desligados da instalação para cavas de tensão no ponto de ligação à

rede incluídos na área a sombreado mencionada na Figura 2.15.

U/Un

0,3

0,1

0,5

0,4

0,2

0,9

0,8

0,7

0,6

1,0

0,0 0,5 1,0 15 16 t(s)

0.95

…………….

Figura 2.15 – Curva de tensão-tempo que define a área da cava de tensão no ponto de ligação à rede que deve ser suportado pela rede. Tensão fase-terra às fases com defeito [34].

No caso da ocorrência de curto-circuitos bifásicos isolados da terra, a área a sombreado da cava

de tensão onde não deverá existir saída de serviço dos aerogeradores será semelhante à

apresentada na Figura 2.15 (a tracejado), mas o valor limite inferior da tensão será 0,6 p.u. em

vez de 0,2 p.u..

Os tempos de recuperação do sistema eléctrico representado na Figura 2.15 verificam-se,

geralmente, para uma produção eólica inferior a 5% da potência de curto-circuito no ponto de

ligação à rede. No caso de se limitar a produção eólica, a curva apresentada na Figura 2.15

deverá ser modificada de tal forma que os parques eólicos suportem cavas de tensão de maior

profundidade.


37

2.4.3.1.1 Curto-circuitos equilibrados (trifásicos)

Durante o curto-circuito e durante o período de recuperação após a eliminação do defeito, não

poderá existir no ponto de ligação à rede, consumo de potência reactiva por parte do parque

eólico.

Não obstante o referido anteriormente, admitem-se consumos pontuais de potência reactiva

durante os 150 ms imediatamente posteriores ao início do defeito e 150 ms imediatamente após

a eliminação do defeito, e sempre que aconteçam as seguintes condições:

• Durante um período de 150 ms após o aparecimento do defeito, o consumo de

potência reactiva do parque, em cada ciclo (20 ms) não deverá ser superior a 60%

da potência nominal registada;

• Durante os primeiros 150 ms desde que se eliminou o defeito o consumo de energia

reactiva não deverá ser superior a 60% da sua potência nominal e o consumo de

corrente reactiva do parque, em cada ciclo (20 ms), não deverá ser superior a 1,5

vezes a intensidade correspondente à sua potência nominal registada.

De forma paralela, tanto durante o período de duração do defeito, como durante o período de

recuperação da tensão posterior à eliminação da mesma, não poderá existir no ponto de ligação

à rede, consumo de potência activa por parte do parque. Não obstante o anterior, neste caso

admite-se também a existência de consumos pontuais de potência activa durante os 150 ms

imediatamente posteriores ao início do defeito e dos 150 ms imediatamente posteriores à

eliminação do mesmo. Também são admitidos consumos de potência activa durante o resto do

defeito, sempre que não sejam superiores a 10% da sua potência nominal registada.

Tanto durante o período do defeito como durante o período de recuperação da tensão posterior à

eliminação do mesmo, o parque deverá fornecer ao sistema eléctrico a máxima intensidade de

corrente possível.

Esta contribuição por parte do parque ao sistema eléctrico efectuar-se-á de forma que o ponto de

funcionamento da instalação se localize dentro da área sombreada da Figura 2.16, antes de

decorridos 150 ms desde o início do defeito ou desde o instante de eliminação do defeito. Assim,

para tensões inferiores a 0,85 p.u., no ponto de ligação à rede, a instalação deverá produzir

potência reactiva, enquanto que para tensões compreendidas entre 0,85 p.u. e o valor da tensão


38

mínima admissível para o funcionamento normal do sistema eléctrico, a instalação não deverá

consumir potência reactiva. Para valores de tensão superiores à tensão mínima admissível em

funcionamento normal aplica-se o estabelecido nos procedimentos de operação para o dito

funcionamento normal.

Figura 2.16 – Área de funcionamento admissível durante os períodos de defeito e de recuperação da tensão, em função da tensão no ponto de ligação à rede.

2.4.3.1.2 Curto-circuitos desequilibrados (monofásicos e bifásicos)

Foram também definidos requisitos para situações de curto-circuitos desequilibrados. Assim,

tanto durante o período de duração do defeito, como durante o período de recuperação de

tensão posterior à eliminação do mesmo, não poderá existir no ponto de ligação à rede,

consumo de potência reactiva por parte do parque. Não obstante o anterior, admite-se consumos

pontuais de potência reactiva durante os 150 ms imediatamente posteriores ao início do defeito e

nos 150 ms imediatamente posteriores à eliminação do mesmo. Adicionalmente permitem-se

consumos transitórios durante o resto do defeito sempre que se cumpram as seguintes

condições:

• O consumo de energia reactiva da instalação não deverá ser superior à energia

reactiva equivalente a 40% da potência nominal registada na instalação durante um

período de 100 ms;

• O consumo de potência reactiva da instalação, em cada ciclo (20 ms), não deverá

ser superior a 40% da sua potência nominal registada.


39

De forma paralela, tanto durante o período de duração do defeito, como durante o período de

recuperação da tensão posterior à eliminação do mesmo, não poderá existir no nó de ligação à

rede consumo de potência activa por parte da instalação. Neste caso admite-se igualmente a

existência de consumos pontuais de potência activa durante os 150 ms imediatamente

posteriores ao início do defeito e nos 150 ms imediatamente posteriores à eliminação do mesmo.

Durante o resto do período de duração do defeito, admitem-se consumos de potencia activa,

sempre e quando se cumpram as seguintes condições:

• O consumo de energia activa não deverá ser superior à energia activa equivalente a

45% da potência nominal registada na instalação durante um período de 100 ms;

• O consumo de potência activa, em cada ciclo (20 ms), não deverá ser superior a

30% da sua potência nominal registada.

2.4.3.2 Procedimentos de verificação

A Asociación Empresarial Eólica para cumprir o disposto no P.O. 12.3 (ver secção 2.4.3)

elaborou um documento intitulado “ Procedimiento de verificación, validación y certificación de

los requisitos del P.O. 12.3 sobre la respuesta de las instalaciones eólicas ante huecos de

tensión”. Este documento estabelece os procedimentos de medida e avaliação da resposta dos

parques eólicos no que diz respeito ao aparecimento de cavas de tensão. Assegura ainda a

uniformidade dos ensaios e simulações, a precisão das medidas e a evolução da resposta dos

parques eólicos perante cavas de tensão [35].

O campo de aplicação do documento compreende os seguintes principais campos:

• Processos de ensaio e medida da resposta individual de um aerogerador ou

dispositivo FACTS perante cavas de tensão;

• Processos de validação de modelos informáticos de aerogeradores ou dispositivos

FACTS com base nas medidas registadas nos ensaios de campo;

• Processos de verificação da conformidade dos parques eólicos com os requisitos de

resposta indicados no P.O. 12.3.


40

Estes procedimentos referem também que todas as informações correspondentes a cada um

dos processos referidos anteriormente só poderão ser emitidas por laboratórios ou entidades

creditadas conforme a norma ISO/IEC 17025.

2.4.4 Portugal

Em Portugal não existe, até à data, qualquer regulamentação publicada onde sejam

especificados este tipo de requisitos para os aerogeradores. Apenas existe uma referência às

condições que os aerogeradores devem respeitar em situações de aparecimento de cavas de

tensão, referida no concurso para atribuição de capacidade de injecção de potência na rede do

sistema eléctrico de serviço público e pontos de recepção associados para energia eléctrica

produzida em centrais eólicas (art.º 10).

Assim, o referido concurso obrigava a satisfazer um conjunto de requisitos mínimos cumulativos

relativamente aos Parques Eólicos a instalar.

Os sistemas de conversão de energia eólica a instalar devem ter capacidade de permanecer em

operação perante cavas de tensão, resultantes de defeitos na rede, não devendo ser desligados

desta se o valor eficaz da tensão nos seus terminais se mantiver acima da curva definida na

Figura 2.17, durante a ocorrência de uma perturbação na rede que provoque uma cava de

tensão e após a sua eliminação, para os tempos definidos na curva referida.

Figura 2.17 – Capacidade de Suportar Cavas de Tensão da Produção Eólica na Sequência de Curto-Circuitos Trifásicos, Bifásicos e Monofásicos.


41

Os sistemas de conversão deveriam também ter capacidade para fornecer potência reactiva

durante cavas de tensão proporcionando desta forma suporte para a tensão na rede de acordo

com a Figura 2.18.

Para a zona (1), que corresponde ao regime de funcionamento em defeito e recuperação, o

centro produtor eólico, na sequência de um defeito que provoque cavas de tensão superiores a

10%, deve cumprir a curva de produção mínima de potência reactiva com um atraso máximo de

40ms.

Na zona (2), correspondente ao regime de funcionamento normal, o funcionamento do centro

produtor eólico deve regressar ao regime normal de produção de potência reactiva que estiver

em vigor.

Figura 2.18 – Curva de fornecimento de reactiva pelos centros produtores eólicos durante cavas de tensão.

Devem ainda, os sistemas de conversão de energia eólica a instalar, ter a possibilidade de

ajustar, a pedido do operador de rede, a potência reactiva injectada para valores

correspondentes à tg variando no intervalo [0; + 0,2].

2.4.5 Canadá

Na sequência das tendências mundiais, também no Canadá (para focar outro pais de outro

continente) a introdução da produção eólica está a atingir valores nunca antes alcançados.

Assim, o TSO para o Québec, Hydro-Quebéc, definiu os requisitos para o projecto, construção e

manutenção de aerogeradores ligados à sua rede [36].


42

As razões principais que levaram à definição destes requisitos são, por um lado, não interferir

com os controlos automáticos utilizados no sistema, e por outro lado, ajudar no restabelecimento

ou manutenção da tensão e frequência.

Para que estes objectivos sejam alcançados, os aerogeradores têm de ser projectados,

construídos, mantidos e protegidos de modo que permaneçam em serviço sem serem desligados

durante variações de tensão e frequência.

2.4.5.1 Regulação de tensão

A regulação de tensão é exigida para assegurar a estabilidade e a fiabilidade do sistema de

transmissão. Para a regulação de tensão ser eficiente, todos os centros de produção devem

participar no processo.

O TSO requer, que o gerador participe na regulação da tensão do sistema de uma forma

continuada, dinâmica e rápida, ou seja, de forma idêntica a uma máquina síncrona.

Todas as máquinas devem ser capazes de regular a tensão (como os aerogeradores equipados

com geradores assíncronos duplamente alimentados ou outros equipados com conversor) e

devem de ser projectados para regular continuamente a tensão do sistema de transporte da

Hydro-Québec em regime transitório, dinâmico ou estacionário. Para conseguir este objectivo, as

máquinas devem ser equipadas com um sistema automático de regulação de tensão e serem

capazes de fornecer ou de absorver, em regime estacionário, potência reactiva que corresponda

ao factor de potência especificado nas secções 2.4.5.1.1 e 2.4.5.1.2.

2.4.5.1.1 Factor de potência para geradores síncronos com conversor

Para parques eólicos equipados com geradores síncronos ligados à rede de transporte através

de um conversor, o gerador deve ter capacidade de fornecer ou absorver, aos terminais do

conversor (lado da rede), a potência reactiva que corresponda a um factor de potência

sub-excitado ou sobre-excitado igual ou inferior a 0,95. A potência reactiva deve estar disponível

em toda a gama de potência activa produzida.

2.4.5.1.2 Factor de potência para geradores assíncronos

Para parques eólicos equipados com geradores assíncronos com capacidade de regulação de

tensão, o gerador deve estar preparado para fornecer ou absorver a potência reactiva que

corresponda a um factor de potência sub-excitado ou sobre-excitado igual ou inferior a 0,95. A

potência reactiva deve estar disponível em toda a gama de potência activa produzida.


43

2.4.5.2 Exigências dos serviços auxiliares

Os serviços auxiliares requeridos para operar um parque eólico devem permanecer operacionais

e não causar, mesmo que directa ou indirectamente, a saída de qualquer aerogerador durante

uma cava de tensão ou de uma variação de frequência.

2.4.5.3 Requisitos de ride through capacity

2.4.5.3.1 Requisitos gerais

Os aerogeradores ligados à rede de transporte da Hydro-Québec devem permanecer em

serviço, sem qualquer saída de serviço, o mais tempo possível durante a ocorrência de defeitos

severos que provoquem perturbações transitórias que afectem a tensão, a potência ou a

frequência no sistema de transmissão. Os sistemas de protecção, utilizados para protegerem os

aerogeradores, devem ser suficientemente selectivos para prevenirem saídas de serviço não

desejadas durante a ocorrência dos defeitos. Assim, nenhum sistema de protecção poderá

causar, mesmo que directa ou indirectamente, nenhuma saída de serviço para as seguintes

tensões (Tabela 2.1 e Figura 2.19) e frequências (

Tabela 2.2):

Tabela 2.1 – Período mínimo de tempo durante o qual os parques eólicos devem permanecer em serviço

sem serem desligados quando ocorrem cavas de tensão.

Tensão (p.u.) Duração

V<0,60 Figura 2.19

0,60≤V<0,75 Figura 2.19

0,75≤V<0,85 Figura 2.19

0,85≤V<0,90 Figura 2.19

0,90≤V<1,10 permanentemente

1,10≤V<1,15 300 segundos

0,15≤V<1,20 30 segundos

1,20≤V<1,25 2 segundos

1,25≤V<1,40 0,10 segundos

V>1,40 0,03 segundos


44

Figura 2.19 – Curva de Low Voltage Ride Through da Hydro-Québec.

Tabela 2.2 - Período mínimo de tempo durante o qual os parques eólicos devem permanecer em serviço sem

serem desligados quando ocorrem variações de frequência.

Frequência (Hz) Duração

f<55,5 Instantaneamente

55,5≤f<56,5 0,35 segundos

56,5≤f<57,0 2 segundos

57,0≤f<57,5 10 segundos

57,5≤f<58,5 1,5 minutos

58,5≤f<59,4 11 minutos

59,4≤f<60,6 Permanentemente

60,6≤f<61,5 11 minutos

61,5≤f<61,7 1,5 minutos

f>61,7 Instantaneamente

A exigência a respeito da capacidade dos sistemas de protecção de suportarem as variações da frequência

referidas na

Tabela 2.2 é também aplicável a todos os parques eólicos ligados à rede de distribuição da

Hydro-Québec's.


45

2.4.5.3.2 Protecção de tensão

A protecção de tensão inclui protecção de mínimo e de máxima tensão. Tais protecções devem

ser suficientemente selectivas para impedir funcionamentos indesejáveis durante

acontecimentos na rede principal que resultem de perturbações transitórias. A protecção de

tensão deve cumprir com o disposto na Tabela 2.1. As durações mostradas na tabela indicam as

temporizações mínimas que o sistema de protecção deve ter na zona correspondente.

2.4.5.3.3 Protecção de frequência

A protecção da frequência inclui protecção contra mínima e máxima frequência. A protecção da

frequência deve ser coordenada com os outros sistemas de protecção utilizados e desligar os

aerogeradores sempre que a gama de frequência ultrapasse os limites estabelecidos. Deve ser

ajustada para valores e temporizações que sejam suficientemente selectivos, de forma a impedir

o seu funcionamento durante fenómenos transitórios que ocorrem na rede.

Em nenhum instante os ajustes do sistema de protecção podem interferir com as medidas

executadas pelo TSO para restaurar a frequência do sistema. Os sistemas de protecção da

frequência devem assim cumprir com as exigências indicadas na

Tabela 2.2. As durações mostradas na tabela ajustam as temporizações mínimas para as quais o sistema de

protecção deve estar regulado na zona correspondente. Por exemplo, consultando a

Tabela 2.2, a protecção da frequência actuará com uma temporização de 11 minutos para

situações em que a frequência esteja entre 58,5 Hz e 59,4 Hz.

2.5 FACTS

A tecnologia dos FACTS consiste na aplicação da electrónica de potência em sistemas eléctricos

de energia visando, geralmente, uma ampliação da capacidade de transmissão e o controlo

rápido e eficiente de parâmetros tais como a impedância série, a impedância paralela, as

correntes, as tensões, os ângulos de fase e amortecimento de oscilações para frequências

abaixo da frequência nominal. Desta forma, é possível melhorar os limites de estabilidade e a

capacidade dos sistemas existentes levando-os a que operarem próximos das suas capacidades

térmicas e flexibilizando a ligação de novos centros produtores.

Os equipamentos controladores de tensão e compensadores de energia reactiva têm tido um

grande desenvolvimento ao longo dos anos. Numa fase inicial foram apenas utilizados os


46

equipamentos com controlo mecânico (controlados por contactores e disjuntores), como as

reactâncias e condensadores comutados [37]. Depois surgiram os equipamentos auto

controláveis, como as reactâncias saturadas, comandados por válvulas e tiristores [38].

A utilização da electrónica para o controlo dos trânsitos de potência teve as suas origens no uso

das interligações em corrente contínua e das suas estações conversoras.

Geralmente, os dispositivos FACTS podem classificar-se em quatro categorias: Controladores

séries, paralelos, combinação de controladores série, combinação de controladores série e

paralelo.

Os controladores série consistem, de forma geral, numa impedância série variável. Em princípio,

todos os controladores série injectam uma tensão controlada em série com a linha, desde que o

produto de uma impedância série variável por uma corrente que flui pela linha represente uma

tensão série injectada na linha. Se esta tensão injectada estiver em quadratura com a corrente

da linha, o controlador supre ou consome apenas potência reactiva.

Relativamente aos controladores em paralelo, estes consistem, de uma forma geral, numa

impedância paralela variável. Em princípio, todos os controladores paralelos injectam uma

corrente paralela no ponto de ligação com a rede eléctrica, desde que uma impedância paralela

variável ligada num nível de tensão do sistema represente uma fonte de corrente paralela

variável ligada ao sistema. Se esta corrente injectada estiver em quadratura com tensão da linha,

o controlador supre ou consome apenas potência reactiva.

Combinação de controladores série: considera-se como a combinação de controladores série

separados, que são controlados de forma coordenada num sistema multi-linhas ou pode ser um

controlador unificado que realiza a compensação reactiva independente das linhas, como

também realiza a transferência de potência activa entre as linhas através de um link DC, Interline

Power Flow Controller, equipamento que torna possível o balanço do trânsito de potência activa

e reactiva das linhas e maximiza a utilização do sistema de transmissão.

A combinação de controladores série e paralelo permite que controladores série e paralelo sejam

controlados de forma coordenada, Unified Flow Controller. Em princípio, a combinação de

controladores série e paralelo corresponde à injecção de uma fonte de corrente em paralelo com

o sistema e uma fonte de tensão em série com a linha.

A qualquer uma destas categorias pode ser adicionada uma fonte armazenadora de energia, tal

como baterias, núcleos magnéticos supercondutores ou qualquer outra fonte de energia pode ser


47

ligada em paralelo através de um interface electrónico, aumentando ainda mais a flexibilidade da

tecnologia dos FACTS.

Neste trabalho os dispositivos de interesse são os controladores paralelo SVC e STATCOM que

a seguir se descrevem com maior detalhe.

2.5.1 Controladores paralelo

De entre os controladores paralelos os de maior destaque são o Compensador estático, SVC e o

STATCOM (na literatura anglo-saxónica Static Synchronous Compensator).

Os SVC são equipamentos para compensação de energia reactiva que surgiram muito antes da

terminologia FACTS, por volta dos anos 60. Hoje, os compensadores estáticos controlados por

tiristor, acoplados em paralelo com o sistema, foram incorporados na família dos dispositivos

FACTS [39].

Os SVC são geradores ou/e consumidores estáticos de potência reactiva variável de acordo com

a necessidade do sistema. O termo estático é usado para indicar que o SVC, ao contrário do

compensador síncrono, não possui nenhum movimento rotativo.

A reactância saturada [40], a reactância controlada a tiristor, TCR (na literatura anglo-saxónica

Thyristor-Controlled Reactor), o condensador comutado a tiristor, TSC (na literatura anglo-

saxónica Thyristor-Switched Capacitor), o transformador controlado a tiristor, TCT (na literatura

anglo-saxónica Thyristor-Controlled Transformer) e a combinação de vários destes componentes

ligados em paralelo podem ser considerados como diferentes tipos de SVC.

Desde as suas primeiras aplicações, na década de 60, a credibilidade e o uso do SVC, nos

sistemas eléctricos de energia, tem vindo a aumentar devido à sua característica de contínuo e

rápido controlo da potência reactiva e dos níveis de tensão. Influenciando deste modo,

beneficamente, o controlo de sobre-tensões temporárias (na frequência fundamental), na

prevenção do colapso de tensão, na melhoria da estabilidade transitória e do amortecimento de

oscilações do sistema [39].

Segundo [41], os SVC, compostos por TCR e TSC, geralmente são ligados nos barramentos

onde existe parques eólicos ligados e programados para manter a tensão ou o factor de potência

num determinado valor. O SVC ajusta a potência reactiva de saída para regular a tensão

terminal ou resolver problemas de regime permanente. Ele pode ser projectado também para

solucionar problemas transitórios estando limitado aos seus valores nominais. Uma vez que são


48

baseados em condensadores, a sua capacidade de suprir energia reactiva varia com o quadrado

da tensão, facto que reduz a capacidade do SVC em situações de afundamentos de tensão.

O STATCOM, que inicialmente se denominava como STATCON, foi inicialmente proposto para

compensar a potência reactiva nos sistemas de potência, porém não usa baterias de

condensadores e indutâncias para gerar a potência reactiva. Funciona como uma fonte de

tensão síncrona controlada electronicamente, ligada à linha de transmissão através de um

transformador de inserção.

As características de funcionamento do STATCOM em regime permanente são similares à de

um compensador síncrono girante, porém sem nenhuma inércia, com tempo de resposta mais

rápido, não alterando a impedância existente no sistema.

O circuito electrónico do STATCOM corresponde a um inversor fonte de tensão, à base de

tiristores e diodos de potência em anti-paralelo, que converte uma tensão CC, fornecida aos

seus terminais de entrada por um condensador, em tensão trifásica nos terminais de saída. O

inversor pode ser do tipo multinível para reduzir o nível de harmónicos na saída ou do tipo

modulação por largura de impulsos (na literatura anglo-saxónica Pulse Width Modulation -

PWM). A Figura 2.20 apresenta um STATCOM, que, nesse caso, consiste basicamente num

inversor fonte de tensão de 6 pulsos, um condensador e um transformador de acoplamento.

Se V L = V 0 , i = 0Se V L < V 0 , i é capacitivaSe V L > V 0 , i é indutiva

Linha de TransmissãoV L

V 0i

i A i B iCT A1 T A2

T B1 T B2

T C1 T C2

D A1 D A2

D B1 D B2

D C1 D C2

V

Inversor fonte de tensão de seis pulsos

Figura 2.20 – Circuito electrónico do STATCOM.


49

A característica V-I do STATCOM está apresentada na Figura 2.21. Nota-se através desta figura

que este dispositivo pode prover corrente reactiva nominal para uma larga faixa de tensão do

sistema, inclusive para níveis de tensão reduzida, contrariamente com o que sucede com o SVC.

Figura 2.21 – Característica V-I do STATCOM.

As aplicações típicas do STATCOM são a regulação da tensão, evitando possíveis colapsos de

tensão, melhoramento de instabilidade transitória e amortecimento das oscilações de potência.

O Electric Power Research Institute (EPRI) juntamente com a Westinghouse desenvolveu um

STATCOM para testes de 1MVA [42] e a partir desta experiência, em 1995, um STATCOM de

±100MVA, 161kV, que foi instalado no sistema da Tennesse Valley Authority (TVA), na

sub-estação de Sullivan, Estados Unidos [43].

Nas situações atrás referidas o STATCOM mostrou que é um equipamento muito versátil, com

grande capacidade dinâmica no controlo das tensões devido a sua rapidez de resposta.

O D-VAR é um tipo de STATCOM que tem algumas propriedades específicas que são altamente

eficientes para os problemas comuns nos parques eólicos. Além de injectar potência reactiva

continuamente para o controle da tensão terminal, o D-VAR pode controlar a comutação de

condensadores próximos para ajudar na regulação de tensão. Uma importante vantagem é a

capacidade do dispositivo de reduzir súbitas mudanças de tensão resultantes da comutação de

condensadores [41].

Existe ainda o “SVC light”, que não é mais do que um STATCOM produzido pela ABB e é

baseado em dispositivos constituídos por conversores estáticos de potência (na literatura anglo-

saxónica Insulated-gate bipolar transístor - IGBT).


50

2.5.2 Custos dos FACTS

A referência [44] indica que os custos de investimento dos dispositivos FACTS podem ser

divididos em duas categorias: Custo do equipamento e Custo das infra-estruturas necessárias à

sua instalação.

Relativamente aos custos do equipamento, estes dependem, não somente da potência dos

FACTS mas também de alguns requisitos especiais tais como:

• Redundância do controlo e das protecções;

• Dos componentes principais tais como reactâncias, condensadores ou

transformadores;

• Condições ambientes (por exemplo, temperatura e níveis de poluição);

• Comunicação com o sistema de controlo da sub-estação ou com o centro de

despacho.

Em relação aos custos com as infra-estruturas, estas dependem da localização da sub-estação

onde os FACTS deverão ser instalados. Estes custos incluem:

• Aquisição de terrenos, caso o espaço na sub-estação existente seja insuficiente;

• Modificações na instalação eléctrica da sub-estação existente;

• Trabalhos de construção civil;

• Ligação aos sistemas de comunicação existentes.

A Figura 2.22 mostra a variação dos custos dos SVC e STATCOM, em função da sua potência

nominal.

O limite inferior das áreas indicadas nas figuras refere-se apenas aos custos com os

equipamentos, e o limite superior diz respeito ao valor total do investimento incluindo os custos

com as infra-estruturas. Para valores de potência nominal muito baixos os custos por kvar

podem ser muito elevados enquanto que para valores de potência nominais altos os custos por


51

kvar podem ser mesmo inferiores aos indicados. O custo total dos investimentos não inclui

qualquer tipo de taxas/impostos e por isso podem variar entre -10% e +30%.

Figura 2.22 – Custos típicos de investimento para SVC e STATCOM [44].

A referência [45] apresenta os custos dos dispositivos FACTS que são ligados em paralelo com

a rede, tais como SVC e STATCOM. Os custos foram obtidos directamente dos fabricantes (ABB

e SIEMENS). A Tabela 2.3 mostra os custos dos SVC e STATCOM; estes custos não incluem os

custos referentes aos trabalhos de construção civil. Para o caso dos STATCOM, o custo diz

respeito aqueles que são controlados por GTO.

Tabela 2.3 – Custo de instalação de FACTS [45].

Dispositivo FACTS Custo (US$/Mvar) SVC 10000 STATCOM 50000-60000 (para potências de aproximadamente 100 Mvar)

35000-40000 (para potências de aproximadamente 200 Mvar)

A título de exemplo, apresenta-se na Tabela 2.4 algumas aplicações que utilizam a tecnologia

FACTS.

Tabela 2.4 – Algumas aplicações de FACTS instaladas no mundo.

Equipamento Fabricante Potência (Mvar) Ano Local Polarit STATCOM ABB ± 82 2002 Finlândia Talega STATCOM Mitsubishi ± 100 2003 EUA Evron STATCOM ABB 0 - 36 2003 França Glenbrook STATCOM Alstom 2 x (±75) 2003 EUA Holly STATCOM – SVC Light ABB ± 95 2004 EUA


52

2.6 Trabalhos de Investigação

Tal como foi referido na introdução deste capitulo, a contribuição da comunidade cientifica tem

sido relevante, quer no apoio à definição das características dos GC definidos por cada TSO,

quer ainda no estudo e desenvolvimento de novos conceitos que permitem a melhoria do

funcionamento dos aerogeradores, principalmente em situações de defeitos na rede eléctrica, ou

seja, na implementação de soluções que permitam dotar os aerogeradores de capacidade de

RTF. Esta secção aborda de forma resumida essas contribuições, focando alguns dos trabalhos

mais relevantes recentemente publicados.

No que se refere aos aerogeradores o contributo mais relevante tem a ver com o

desenvolvimento de novas filosofias ou formas de melhorar o comportamento do aerogerador

quando aparece uma cava de tensão. O principal objectivo destas filosofias é o de evitar que o

aerogerador seja desligado pelos relés de mínimo de tensão sem contudo comprometer a

integridade do próprio aerogerador. Seguidamente apresentam-se algumas contribuições da

comunidade científica, não se pretendendo que seja uma abordagem exaustiva mas apenas que

apresente diferentes soluções nos 3 principais tipos de aerogeradores utilizados.

Em [46] é desenvolvida uma nova abordagem no que se refere à capacidade de RTF aplicada a

aerogeradores equipados com geradores de indução convencionais (Figura 2.23). A estratégia

dos autores passa por intercalar resistências em série com o gerador(es), sempre que o valor da

tensão aos seus terminais seja inferior a um valor pré-definido. O Series Dynamic Braking

Resistor (SDBR) dissipa a potência activa em excesso aquando do aparecimento de uma cava

de tensão e desta forma pede ser dispensado o controlo de pitch ou os compensadores estáticos

de energia reactiva. Os autores optaram por considerar no seu estudo, a comutação mecânica

do interruptor de bypass em vez de comutadores estáticos devido ao seu menor custo e também

maior simplicidade.

Figura 2.23 – SDBR para IG proposto em [46].


53

Em condições normais de funcionamento o interruptor de bypass está fechado, ou seja, é feito

um bypass às resistências. Quando o valor da tensão for inferior ao valor pré-definido o

interruptor de bypass abre o circuito quase instantaneamente, passando a corrente a circular

através das resistências durante o período de duração do defeito e alguns instantes do período

pós-defeito. Quando a tensão volta a um valor acima de um mínimo de referência o interruptor é

fechado e o circuito volta ao seu estado de funcionamento normal. Durante um curto período de

tempo, a energia é dissipada nas resistências, aumentando-lhe a temperatura. As resistências

devem ser seleccionadas de acordo com o seu limite de temperatura e a máxima energia que é

dissipada durante o período de funcionamento das mesmas.

Portanto, o SDBR pode melhorar substancialmente a capacidade de RTF dos geradores de

indução convencionais.

Para os aerogeradores de velocidade variável equipados com geradores síncronos é proposto

em [47] um controlo não linear para controlar os conversores. Os autores propõem utilizar a

linearização por retroacção para permitir transformar um sistema não linear num sistema linear,

permitindo deste modo utilizar técnicas de controlo linear. Desta forma consegue-se assegurar

que as correntes no conversor de potência se mantêm dentro dos limites para os quais foram

dimensionados, mesmo em situações em que a cava de tensão atinge valores muito reduzidos.

Assim, esta técnica permite melhorar a capacidade de RTF dos aerogeradores equipados com

máquinas síncronas de velocidade variável.

No caso dos aerogeradores equipados com geradores de indução duplamente alimentados, em

[48] propõe-se um controlo multi-escalar modificado que melhora a capacidade de RTF baseado

na introdução de 2 circuitos de protecção, um Chopper DC e um crowbar de modo a permitir

sobre-tensões no link DC durante os curto-circuitos.

No trabalho apresentado em [49] é proposta uma solução que tem como objectivo melhorar a

capacidade dos geradores duplamente alimentados que permanecerem ligados à rede eléctrica

durante um curto-circuito, de forma que, o aerogerador seja capaz de após a eliminação do

defeito retomar a potência que estava a produzir. A técnica apresentada consiste na ligação de

resistências ao rotor da máquina através da comutação de tiristores de forma a limitar a corrente

que circula no circuito rotórico, possibilitando que os conversores electrónicos conjuntamente

com as resistências, assegurem uma melhor resposta do aerogerador durante o defeito tendo

em conta a redução da corrente do rotor.


54

2.7 Soluções Técnicas

As soluções técnicas que permitem dotar os aerogeradores (ou os parques eólicos onde estes

se encontram) de capacidade de sobrevivência a cavas de tensão apontam claramente em dois

sentidos: soluções intrínsecas aos aerogeradores e/ou soluções externas.

Cada fabricante utiliza técnicas diferentes para dotar os seus equipamentos de capacidade de

sobrevivência a cavas de tensão, tais como: uso de resistências ligadas aos enrolamentos do

rotor; sobredimensionamento dos conversores; ou até a introdução de uma UPS para permitir

que os aerogeradores disponham de autonomia para fazer funcionar os servomotores dos seus

equipamentos auxiliares. Todas as formas descritas poder-se-ão chamar soluções intrínsecas.

Além destas existem ainda as soluções externas. Estas podem passar pela introdução de

FACTS. Dentro da gama de FACTS, nesta tese apenas foi considerado a utilização de SVC e/ou

STATCOM. Estes podem oferecer resultados muito interessantes, principalmente para os

parques eólicos em funcionamento e que não cumprem os requisitos.

2.7.1 Soluções Intrínsecas Propostas pelos Fabricantes

As soluções utilizadas pelos diferentes fabricantes para garantirem capacidade de sobrevivência

a cavas de tensão por parte dos seus aerogeradores dependem do tipo de gerador utilizado.

Com efeito é conhecida a robustez do comportamento eléctrico das máquinas de indução em

situações de defeito na rede. Os principais problemas que neste caso podem ocorrer terão lugar

em termos mecânicos, nomeadamente na caixa de velocidades do conjunto turbina – gerador.

Para as máquinas de indução duplamente alimentadas, e máquinas síncronas de velocidade

variável as soluções que garantem a característica de RTFC passam principalmente pela

adopção de soluções de controlo.

Nos pontos seguintes são apresentadas as características de algumas soluções de diferentes

fabricantes de equipamento para fazer face aos requisitos de RTFC.

2.7.1.1 Enercon

A ENERCON apresenta, no seu leque de opções, várias técnicas que permitem aos seus

equipamentos terem capacidade de sobrevivência a cavas de tensão e consequentemente

respeitarem os vários requisitos dos GC. Os seus equipamentos têm capacidade de injectar

potência reactiva e de RTF, tendo recentemente sido desenvolvidas novas soluções com o

intuito de melhorar a sua performance. Os melhoramentos são feitos à custa da introdução de


55

capacidades de FACTS nos conversores de electrónica de potência que equipam os

aerogeradores [12] .

Estes desenvolvimentos proporcionam um aumento da capacidade de injecção de potência

reactiva dos conversores. Também na linha dos últimos avanços tecnológicos foi possível

desenvolver os conversores de modo a estes terem capacidade de injectar potência reactiva

quando a potência activa injectada está entre os 20 e 100% da potência nominal do aerogerador.

Por defeito, o controlo dos aerogeradores da ENERCON baseia-se no controlo da potência

reactiva e não no controlo do factor de potência tal como é habitual nos sistemas convencionais

dos aerogeradores.

Quando o aerogerador injecta um valor de potência activa entre 0 - 20% da sua potência

nominal, a disponibilidade de potência reactiva é proporcional ao valor da potência activa

injectada. O set point da potência reactiva pode ser fixado localmente ou pode ser despachado.

Segundo a ENERCON, a melhor forma para tirar partido das capacidades de injecção de

potência reactiva por parte dos conversores é através do sistema designado por ENERCON

VSC. O controlo do VSC recebe o valor de referência da tensão e despacha a potência reactiva

dos vários conversores existentes no parque de forma a estes absorverem ou injectarem

potência reactiva e assim controlarem o valor da tensão.

Para além das capacidades que os aerogeradores da ENERCON têm por defeito, estes podem,

opcionalmente, ser equipados com capacidades de FACTS, ou seja, com capacidades

semelhantes às de um STATCOM. Com esta opção os aerogeradores têm capacidade de

injectar potência reactiva independentemente do valor da velocidade do vento. Assim, existe a

capacidade de injectar potência reactiva quando o aerogerador está a injectar um valor de

potência activa entre 0 MW e o valor da sua potência nominal (Figura 2.24).

Quando não existe vento ou a sua velocidade é inferior a 2,5 m/s, não é possível injectar

potência activa, o conversor funciona como um STATCOM – fonte de potência reactiva. Com

estas capacidades o sistema do aerogerador e o sistema do STATCOM podem ser integrados

num único sistema (equipamento), sendo este compacto, sem custos extra elevados e sem

necessidade de construção de outras infra-estruturas.

A ENERCON dispõe também da opção Under Voltage Ride Through (UVRT), ou seja, os seus

aerogeradores estão preparados para sobreviverem, por exemplo, a curto-circuitos na rede

eléctrica até cinco segundos, tanto para defeitos simétricos como assimétricos. O link DC

permite o desacoplamento total do gerador da rede e como consequência este não é afectado


56

pela cava de tensão que ocorre nos terminais do conversor, continuando a funcionar

normalmente. Durante a duração da cava de tensão a alimentação dos sistemas de controlo e

dos serviços auxiliares é assegurada por uma UPS que se encontra ligada ao link DC e desta

forma mantém-se o controlo do conversor em segurança. Assim que o defeito for eliminado o

conversor volta ao seu estado de funcionamento, ou seja, ao funcionamento que tinha antes da

ocorrência do defeito.

Figura 2.24 – Capacidade de injecção de potência reactiva dos aerogeradores ENERCON - com e sem capacidade de STATCOM [12].

Como exemplo, apresenta-se na figura seguinte (Figura 2.25) o comportamento dos

aerogeradores da ENERCON equipados com a opção de UVRT para uma simulação em que a

cava de tensão atinge os 0V no ponto de ligação à rede.

Figura 2.25 – Exemplo das medições efectuadas para verificação da UVRT dos aerogeradores da ENERCON [12].


57

Devido à sua grande flexibilidade no que respeita à configuração dos diferentes parâmetros de

funcionamento é possível estabelecer prioridades em relação ao funcionamento do conversor.

Assim durante a ocorrência de uma cava de tensão o conversor pode ter como prioridade a

injecção de potência activa ou reactiva.

Os aerogeradores da ENERCON com capacidade de FACTS podem, opcionalmente, participar

na eliminação do defeito no Zero Power Mode (ZPM). Neste modo de funcionamento o conversor

pára de injectar corrente na rede durante o defeito. Como nos modos de funcionamento com

UVRT, ele continua em funcionamento até um limite máximo de cinco segundos.

2.7.1.2 GE

A GE Energy´s desenvolveu o sistema Low Voltage Ride Through (LVRT). O LVRT resulta de

um melhoramento no projecto do Gerador/Controlo da GE. Segundo este fabricante o LVRT

assegura a capacidade de funcionamento da máquina DFIG com tensões até 15% da tensão

nominal da rede durante pelo menos 500ms. Para esse efeito a GE procedeu a alterações na

filosofia de controlo do sistema de pitch, incluiu uma UPS dimensionada de acordo com os

consumos dos serviços auxiliares e desenvolveu um novo sistema de controlo do conversor

electrónico [28].

2.7.1.3 Vestas

De modo a conseguir cumprir com os GC a Vestas desenvolveu um controlo denominado Vestas

Control System (VCS). Este controlo permite aos aerogeradores equipados com máquinas DFIG

conseguir tolerar correntes elevadas durante a ocorrência de um curto-circuito. Os controladores

e os contactores têm um sistema de backup baseado numa UPS para permitir que o sistema de

controlo da turbina funcione durante a ocorrência dos defeitos na rede [28, 50].

O controlo de pitch está optimizado de forma a manter a turbina dentro de valores normais de

velocidade e o gerador é acelerado de modo que este armazena energia cinética e esteja

disponível para voltar à produção normal após o defeito.

Assim os aerogeradores são projectados para seguirem os requisitos do standard E.ON. Ride

Through e funcionar a uma tensão da rede de 0,15 p.u. durante 700 ms. O aerogerador pode

inclusivamente sobreviver a cavas de tensão abaixo de 0,15 p.u. durante 200 ms. O controlo da

VESTAS pode ainda tolerar dois defeitos consecutivos na rede desde que ocorram com um

intervalo de tempo mínimo de 400 ms entre a eliminação do primeiro defeito e o início do

seguinte como ilustrado na Figura 2.26.


58

Figura 2.26 – Comportamento do controlo da Vestas perante duas cavas de tensão consecutivas.

A Figura 2.27 apresenta o comportamento de um aerogerador VESTAS, aquando da ocorrência

de uma cava de tensão.

a)

b)

c)

d)

Figura 2.27 – Cava de tensão de 0,1 p.u./150ms. a) Tensão nas fases L1 e L2, b) Correntes nas fases L1 e L2, c) Potência activa injectada e d) Potência reactiva injectada [50].


59

Da análise da figura anterior é visível o efeito do sistema de controlo particularmente pela

observação do valor das correntes durante o período em que a cava de tensão se faz sentir.

2.7.1.4 Gamesa

Uma das soluções adoptadas pela Gamesa para conseguir cumprir os requisitos impostos pelos

GC passa pela utilização de um crowbar activo [9]. O sistema utilizado actualmente baseia-se

num rectificador que alimenta o dispositivo de electrónica de potência de resistência variável, o

qual curto-circuita o rotor do aerogerador, como se pode ver no diagrama apresentado na Figura

2.28.

No caso de surgirem sobre-correntes no estator, entra em funcionamento o dispositivo do

crowbar activo.

Figura 2.28 – Crowbar activo da GAMESA [9].

Este elemento o que faz é permitir um duplo comportamento do aerogerador, dependendo se

está numa velocidade do regime super-síncrono ou sub-síncrona. No caso do regime super-

síncrono, por volta das 1.500 rotações por minuto, no momento em que se activa o crowbar

activo da máquina, esta permanece ligada à rede e comporta-se como um aerogerador

assíncrono de rotor em curto-circuito, injectando portanto potência activa e um pouco de

potência reactiva na rede. Durante o tempo do defeito, no qual não esteja activo o crowbar

activo, o gerador fornece potência reactiva e portanto contribui para que seja isolado ou

eliminado o defeito, o que contribui para a estabilidade da rede. O regime sub-síncrono é mais

complicado para a tecnologia duplamente alimentada, a menos de 1.500 rotações por minuto a


60

entrada do crowbar activo converte a máquina num motor de indução. Esse motor de indução

estaria a absorver potência activa da rede o que é inaceitável do ponto de vista do TSO dado

que estaria a contribuir para o defeito. Para evitar isto o que se faz é que o estator da máquina é

desligado e só se volta a ligar quando a tensão tiver recuperado o seu valor evitando-se desta

forma o consumo de potência activa. Quando a máquina funciona nestas condições a produção

de potencia é muito pequena, estamos num regime sub-síncrono, ou seja, o gerador está a

funcionar em baixa rotação porque existe pouca velocidade de vento e por tanto a queda de

tensão é pequena e a saída de serviço dos aerogeradores não provoca uma perda que seja

relevante do ponto de vista da rede de transporte.

Recentemente a GAMESA apresentou uma outra solução denominada de WINDFACT[51],

que tem como alvo os geradores assíncronos duplamente alimentados. Com este equipamento

consegue-se fazer com que os aerogeradores equipados com estes geradores tenham

capacidade de cumprir com os novos requisitos de RTF. O WINDFACT não é mais do que um

dispositivo FACTS, de ligação em série entre o parque eólico/aerogerador e a rede eléctrica,

sendo que neste caso faz parte de uma solução completa proposta pela GAMESA. O seu

princípio de funcionamento baseia-se num Dynamic Voltage Restorer (DVR) [52]. Na figura

seguinte pode observar-se um esquema unifilar simplificado da ligação do WINDFACT.

Figura 2.29 – Esquema unifilar simplificado da ligação do WINFACT.


61

O WINDFACT é formado por um transformador, um inversor DC/AC, um Chopper DC/DC,

condensadores e resistências e um interruptor estático para fazer o bypass.

O controlo do WINDFACT é feito através de um Digital Signal Processor (DSP), e permite:

• Monitorização permanente da tensão da rede e detecção, em menos de 1 ms, de

cavas de tensão;

• Medição das tensões e do ângulo de fase em cada uma das três fases;

• Funcionamento integrado do inversor, do chopper e do interruptor estático;

• Gestão da protecção electrónica e dos alarmes;

• Monitorização dos parâmetros e estados mais importantes do WINDFACT.

Quando a tensão se encontra dentro dos limites definidos, o WINDFACT funciona da seguinte

maneira: o interruptor (1) é aberto, os interruptores (2) são fechados, o bypass estático (3) é

fechado e os dispositivos de electrónica de potência situados no lado da baixa tensão (inversor e

chopper) ficam em stand-by, e prontos a funcionar.

Sempre que o circuito de detecção detecta uma cava de tensão numa das fases o WINDFACT

entra em funcionamento da seguinte forma: o interruptor estático (3) é aberto e o equilíbrio de

energia carrega e descarrega o condensador DC, o chopper funciona de modo a estabilizar a

tensão do link DC e a resistência tem como função dissipar a energia em excesso.

2.7.2 Soluções Externas - FACTS

Como foi visto anteriormente, os fabricantes de aerogeradores estão a desenvolver as suas

próprias tecnologias tendo como objectivo o cumprimento dos GC.

Ocorre, que grande parte dos aerogeradores instalados e ligados na rede, alguns há já algum

tempo (vários anos), não têm qualquer tipo de equipamento que lhe permita cumprirem os

requisitos estabelecidos nos GC.

Outros desenvolvimentos têm sido efectuados ao nível dos equipamentos de electrónica de

potência (FACTS) que podem ser utilizados como apoio aos aerogeradores de modo a que

estes, em conjunto, possam apresentar capacidades de RTF interessantes.


62

Na publicação [53] é analisado o comportamento dinâmico de um parque eólico perante um

curto-circuito, considerando dois cenários de simulação: a) quando são utilizadas baterias de

condensadores no ponto de ligação à rede do parque eólico; b) quando é utilizado um SVC. O

tipo de SVC utilizado e descrito pelos autores é constituído por um condensador fixo ligado em

paralelo com uma reactância cuja corrente que circula pelas reactâncias individuais é controlada

por tiristores. Tanto as baterias de condensadores como o SVC foram projectados para

regularem o perfil de tensão terminal do parque eólico a partir de injecção de potência reactiva.

Na situação em que as baterias de condensadores são dimensionadas para que o parque eólico

funcione com um factor de potência de 0,95 capacitivo ou com um factor de potência unitário,

verificou-se a ocorrência de sobre-tensões no ponto de ligação do parque eólico e também nos

barramentos vizinhos devido ao corte parcial da carga provocado pela saída de serviço de uma

das linhas da rede de teste na sequência do curto-circuito. Foi demonstrado, que este problema

pode ser ultrapassado com a utilização do SVC que a partir de um controlo específico de tensão

é capaz de regular o nível de tensão de saída do parque eólico variando a quantidade de

potência reactiva a injectar.

Estes autores verificaram que a utilização do SVC pode ser uma alternativa interessante de

controlo para ajudar o perfil de tensão de um sistema de produção eólica capacitando-o também

a suportar cavas de tensão. De realçar que a análise deste trabalho restringe-se a parques

eólicos equipados com aerogeradores de indução convencionais.

Em [54] é demonstrada a superioridade do SVC em relação aos métodos convencionais de

regulação de tensão e de cumprimento para com as necessidades de potência reactiva.

Em [55] os autores utilizam o STATCOM para melhorarem a capacidade de RTF dos parques

eólicos equipados com aerogeradores equipados com geradores de indução convencionais. O

controlo e o dimensionamento dos STATCOM são também analisados e é proposto um novo

controlo baseado na utilização em série das malhas de controlo do factor de potência e de

tensão, a qual permite uma optimização do comportamento do parque eólico em condições de

funcionamento normal e de defeito.

No trabalho referido em [10] os autores fazem uma comparação entre a utilização de SVC ou

STATCOM para integração de parques eólicos equipados com geradores de indução

convencionais, tendo em vista o cumprimento dos requisitos de RTF impostos pelos GC. Foi

concluído que, tanto o SVC como o STATCOM contribuem para uma melhoria significativa da

estabilidade do sistema eléctrico durante e após o aparecimento de defeitos na rede,


63

especialmente se a rede é fraca. Comparativamente com o SVC, o STATCOM tem uma muito

melhor performance dinâmica, e a sua máxima injecção de reactiva é independente da tensão no

ponto de ligação à rede. Também em [56, 57] são analisadas as diferenças entre SVC e

STATCOM, revelaram-se muito diminutas em termos dos perfis de tensão. No entanto o

STATCOM, contrariamente ao SVC, tem capacidade de resposta com tensões muito baixas

revelando-se assim como um bom “ajudante” para os requisitos de RTFC.

Em [58], é analisada a contribuição dos FACTS por estes poderem fornecer a sustentação

dinâmica necessária de potência reactiva e de regulação de tensão. Por estas razões a

aplicação de FACTS a parques eólicos torna-se num assunto de primordial interesse. Parte da

potência reactiva necessária ao funcionamento dos aerogeradores é fornecida através de

baterias de condensadores ligadas junto de cada aerogerador. Uma vez que a grande parte dos

parques se encontra em locais remotos, isto tem reflexo nos trânsitos de energia reactiva e

activa e consequentemente nos valores da tensão.

Sabe-se que o impacto destes dispositivos no comportamento da rede depende do seu

posicionamento [59]. No entanto ainda não existem critérios bem definidos para indicar a melhor

localização dos dispositivos FACTS numa rede eléctrica [60].

Muitas podem ser as vantagens da instalação destes equipamentos, sendo que estas dependem

do tipo de tecnologia que utilizam.

Na referência [61], o valor da potência dos FACTS a instalar anda na ordem dos 33-43% do

valor, não da produção eólica mas sim da potência da carga. Este artigo refere também que a

diferença de comportamento dos SVC e o STATCOM é pequena; mas é ainda menor se a

potência do SVC for superior em 30% à potência do STATCOM.

A utilização do STATCOM tem o mesmo propósito dos SVC, no entanto apresenta uma resposta

mais rápida e também uma resposta para tensões mais reduzidas o que em caso de defeito na

rede pode ser de grande importância. Além disto os STATCOM têm capacidade na redução do

efeito de flicker no ponto de ligação dos parques eólicos à rede durante o funcionamento normal

e fornecem potência reactiva aos sistemas utilizados nos aerogeradores [54-63].

Os STATCOM apresentam uma tecnologia mais recente, que por ser mais dispendiosa não tem

sido tão largamente usada. Esta tendência está no entanto a ser alterada devido aos STATCOM

apresentarem uma melhor resposta perante defeitos na rede.

Existem instaladas no mundo alguns FACTS que se têm revelado como soluções capazes de

contribuírem para o melhoramento da estabilidade da rede [62], embora a sua aplicação


64

associada ao comportamento dos aerogeradores em caso de defeito e como forma de

fornecerem capacidade de RTF seja ainda muito reduzida.

A Figura 2.30 apresenta uma solução do fabricante ABB denominada de “STATCOM for Wind

Farm to meet Grid Code requirements”. Esta solução recentemente introduzida no mercado e

especialmente desenvolvida para ser ligada a parques eólicos, assenta numa sub-estação

eléctrica na qual já vem integrado um STATCOM [11, 63].

Relativamente às questões relacionadas com a optimização da localização e/ou do

dimensionamento dos dispositivos FACTS em redes eléctricas tem sido alvo de alguma atenção

conforme descrito em [64, 65], sendo que estes trabalhos não abordam contudo a problemática

que é objecto de estudo desta tese.

Figura 2.30 – Sub-estação equipada com STATCOM [63].

2.8 Conclusão

Analisando o que foi anteriormente descrito é possível concluir que o cumprimento dos requisitos

dos GC é um problema real e é mais patente quando estamos perante a tecnologia das

máquinas de indução convencionais. Nas outras máquinas, a adopção de soluções de controlo

avançadas permite suprir as exigências de sobrevivência a cavas de tensão.

Foi possível constatar, também, que embora exista uma multiplicidade de GC as diferenças

existentes entre eles não são significativas. Estas diferenças devem-se sobretudo às


65

especificidades das redes onde se aplicam esses GC. De realçar que os GC não são nem

podem ser vistos como documentos perfeitos e finais. As constantes alterações das redes e da

tecnologia leva a que os GC tenham de ser periodicamente revistos, como aliás já se verifica em

alguns países.

Para dar cumprimento aos requisitos definidos nos GC a comunidade científica tem participado

activamente, contribuindo com a identificação de soluções de controlo ou ainda de novas

soluções relacionadas com alterações tecnológicas conducentes ao melhoramento do

comportamento dinâmico dos aerogeradores em situações de cava de tensão. Também os

equipamentos de electrónica de potência utilizados como soluções externas, de modo a

colaborarem na minimização dos efeitos das cavas de tensão (por exemplo, os STATCOM), têm

sido alvo de atenção por parte da comunidade científica.

As soluções externas serão sempre uma forma de resolver o problema para situações que já

existem no terreno. Também para robustecer as condições de operação da rede e para mitigar

os problemas relacionados com o aparecimento de cavas de tensão, podem ser utilizadas

soluções externas e deste modo proporcionar suporte de RTFC. Com este tipo de soluções é

ainda possível melhorar o comportamento dinâmico de grandes redes interligadas, com elevada

penetração de produção eólica. É no entanto conveniente que essas soluções externas sejam

dimensionadas e localizadas de uma forma optimizada.

A contribuição relevante desta tese reside precisamente na optimização do dimensionamento e

localização de dispositivos FACTS (STATCOM) em grandes redes interligadas e com elevada

penetração de produção eólica. Com a instalação destes dispositivos será possível auxiliar os

parques eólicos, principalmente os equipados com geradores de indução convencional,

fornecendo-lhes em parte capacidade de RTF e desta forma contribuir decisivamente para o

aumento da estabilidade de toda a rede eléctrica.

De referir ainda, que no desenvolvimento desta tese se considerou que em situação de

funcionamento normal o STATCOM não injecta potência reactiva, uma vez que os parques

eólicos já têm instalados os seus mecanismos de compensação. Portanto a instalação de

STATCOM foi considerada como uma medida adicional.

67

CAPITULO 3 MODELIZAÇÃO DO SISTEMA

CAPITULO 3 - MODELIZAÇÃO DO SISTEMA

69

3.1 Introdução

Este capítulo aborda a modelização dinâmica dos diferentes dispositivos que fazem parte do

sistema eléctrico dando especial atenção aos modelos utilizados na representação dos

aerogeradores.

Na modelização dos diferentes dispositivos que fazem parte do sistema eléctrico são, muitas

vezes, efectuadas simplificações para que as simulações a efectuar não sejam demasiado

morosas, sem no entanto comprometer o rigor e a exactidão dos resultados.

Nesta tese foram efectuadas algumas simplificações, como por exemplo no que se refere à

modelização dos fenómenos de comutação dos inversores e dos conversores de electrónica de

potência, associados aos diferentes aerogeradores, uma vez que o domínio temporal associado

à análise de comportamento dinâmico do sistema (vários segundos) não requer este detalhe de

modelizações. Aliás esta é a solução adoptada em vários trabalhos, como seja o referido em

[26]. Com efeito os fenómenos transitórios rápidos não são objecto de estudo neste trabalho de

investigação.

Um dos problemas mais difíceis de ultrapassar no que diz respeito à modelização dos novos

equipamentos de produção eólica passa pela reduzida informação que os fabricantes colocam à

disposição, nomeadamente no que concerne aos sistemas de controlo dos aerogeradores e seus

parâmetros. Tal implica a adopção de modelos simplificados, que se aproximem das

características gerais referidas pelos fabricantes, e com os quais seja possível avaliar o impacto

global no comportamento dinâmico do sistema.

Para a implementação dos modelos dos diferentes sistemas de conversão de energia eólica foi

utilizado o software PSS/E da PTI-Siemens. Os modelos foram desenvolvidos em Fortran sendo

posteriormente compilados e linkados de modo a poderem ser utilizados nas simulações

dinâmicas efectuadas com o PSS/E como modelos desenvolvidos pelo utilizador.

3.2 Modelo global do sistema eléctrico

A característica principal dos modelos matemáticos dos sistemas eléctricos de energia utilizados

na análise da estabilidade transitória consiste em desprezar os transitórios electromagnéticos

das linhas, dos transformadores e dos estatores das máquinas rotativas [39]. Esta simplificação


70

elimina as equações diferenciais destes componentes, que passam a representar-se através de

equações algébricas cujas variáveis são os correspondentes fasores de tensão e corrente.

O comportamento dinâmico de um sistema eléctrico pode ser descrito por um conjunto de

equações diferenciais ordinárias e outro de equações algébricas, com a seguinte forma [39]:

' ( , )x f x u= (3.1)

( , )y g x u= (3.2)

A equação (3.1) contém as equações diferenciais que regem o comportamento das turbinas,

geradores e outros dispositivos, com os seus correspondentes controlos. A equação (3.2)

contém as equações algébricas que descrevem o funcionamento do sistema eléctrico. O vector

x ’ representa a derivada em ordem ao tempo das variáveis de estado do sistema, e o vector u

representa as entradas do sistema. O vector y representa o vector das saídas e g o vector das

funções não lineares que relacionam o estado e variáveis de entrada com as variáveis de saída.

A perturbação do sistema é descrita pela sequência de alterações nas equações (3.1) e (3.2).

Existe um amplo consenso sobre os modelos dinâmicos adequados aos estudos de estabilidade

de um grande número de componentes do sistema eléctrico. Não obstante, no caso dos

aerogeradores, existem na literatura vários modelos com diferentes graus de detalhe. Na secção

3.3, são descritos os modelos utilizados nesta tese.

O cálculo das condições iniciais é efectuado antes de qualquer simulação numérica. O estado

inicial representa as condições iniciais das equações diferenciais e são obtidas através dos

resultados da resolução do trânsito de potências.

Os modelos referentes aos geradores síncronos convencionais, aos reguladores de tensão, aos

reguladores de velocidade foram modelizados recorrendo aos modelos standard do PSS/E. A

descrição destes modelos é apresentada no Apêndice C.

3.3 Modelos dos aerogeradores

Nos pontos seguintes serão descritos os modelos dos aerogeradores utilizados nesta tese.


71

Os principais fabricantes de aerogeradores, jogam aqui uma cartada importante, dado que

“escondem” parte da forma como constroem os aerogeradores para assim conseguirem os seus

objectivos, ou seja, terem o melhor produto, sempre à frente da concorrência.

Assim, a obtenção das características detalhadas dos aerogeradores apresenta-se como uma

tarefa difícil, fazendo com que a realização de modelos que reproduzam fielmente os diferentes

tipos de aerogeradores também o seja.

Com base nos modelos disponíveis na literatura e considerando que neste trabalho a

preocupação central é de uma análise do comportamento dinâmico do sistema, sem o detalhe do

funcionamento dos sistemas dos conversores, abordaremos nos pontos seguintes os

comportamentos dinâmicos de cada um dos aerogeradores utilizados nas simulações. De referir

que na modelização adoptada para os geradores de indução não se considerou nesta tese, a

possibilidade de injecção de potência reactiva para suporte dos níveis de tensão.

Como veremos existem outras alternativas no que diz respeito às modelizações a utilizar neste

tipo de estudos mas tendo em conta que o objectivo central desta tese visa uma análise global

do comportamento do sistema no seu todo, tomaram-se algumas opções que a seguir se

descrevem.

3.3.1 Turbina eólica

A turbina eólica pode considerar-se como a máquina primária da produção de energia eléctrica

quando o recurso utilizado é o vento.

A modelização do comportamento de turbinas eólicas envolve fenómenos complexos pelo que é

difícil a obtenção de um modelo preciso que possa simular estas situações. Quando o principal

ponto de interesse dos estudos a realizar tem a ver com o comportamento eléctrico do sistema é

admissível efectuar algumas simplificações, conforme descrito em [66].

Assim a potência mecânica que uma determinada turbina eólica pode produzir a partir da energia

captada do vento, tendo em conta a coeficiente de potência ( ),pC λ θ associada a essa mesma

turbina, é dada pela equação (3.3).

( ) 3,2

1wpmec vACP ⋅⋅⋅⋅= θλρ (3.3)


72

Sendo mecP a potência mecânica disponível no eixo da turbina em [W]; ρ é a densidade do ar

em [kg/m3]; pC é o coeficiente de potência da turbina; λ é a taxa de velocidade na extremidade

das pás (designado por Tip Speed Ratio na literatura anglo-saxónica) definida como sendo a

razão entre a velocidade na extremidade das pás em [m/s] e a velocidade do vento ( wv ) em

[m/s]; θ é o ângulo de pitch das pás [em graus](Figura 3.1); A é definida como sendo a área

em [m2] varrida pelas pás da turbina quando em movimento.

Figura 3.1 – Ângulo de pitch [67].

Para o cálculo do coeficiente de potência pC é necessário recorrer ao uso da “teoria do

elemento da pá”. Para tal, exige-se um conhecimento profundo do projecto aerodinâmico e de

cálculos complexos, que ultrapassam o objectivo desta tese. Contudo, entre as várias funções

que exprimem o comportamento de pC em função de λ e θ , será adoptada neste trabalho a

seguinte expressão [68]:

( )12,5

116, 0,22 0,4 5 i

pi

C e λλ θ θλ

−

= × − × − ×

(3.4)

Onde,

3

1 1 0,035

0,08 1iλ λ θ θ= −

+ × + (3.5)

A equação (3.4) conduz a um conjunto de curvas características de ( ),pC λ θ versus λ para os

vários valores de θ como mostrado na Figura 3.2.


73

Figura 3.2 – Coeficiente de potência, pC , em função taxa de velocidade na extremidade das pás,λ , e do

ângulo de pitch θ .

A taxa de velocidade na extremidade das pás é por sua vez definida como:

r

w

R

V

ωλ = (3.6)

Na equação (3.6) rω é a velocidade angular do rotor em [rad/s] R é o raio da área varrida pelas

pás da turbina eólica em [m] e V a velocidade do vento em [m/s].

3.3.2 Controlo de potência das turbinas eólicas

O controlo de potência em turbinas eólicas define-se a partir de características de construção

(pás fixas ou móveis), de características aerodinâmicas e de aspectos de protecção relacionados

com o comportamento do conjunto gerador/turbina eólica.

As turbinas eólicas são projectadas para transferirem para os geradores eléctricos a energia

mecânica que é retirada da velocidade do vento adoptando princípios de simplicidade e

robustez. Por esta razão são concebidas para operarem com uma potência máxima de saída a

velocidades de vento, geralmente, superiores a 15 m/s.

Em situações de ventos muito fortes é necessário desperdiçar o excesso de vento de forma a

evitar danos que comprometam a integridade física do sistema mecânico de conversão. Todas

as turbinas são portanto projectadas com algum tipo de controlo sobre a potência a entregar.


74

Para se fazer isto recorre-se a duas formas: o controlo de pitch e/ou o controlo por stall. Por sua

vez o controlo de stall pode ainda ser passivo ou activo [69].

3.3.2.1 Controlo de passo (pitch)

Em turbinas com controlo tipo pitch, existe um controlador electrónico que verifica a potência de

saída da turbina diversas vezes por segundo. Quando a potência de saída se torna muito

elevada é enviada uma ordem para o mecanismo de pitch das pás que as move alterando o

ângulo de ataque da pá relativamente à direcção do vento. Inversamente, as pás são movidas de

volta à acção directa do vento sempre que há uma queda de produção. Neste tipo de controlo,

recorre-se a sofisticados mecanismos hidráulicos e electrónicos para se moverem as pás em

torno dos seus eixos longitudinais.

O projecto de um controlo de pitch requer soluções de engenharia para assegurarem que as pás

do rotor girem exactamente para a posição desejada durante as variações de vento acima da

velocidade para a qual o aerogerador produz a potência nominal. No caso de operação com

máxima potência, o sistema de controlo procura o ângulo óptimo para todas as velocidades de

vento.

A partir da equação (3.3) pode concluir-se que para se diminuir o coeficiente de potência, e

consequentemente o valor da potência mecânica, o ângulo de pitch das pás necessita ser

aumentado. Para o controlo do ângulo de pitch foi utilizado o seguinte diagrama, que se

descreve na Figura 3.3 (Apêndice B).

Figura 3.3 – Bloco de controlo do ângulo de pitch de uma turbina eólica.

3.3.2.2 Controlo Stall

O controlo stall, também designado por controlo aerodinâmico de rotação, efectua-se de forma

passiva ou activa, sendo este último muito idêntico ao controle de pitch.

Relativamente ao controlo stall passivo, este caracteriza-se por as pás terem um ângulo fixo em

relação ao rotor. Na verdade a geometria do perfil da pá é projectada aerodinamicamente de


75

modo que no momento em que a velocidade do vento se torne muito elevada seja criada uma

turbulência e a pá entre em “perda”. Desta forma o rotor deixa de acelerar.

Em relação ao controlo stall activo pode dizer-se que utiliza uma variação em degraus pré-

estabelecidos do ângulo das pás, não ocorrendo uma variação contínua como no controlo tipo

pitch.

3.3.3 Geradores

3.3.3.1 Gerador de indução convencional

Tendo em conta o objectivo dos estudos de comportamento dinâmico do sistema (já referidos), é

usual adoptar para a representação da máquina assíncrona um conjunto de pressupostos e

simplificações:

• A taxa de variação do fluxo magnético ( dtdλ ) no estator é desprezada;

• O rotor apresenta uma estrutura simétrica;

• A força elástica e a força resultante de torção no eixo da máquina são desprezadas;

• A saturação magnética é desprezada;

• A distribuição de fluxos é considerada como sinusoidal;

• As perdas por atrito e ventilação são desprezadas.

Estas suposições reduzem a complexidade da modelização e a quantidade de dados

necessários para a realização dos estudos, sem comprometer a qualidade dos resultados em

termos de comportamento dinâmico e de estabilidade transitória do sistema de energia.

Admite-se que as grandezas da máquina se encontram referidas ao eixo de referência síncrono

d-q (transformada de Park [39]), de forma a facilitar o manuseamento das equações, assumindo-

se também que os enrolamentos rotóricos da máquina de indução são simples.

Para o correcto estabelecimento das equações, é necessário adoptar uma convenção dos sinais

para o sentido das correntes que circulam nos enrolamentos da máquina. É habitual, para o

modo de funcionamento da máquina como motor, adoptar-se as correntes como positivas,

quando estão a entrar nos enrolamentos do estator ou nos enrolamentos do rotor. No caso do


76

modo de funcionamento 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 da máquina de indução do tipo gaiola de esquilo são as seguintes[39]:

dsds s ds s qs

qsqs s qs s ds

dv R i

dtd

v R idt

λω λ

λω λ

= − × − × + = − × + × +

(3.7)

( )

( )

0

0

drdr r dr s r qr

qrqr r qr s r dr

dv R i

dtd

v R idt

λω ω λ

λω ω λ

= = × − − × + = = × + − × +

(3.8)

Onde vé a tensão [V], Ré a resistência [Ω], i é a corrente [A], sω a frequência angular

eléctrica do estator [rad/s], rω é a frequência angular eléctrica do rotor [rad/s] e λ é o fluxo total

[Wb].

Nas equações definidas em (3.7) e (3.8), os índices “d ” e “q ” denotam o eixo directo e o eixo

de quadratura, respectivamente, representando as componentes segundo os eixos de referência

d-q a girar à velocidade síncrona, estando o eixo “q ”adiantado em 90º em relação ao eixo “d ”.

Os índices “ s” e “ r ” denotam grandezas do estator e do rotor, respectivamente.

Os fluxos de dispersão presentes nas equações apresentadas em (3.7) e em (3.8) são definidos

como:

×+×−=×+×−=

qrmqsssqs

drmdsssds

iLiL

iLiL

λλ

(3.9)

×−×=×−×=

qsmqrrrqr

dsmdrrrdr

iLiL

iLiL

λλ

(3.10)


77

Onde ssL representa a auto-indutância dos enrolamentos do estator, rrL a auto-indutância dos

enrolamentos do rotor e mL a indutância mútua de magnetização entre os enrolamentos do

estator e o rotor, ambas em Henry [H]. Sendo:

msss LLL += (3.11)

e

mrrr LLL += (3.12)

Sendo sL e rL as indutâncias de dispersão do estator e do rotor, respectivamente.

Em estudos de comportamento dinâmico, as equações anteriormente descritas são reduzidas de

modo a representar a máquina através de uma força electro-motriz (f.e.m.) transitória atrás de

uma reactância transitória [39]. Portanto, a partir das equações em (3.7), (3.8), (3.9) e em (3.10),

e desprezando-se dtd dsλ e dtd qsλ , nas equações definidas em (3.7), conforme as

suposições feitas em 3.3.3.1, obtém-se:

+×−×−=+×+×−=

''

''

qdsqssqs

dqsdssds

eiXiRv

eiXiRv (3.13)

( )[ ]

( )[ ]

××−×−+⋅−=

××+×−−⋅−=

''''

'

''''

'

1

1

dsdsqo

q

qsqsdo

d

esiXXeTdt

de

esiXXeTdt

de

ω

ω (3.14)

Onde 'X é a reactância transitória [Ω]; 'de e '

qe são as componentes da f.e.m. transitória [V],

segundo as componentes de eixo directo e em quadratura, respectivamente; 'oT é a constante

de tempo de circuito-aberto (transient open-circuit time constant) expressa em radianos [rad]; e

“ s” é o escorregamento. Ambas variáveis são definidas como:

qrrr

msd L

Le λω

⋅×

−=' ; drrr

msq L

Le λω

⋅×

=' ;

−×=

rr

msss L

LLX

2' ω ;

r

rr

r

mro R

L

R

LLT =

+=' ;

s

rssω

ωω −=


78

Geralmente todas as variáveis das equações (3.13) e (3.14) são utilizadas em p.u. Para isso, em

simulações onde as variáveis de saída são requeridas em função do tempo, geralmente em

segundos, as equações em (3.14) devem ser multiplicadas pela frequência angular base,

bassebase fπω 2= [70].

O modelo de estado é então definido pelas equações (3.14), e pela equação do movimento

definida como:

( )emr TT

Hdt

d −⋅

=2

1ω (3.15)

Onde mT e eT são os binários mecânico e electromagnético [N.m], respectivamente; e H é a

constante de inércia da máquina, expressa em segundos.

O binário electromagnético e as potências activas ( sP ) e reactivas ( sQ ) do estator, são definidas

em função da f.e.m. transitória e da corrente do estator, através de:

qsqdsde ieieT ×+×= '' (3.16)

×−×=×+×=

qsdsdsqss

qsqsdsdss

ivivQ

ivivP (3.17)

Para muitas aplicações, nomeadamente, as que envolvem máquinas de pequena capacidade

nominal, não é necessário considerar-se a dinâmica do circuito eléctrico do rotor. Nesses casos,

a dinâmica do rotor pode ser assumida como sendo muito rápida, isto é, 'oT muito pequeno, e

portanto, dtded' e dtdeq

' são estabelecidas iguais a zero nas equações definidas em (3.14).

Com esta simplificação, a representação da máquina de indução pode ser feita recorrendo a um

modelo clássico de comportamento em regime permanente [39, 71].

3.3.3.1.1 Controlo de potência

Nestes aerogeradores normalmente, os fabricantes utilizam o controlo de potência stall, activo ou

passivo. Nesta tese o modelo implementado não leva em consideração este controlo.


79

3.3.3.1.2 Modelo utilizado nas simulações

A ferramenta de simulação utilizada, PSS/E, contém um modelo standard do gerador de indução,

CIMTR3, tendo-se adoptado este modelo para efeitos das simulações dinâmicas efectuadas

neste trabalho.

3.3.3.1.3 Comportamento do IG – Rede de Teste

No anexo A apresenta-se a rede utilizada para verificação do comportamento dinâmico do

gerador de indução convencional.

Para testar recorreu-se a um curto-circuito franco no barramento 2, com a duração de 100ms.

Os dados da rede de teste estão referidos no Apêndice A - Rede de teste, enquanto que os

dados referentes ao modelo estão referidos no Apêndice B - Modelos Dinâmicos Desenvolvidos

e Apêndice C – Modelos Dinâmicos Standard.

Na Figura 3.4 a Figura 3.7 apresentam-se os resultados obtidos na simulação com o gerador de

indução convencional, utilizando o modelo CIMTR3 da livraria do PSS/E, no que respeitas às

diferentes grandezas eléctricas em jogo.

Figura 3.4 – Potência activa injectada pelo IG – CIMTR3.

Figura 3.5 – Potência reactiva injectada pelo IG - CIMTR3.


80

Figura 3.6 – Desvio de velocidade do IG - CIMTR3. Figura 3.7 – Tensão aos terminais do IG - CIMTR3.

3.3.3.2 Gerador de Indução duplamente alimentado

O modelo da máquina de indução duplamente alimentada (máquina tipo rotor bobinado) é similar

ao da máquina convencional apresentada na secção 3.3.3.1. A diferença básica consiste no

tratamento matemático das equações do rotor. Dado que neste caso, o rotor não se encontra

curto-circuitado, portanto, as tensões do mesmo são diferentes de zero. Mantendo-se a mesma

convenção de sinais, define-se então o conjunto de equações da máquina como [71]:

Partindo das mesmas equações de fluxos definidas em (3.9) e (3.10), e substituindo-as em (3.7)

e em (3.8), com os termos dtd dsλ e dtd qsλ desprezados em (3.7), tem-se:

+×−×−=+×+×−=

''

''

qdsqssqs

dqsdssds

eiXiRv

eiXiRv (3.18)

( )[ ]

( )[ ]

××+××−×−+⋅−=

××−××+×−−⋅−=

drrr

msdsdsq

o

q

qrrr

msqsqsd

o

d

vL

LesiXXe

Tdt

de

vL

LesiXXe

Tdt

de

ωω

ωω

''''

'

''''

'

1

1

(3.19)

As equações em (3.18) e em (3.19) são então completadas com as equações da corrente do

rotor. Assim, a partir das equações das tensões do rotor definidas em (3.8) e substituindo os

fluxos magnéticos, conforme definidos em (3.9) e (3.10), tem-se:

( )dt

diL

dt

diLiLiLsiRv ds

mdr

rrqsmqrrrsdrrdr ×−×+×−×××−×= ω (3.20)


81

( )dt

diL

dt

diLiLiLsiRv qs

mqr

rrdsmdrrrsqrrqr ×−×+×−×××+×= ω (3.21)

Como as variações dos fluxos do estator são desprezados ( 0=dtd dsλ e 0=dtd qsλ ),

então, a partir das equações apresentadas em (3.9) pode-se chegar à seguinte relação:

dt

di

L

L

dt

di dr

ss

mds ×= (3.22)

dt

di

L

L

dt

di qr

ss

mqs ×= (3.23)

Substituindo (3.22) e (3.23) em (3.20) e (3.21), respectivamente, obtém-se:

( ) ( )[ ]

( ) ( )[ ]

×−×××−×−××

=

×−×××+×−××

=

dsmdrrrsqrrqrrr

qr

qsmqrrrsdrrdrrr

dr

iLiLsiRvLdt

di

iLiLsiRvLdt

di

ωσ

ωσ

1

1

(3.24)

Onde

×−=

ssrr

m

LL

L2

1σ

A equação do movimento, o binário electromagnético e as potências activas e reactivas do

estator são exactamente iguais às definidas em (3.15), (3.16) e (3.17), respectivamente. Porém,

para o rotor tem-se agora que as potências activas e reactivas são definidas em função das

tensões e correntes de quadratura e de eixo directo do rotor, definidas por:

×−×=×+×=

qrdrdrqrr

qrqrdrdrr

ivivQ

ivivP (3.25)

A potência total entregue à rede eléctrica pela máquina de indução do tipo DFIG depende da

filosofia de controlo aplicada aos conversores estáticos.

É importante lembrar que as equações diferenciais que descrevem a dinâmica do rotor quando

em p.u., devem ser multiplicadas pela velocidade angular base, ωbase = 2.π.fbase.


82

3.3.3.2.1 Características de controlo em geradores de indução duplamente

alimentadas

Nas máquinas do tipo DFIG, a possibilidade de se acoplar ao rotor um conversor CA-CC-CA

trifásico, constituído por conversores estáticos de potência (IGBT) comutados recorrendo à

modulação por largura de pulsos (PWM), determina uma das grandes vantagens que este tipo

de equipamento de conversão oferece em relação à máquina de indução com rotor em gaiola.

No caso dos geradores do tipo DFIG, o circuito equivalente da máquina adoptado para efeitos de

estudos de comportamento dinâmico é o descrito na Figura 3.8, sendo consistente com o modelo

matemático definido nos pontos anteriores.

Figura 3.8 – Circuito equivalente para o modelo dinâmico da máquina de indução duplamente alimentada como os conversores estáticos representados como fontes de tensão e corrente, respectivamente.

A ligação dos conversores estáticos do tipo PWM (C1 e C2) e dos restantes elementos de

protecção, inseridos no rotor da máquina, estão indicados na Figura 3.9.

isia

dc / ac

C2

vavr

i r

ac / dc

C1

vsig

gg + jQP

r

vdc

Protecção Crowbar

ControladorControlador

Figura 3.9 – Configuração física da turbina eólica acoplada a DFIG e controlada por conversores estáticos.

O funcionamento do conversor C1 é equivalente ao de uma fonte de tensão controlada, ligada

sobre o rotor da máquina, cujo propósito é o de controlar a potência mecânica a entregar pela


83

turbina, através do controlo de velocidade angular, e o controlo da tensão terminal do gerador. O

conversor C2, montado em cascata com o conversor C1, funciona como uma fonte de corrente

controlada, cujo controlo, possibilita não somente impor valores de correntes desejadas,

permitindo assim, o controlo do fluxo de potência reactiva trocado com a rede eléctrica, como

também, o controlo da tensão no barramento CC. Um crowbar é utilizado para a protecção dos

conversores quando a corrente no rotor atinge valores elevados, o que pode ter lugar durante

defeitos na rede eléctrica. Nestas situações o bloco de crowbar curto-circuita o conjunto

rectificador/inversor enquanto o defeito persistir. É assumido que a actuação do crowbar está

sincronizado como os relés de protecção dos conversores que estão ligados à rede eléctrica e

que actuam quando a tensão cai a níveis abaixo de um valor a especificar ou, em alternativa,

quando a corrente no rotor atinge valores elevados a definir de acordo com as características

dos conversores [72].

3.3.3.2.1.1 Controlos de velocidade angular e de tensão terminal – Conversor PWM - C1.

O controlo do valor de potência mecânica a entregar pela turbina e o controlo da tensão aos

terminais do gerador de indução é efectuado, através do conversor C1, recorrendo-se ao

controlo das tensões de quadratura e de eixo directo a serem injectadas no rotor da máquina,

seguidamente descrito. Uma vez que o controlo é baseado no sistema de coordenadas d-q

torna-se possível obter um desacoplamento entre as malhas de controlo, conforme é descrito em

[70].

Para se definir a estratégia de controlo para o conversor C1, assume-se que o eixo de referência

d-q está sincronizado com o fluxo do estator, cujo eixo “d ” está alinhado com o fluxo estatórico.

Esta metodologia de controlo é conhecida como “controlo do modo de corrente”. Neste

pressuposto, as tensões do estator e os fluxos, podem ser reescritas como:

×+×−==×+×−=

=

qrmqsssqs

drmdsssds

ds

iLiL

iLiL

v

0

0

λλ

×−×=×−×=

×==

qsmqrrrqr

dsmdrrrdr

dsssqs

iLiL

iLiL

Vv

λλ

λω (3.26)

A partir das equações acima definidas, o binário electromagnético pode ser reescrito como:

qrs

s

ms

me i

V

LL

LT ⋅⋅

+=

ω (3.27)


84

Conclui-se, então, que o binário electromagnético, e portanto, a potência activa do gerador

dependem da corrente qri do rotor.

As potências activas e reactivas do estator e os fluxos e as tensões rotóricas podem, por sua

vez, ser escritos em função das correntes do rotor como:

⋅−⋅

⋅=

⋅⋅=

sss

sdr

ss

sms

qrss

mss

L

Vi

L

VLQ

iL

LVP

ω

2

×

−=

⋅⋅

+×

−=

qrss

mrrqr

sss

smdr

ss

mrrdr

iL

LL

L

VLi

L

LL

2

2

λ

ωλ

(3.28)

⋅⋅

××+×

−+×

−××+⋅=

×

−+×

−××−⋅=

sss

sms

qr

ss

mrrdr

ss

mrrsqrrqr

dr

ss

mrrqr

ss

mrrsdrrdr

L

VLs

dt

di

L

LLi

L

LLsiRv

dt

di

L

LLi

L

LLsiRv

ωωω

ω

22

22

(3.29)

Conhecidas as equações em (3.28) e em (3.29) tornam-se possíveis as definições das malhas

de controlo para sintetizarem as tensões de eixo directo e de quadratura a serem injectadas no

rotor, e a impor pelo conversor, definindo-o como uma fonte de tensão controlada. O diagrama

de blocos que representa as equações acima definidas é mostrado na Figura 3.10.

Através do diagrama da Figura 3.10 torna-se fácil a compreensão das relações existentes entre

as potências activa e reactiva do estator com as tensões de quadratura e de eixo directo do

rotor, respectivamente. Todavia, a presença de termos de acoplamento entre as variáveis das

duas malhas de potência mostra a influencia que uma exerce sobre a outra, evidenciando

dificuldades de ordem prática na sintonização dos ganhos dos controladores.


85

Figura 3.10 – Diagrama de blocos das equações internas do gerador DFIG.

Para se evitar trabalhar com soluções baseadas em controlo não lineares multi-variável, foram

explorados controladores tipo PI, cujos ganhos são ajustados por tentativa e erro até se obter a

resposta desejada. A partir das equações descritas em (3.28) e em (3.29) e do diagrama de

blocos da Figura 3.10, pôde-se definir as malhas de controlo de velocidade e de tensão terminal,

que geram os sinais de qrv e drv , respectivamente. Essas malhas de controlo são mostradas na

Figura 3.11 e Figura 3.12.

Figura 3.11 – Diagrama de bloco de controlo de velocidade.


86

Figura 3.12 – Diagrama de bloco de controlo da tensão terminal.

Na prática, as tensões drv e qrv , oriundas dos controladores PI, são transformadas para as

coordenadas a-b-c (transformada inversa de Park) e adoptadas como os sinais referência para o

controlo SPWM dos conversores que, quando comparadas com as tensões triangulares com a

frequência de comutação, gerarão os sinais modulantes de comutação dos IGBTs.

3.3.3.2.1.2 Controlo da potência reactiva e da tensão CC – Conversor PWM - C2

Para se impor o valor das correntes que o conversor C2 deve trocar com a rede eléctrica a partir

de um valor de potência reactiva desejável, recorreu-se, neste caso, ao controlo baseado na

teoria da potência instantânea. Através desta estratégia, o conversor C2 é capaz de sintetizar

tanto correntes capacitivas como indutivas a partir de correntes de referências provenientes do

bloco de controlo.

Nesta metodologia de controlo, as correntes e as tensões trifásicas são transformadas para o

eixo de coordenadas α−β−ο (Transformação de Clark) cujas potência real instantânea ( )p t e a

imaginária instantânea ( )q t , são definidas como:

⋅

−=

+

=

)(

)(

)()(

)()(

)(~)(~

)(

)(

)(

)(

ti

ti

tvtv

tvtv

tq

tp

tq

tp

tq

tp

β

α

αβ

βα (3.30)

Onde os símbolos (-) e (~) em (3.30) definem as componentes de valor médio e oscilatório,

respectivamente. As componentes oscilatórias aparecem se estiverem presentes harmónicos,

sendo tal facto, todavia, desprezado na modelização descrita.

Utilizando as equações definidas em (3.30) e explorando os conceitos da teoria da potência

instantânea, torna-se possível obter os sinais de referência das correntes desejadas para a

comutação dos IGBTs do conversor C2. Se um PWM-VSI é controlado para compensar uma

dada potência real ( )cp t e uma dada potência imaginária ( )cq t , e assumindo que o sistema é

equilibrado, as correntes de referência devem ser dadas por:


87

×

−×

−−

−×=

−

)(

)(

)()(

)()(

23

21

23

21

01

2

31

*

*

*

tq

tp

tvtv

tvtv

i

i

i

c

c

cc

cb

ca

αβ

βα (3.31)

onde ( )v tα e ( )v tβ são as tensões do estator em coordenadas α−β−ο.

Neste modelo recorreu-se a um controlador ideal de corrente por histerese para controlar o

conversor C2, cujas correntes de compensação *cai , *

cbi e *cci são calculadas instantaneamente

sem qualquer tempo de atraso, usando as tensões e correntes instantâneas do lado da rede

eléctrica.

3.3.3.2.1.2.1 Controlo da Tensão do Barramento CC

A energia activa gerada ou absorvida pelo rotor e trocada com a rede eléctrica depende do

correcto controlo da tensão CC, uma vez que esta energia circulará entre ambos conversores

passando, obviamente, pelo barramento CC. A potência real instantânea ( )cp t presente na

equação (3.31) é definida a partir deste controlo de tensão e deve ser igual à potência activa do

rotor.

Na Figura 3.13 apresenta-se o diagrama de blocos do esquema de controlo proposto para

controlar a tensão CC e, por conseguinte, o valor de ( )cp t . Neste esquema, a tensão CC (Vcc)

é obtida através de um controlador PI a partir do cálculo do erro entre a potência real instantânea

( )cp t e a potência activa do rotor ( )rap t . Este valor medido de Vccé então comparado ao valor

de referência ( _Vcc ref ). Uma vez atingido o valor da tensão CC de referência obtêm-se a

potência real instantânea que deve ser igual a potência activa do rotor. A tensão _Vcc ref deve

ser definida a partir das características de carga da rede eléctrica e das características de

funcionamento do controlador de corrente por histerese.

Figura 3.13 – Diagrama de bloco do controlo da tensão do barramento CC.

3.3.3.2.1.2.2 Correcção do Factor de Potência


88

Para um dado factor de potência, para o qual o conversor C2 deve procurar mantê-lo fixo, a

potência imaginária ( )cq t deve ser igual a um valor de potência reactiva pré-estabelecida capaz

de produzir o factor de potência desejado.

Nesta estratégia de controlo, parte da potência reactiva que é injectada pelo conversor C2 é

também absorvida pela máquina através do estator. Portanto, este facto deve ser considerado

quanto à definição do valor de potência reactiva que o conversor deve trocar com a rede

eléctrica.

3.3.3.2.1.2.3 Potência total do Gerador Duplamente Alimentado

As energias activas e reactivas totais ( gP e gQ , respectivamente) que a máquina duplamente

alimentada pode trocar com a rede eléctrica são definidas como:

+=+=

csg

csg

QQQ

PPP (3.32)

Onde sP e sQ são as potências activas e reactivas do estator, respectivamente, definidas em

(3.17); cP e cQ são as potências activas e reactivas, respectivamente, proveniente do conversor

C2 e definidas como:

×−×=×+×=

qcdsdcqsc

qcqsdcdsc

ivivQ

ivivP (3.33)

onde dsv e qsv são as tensões de eixo directo e de quadratura do estator, respectivamente; e dci

e qci são as correntes *aci , *

bci , *cci impostas pelo conversor C2 em coordenadas d-q e obtidas

através da filosofia de controlo.


A ferramenta de simulação utilizada, o PSS/E, não contém um modelo standard do gerador de

indução duplamente alimentado. Assim o modelo descrito foi implementado em linguagem

FORTRAN, compilado e linkado, e utilizado como modelo do utilizador na realização das

simulações.

Fazem parte deste modelo, para além do modelo do gerador (ROGER1), o modelo aerodinâmico

(RAERO1), o modelo dos conversores (RCONV1) e o modelo do controlo de pitch (RPITCH1)

conforme descrito anteriormente.

A descrição destes modelos é feita no Apêndice B - Modelos Dinâmicos Desenvolvidos.


89

3.3.3.2.3 Comportamento do DFIG – Rede de Teste

As figuras seguintes mostram o comportamento dinâmico de algumas grandezas eléctricas de

uma máquina duplamente alimentada na sequência de um curto-circuito (100ms de duração)

realizado no barramento 2 da rede de teste, descrita no anexo A.

Os dados da rede de teste estão referidos no Apêndice A - Rede de teste.

Figura 3.14 – Potência activa Figura 3.15 – Potência reactiva

Figura 3.16 – Desvio de velocidade Figura 3.17 – Tensão terminal

De modo a validar o modelo desenvolvido no PSS/E foi efectuada a comparação dos resultados

com os resultados obtidos da simulação do mesmo modelo efectuada no MatLab.


90

-0.2

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

1.4

1.6

0 2 4 6 8 10 12 14 16

Tempo (s)

P(M

W)

PELEC(PSSE) PELEC(MatLab)

-2

-1.5

-1

-0.5

0

0.5

1

1.5

0 2 4 6 8 10 12 14 16

Tempo (s)

Q(M

VA

r)

QELEC(PSSE) QELEC(MatLab)

1.03

1.035

1.04

1.045

1.05

1.055

1.06

1.065

1.07

1.075

0 2 4 6 8 10 12 14 16

Tempo (s)

Des

v. V

eloc

idad

e (p

.u.)

Desv. Velocidade(PSSE) Desv. Velocidade(MatLab)

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

1.4

0 2 4 6 8 10 12 14 16

Tempo (s)

Vt(p

.u.)

Vt(PSSE) Vt(MatLab)

Figura 3.18 – Comparação do modelo do DFIG – PSS/E/ MatLab

Como se pode verificar através da análise aos gráficos apresentados na Figura 3.18 os

resultados simulados com o modelo desenvolvido no PSS/E não apresentam diferenças

assinaláveis quando comparados com os resultados obtidos através do modelo desenvolvido em

Matlab.

3.3.3.3 Gerador síncrono de velocidade variável

Para representar o gerador síncrono de velocidade variável de uma forma detalhada é

necessário recorrer a um modelo bastante complexo [66].

É no entanto possível desenvolver um modelo simplificado deste aerogerador, fazendo algumas

simplificações, conforme descrito em [16].

Quando se assume que ( ),pC λ θ é sempre igual ao seu valor máximo, a característica de

( ),pC λ θ representada na Figura 3.2 pode ser omitida do modelo e ser substituída por um valor

constante igual ao valor máximo de ( ),pC λ θ .

A característica, velocidade do rotor versus potência activa (a tracejado), é então substituída por

uma aproximação de primeira ordem, tal como demonstra a Figura 3.19.


91

Figura 3.19 – Característica óptima da velocidade do rotor versus potência (tracejado) e aproximação de primeira ordem (continua)

O modelo simplificado que resulta do que atrás foi referido está representado na Figura 3.20.

Figura 3.20 – Modelo simplificado do aerogerador síncrono de velocidade variável

Quando o integrador, no qual a velocidade do rotor está armazenada, está limitado a 1,1 p.u., o

controlador do ângulo de pitch pode ser desprezado pelo modelo porque não é mais necessário

para limitar a velocidade do rotor.

O controlo da tensão terminal do aerogerador equipado com gerador síncrono de velocidade

variável pode ser modelizada de forma simplificada conforme propõe [16]. O controlo de tensão

está representado na Figura 3.21.

Figura 3.21 – Malha de controlo da tensão terminal


92


Foi desenvolvido em FORTRAN um modelo, o qual se designou por SLOOT1. Este modelo

baseou-se nas simplificações propostas para a máquina síncrona de velocidade variável

referidos anteriormente.

No Apêndice B são descritos os parâmetros utilizados na implementação deste modelo.

3.3.3.3.2 Comportamento do SIN – Rede de Teste

O modelo simplificado do gerador síncrono de velocidade variável apresenta um comportamento

dinâmico na sequência de um curto-circuito franco com a duração de 100ms conforme se pode

verificar nas figuras seguintes.

Figura 3.22 – Potência activa. Figura 3.23 – Potência reactiva.

Figura 3.24 – Tensão terminal.


93

Com esta modelização é possível injectar potência reactiva durante o defeito o que permite obter

uma aproximação razoável do comportamento pretendido para estas máquinas tendo em conta o

solicitado pelos requisitos de RTF.

3.4 Modelo agregados dos aerogeradores

Para simular o comportamento de um grupo de aerogeradores assíncronos, com as mesmas

características técnicas sob as mesmas condições de vento, definiram-se geradores

equivalentes, cujos parâmetros para “n” máquinas são definidos como[73, 74]:

.1

n

Eq ii

HH=

=∑ ' '. 0EqT T= .Eq

RR

n= .Eq

XX

n=

''

.Eq

XX

n= (3.34)

3.4.1 Agregação de Aerogeradores de velocidade fixa

A forma como os aerogeradores de velocidade fixa podem ser agregados tem sido discutida em

vários artigos[74-76].

Neste trabalho assume-se que cada parque eólico pode ser representado por um único

aerogerador de velocidade fixa.

As características dos aerogeradores podem ser calculadas utilizando as seguintes equações:

.1

n

Eq ii

SS=

=∑ .1

n

Eq ii

CC=

=∑ . . ,1

n

mec Eq mec ii

PP=

=∑ (3.35)

onde Sé a potência em MVA e C a capacidade da bateria de condensadores. O índice

.Eq refere-se ao modelo agregado, .mec significa mecânica e i indica um aerogerador no

parque eólico.

3.4.2 Agregação de Aerogeradores de velocidade variável

A potência instantânea gerada por um aerogerador de velocidade variável depende do valor da

velocidade do rotor em vez da velocidade do vento. Portanto, somando a potência mecânica de

cada aerogerador, como se faz para o caso dos aerogeradores de velocidade fixa e tal como se

pode verificar na equação (3.35), poderá introduzir-se um erro. Isto pode ser assumido desde

que exista uma relação instantânea entre a velocidade do vento e a potência do aerogerador, o

que contudo não é verdade. Assim, no modelo agregado de um parque eólico constituído por


94

máquinas de velocidade fixa a potência total é a soma da potência eléctrica de todos os

aerogeradores em vez da soma da potência mecânica [16].

3.5 Modelos de FACTS

Existem no mercado diferentes tipos de FACTS, tendo constituições e características de

controlo/funcionamento diferentes. Nesta tese, e como já foi referido, o interesse residiu nas

aplicações de SVC e STATCOM com o objectivo de fornecer suporte de tensão a redes com

elevada integração de produção eólica e onde uma grande parte dos aerogeradores instalados

não têm capacidade de injecção de potência reactiva e consequentemente de controlo de

tensão. Assim, nas secções seguintes apenas serão abordados os modelos do SVC e do

STATCOM.

3.5.1 SVC

3.5.1.1 Principio de funcionamento do SVC

A Figura 3.25-a) mostra o diagrama unifilar equivalente de um SVC. Na figura, uma reactância

controlada a tiristor é ligada em paralelo com a bateria de condensadores, que pode ser fixa ou

ligada com tiristores. A capacidade do compensador estático é calculada de maneira a gerar a

máxima potência reactiva que o compensador deve fornecer para o sistema. Quando este

compensador tem a função de controlar a tensão é chamado de SVC.

Este dispositivo inclui uma reactância indutiva, continuamente variável, que é implementada

através do controlo dos ângulos de disparo de tiristores. O TCR é a base do compensador de

potência reactiva estático convencional. Devido ao controle usado para comutar os tiristores são

geradas correntes harmónicas de baixa ordem. Para reduzir os harmónicos são utilizados

transformadores ligados em estrela-triângulo, assim como filtros passivos. Desta forma

consegue-se reduzir os harmónicos para níveis aceitáveis [61].

O SVC inclui um componente capacitivo, designado por TSC. No caso do TSC o condensador é

ligado através de um tiristor. Por sua vez os tiristores são disparados apenas quando uma

condição de comutação com tensão zero é alcançada para a comutação dos tiristores (Zero

Voltage Switching - ZVS). Portanto, devido à sua característica de comutação, os tiristores

podem apenas ligar ou desligar a bateria de condensadores da rede eléctrica, ou seja o controlo

da potência reactiva gerada pela ligação dos diferentes escalões é feito de forma descontínua.


95

O uso de um dos compensadores TCR ou TSC possibilita, apenas um tipo de compensação,

capacitiva ou indutiva. Entretanto, na maioria das aplicações, é desejável ter a possibilidade de

ambas as características de compensação. O SVC é em geral projectado para operar nestas

condições.

O circuito mostrado na Figura 3.25(a) é referente apenas a uma fase e não mostra os filtros

passivos, normalmente necessários por causa dos harmónicos de corrente gerados pela

comutação dos tiristores. A Figura 3.25(b) mostra a característica tensão-corrente do SVC.

a) b)

Figura 3.25 – (a) Circuito básico de um SVC; (b) Característica V- I.

Quando a tensão terminal diminui a capacidade de corrente do compensador também é reduzida

proporcionalmente[60].

3.5.1.2 Modelização do SVC

Para simular o comportamento dinâmico do SVC foi utilizado o modelo CSVGN1, do PSS/E. Este

modelo tem a possibilidade de simular um compensador constituído por um TCR e um TSC

(Figura 3.26) [77]. A tensão de referência é definida por VRef, sendo possível adicionar um

conjunto de sinais auxiliares VOTHSG, exactamente da mesma forma como se se tratasse de

uma máquina síncrona.

O valor da reactância é especificado por MBASE. Relativamente ao valor da capacidade do

condensador, esta é introduzida através de um dos parâmetros do modelo, CBASE.


96

Figura 3.26 – Diagrama de blocos do CSVGN1.

Os limites VMAX e VMIN especificam os limites da malha de controlo de tensão. RMIN especifica o

valor mínimo da admitância quando o controlo do TCR é desligado.

A constante de tempo, T5, proporciona uma aproximação aos atrasos da resposta da reactância

aos sinais de controlo, enquanto que as constantes T1 a T4 permitem uma redução do ganho

transitório na malha de controlo permitindo assim um elevado valor do ganho da tensão de

controlo em regime estacionário, K.

3.5.2 STATCOM

3.5.2.1 Princípio de funcionamento STATCOM

O STATCOM, tal como referido no capítulo anterior é um dispositivo FACTS que é ligado em

paralelo com a rede eléctrica e utiliza as potencialidades da electrónica de potência para

controlar o trânsito de potência e melhorar deste modo a estabilidade transitória das redes

eléctricas. O STATCOM regula a tensão aos seus terminais através do controlo da potência

reactiva injectada ou absorvida da rede eléctrica. Quando a tensão na rede eléctrica é baixa, o

STATCOM produz potência reactiva (capacitiva). Quando a tensão na rede é alta ele absorve

potência reactiva (indutiva)

A variação da potência reactiva é conseguida através de um conversor fonte de tensão (na

literatura anglo-saxónica Voltage-Sourced Converter - VSC) ligado ao secundário do

transformador de inserção. O VSC utiliza dispositivos de electrónica de potência que são

comutados (GTOs, IGBTs ou IGCTs) para sintetizar uma tensão contínua que tem origem numa

fonte de tensão. O princípio de funcionamento do STATCOM pode ser explicado com base na

Figura 3.27. A figura mostra a transferência de potência activa e reactiva entre a fonte 1V e a


97

fonte 2V . 1V representa a tensão da rede eléctrica que é controlada e 2V representa a tensão

produzida pelo VSC.

Rede Eléctrica

Transformador

V1

V2 VSC

Rede Eléctrica V1

V2

Vcc

Q

P, QX

VSC

Figura 3.27 – Diagrama do STATCOM.

A potência activa e reactiva injectada pelo STATCOM pode ser calculada através das seguintes

expressões:

1 2 sinVVP

X

δ= (3.36)

1 1 2( cos )V V VQ

X

δ−= (3.37)

Onde 1V representa a tensão da rede eléctrica, 2V a tensão sintetizada pelo VSC, X a

reactância do transformador de inserção e δ o ângulo entre 1V e 2V .

Quando em funcionamento em regime estacionário, a tensão 2V gerada pelo VSC está em fase

com 1V (δ =0º), logo só existe fluxo de potência reactiva (P =0). Se 2V for menor do que 1V , o

fluxo de potência reactiva, Q, flui de 1V para 2V (o STATCOM está a absorver potência

reactiva). Se 2V for maior do que 1V , Q flui de 2V para 1V (o STATCOM está a produzir

potência reactiva).

O valor da potência reactiva pode ser obtida através da expressão seguinte:

1 1 2( )V V VQ

X

−= (3.38)


98

O condensador ligado no lado CC do VSC funciona como uma fonte de tensão. Em regime

estacionário a tensão V2 tem de estar ligeiramente desfasada de V1 de modo a compensar as

perdas do VSC e do transformador e manter o condensador carregado.

3.5.2.2 Modelização do STATCOM

O modelo do STATCOM utilizado nas simulações efectuadas nesta tese pertence à biblioteca do

PSS/E e tem a designação de CSTATT (Figura 3.28) [77].

Este modelo assume que a injecção de potência activa é desprezável e por isso apenas a

potência reactiva injectada é modelizada.

Os sinais de entrada do modelo CSTATT são a tensão de referência (VRef) e a tensão terminal

(V). A saída do modelo é a corrente reactiva do STATCOM (ISTATC). O modelo baseia-se num

regulador de tensão, com um ganho transitório determinado por várias constantes de tempo (T1

a T4) e pelo ganho integral (K). A saída do modelo está sujeita aos limites da tensão interna

(VMAX e VMIN) e também os valores limites de corrente do conversor (Limit Max e Limit Min –

Apêndice C).

Figura 3.28 – Diagrama de blocos do CSTATT [77].

Nesta tese foi utilizado o modo de regulação da tensão do STATCOM, sendo que o modelo

utilizado pode funcionar em dois modos diferentes:

• Modo de regulação de tensão (a tensão aos terminais do STATCOM é mantida

dentro de valores limites);

• Modo de controlo de potência reactiva (a potência reactiva injectada pelo

STATCOM é mantida constante).

Quando o STATCOM funciona em modo de regulação de tensão, o seu funcionamento depende

da curva V-I, tal como se pode ver na Figura 3.29.

Dentro dos limites de corrente reactiva impostos pelo conversor, a tensão é regulada para o valor

de tensão definido por VRef. O parâmetro Droop utilizado é função do valor máximo de potência

reactiva na saída do conversor.


99

Figura 3.29 – Curva V-I do CSTATT [77].

3.5.3 Comportamento dos FACTS perante um curto-circuito

Na figura seguinte (Figura 3.30 e Figura 3.31) apresenta-se, como exemplo, o comportamento

dinâmico da potência reactiva injectada assim como a tensão aos terminais do barramento onde

os FACTS foram ligados.

A simulação refere-se a um curto-circuito franco com a duração de 300ms. É notória a

contribuição dos FACTS, principalmente do STATCOM. Uma vez que este tem um

comportamento superior ao SVC, ou seja, mesmo para tensões mais baixas consegue contribuir

com injecção de potência reactiva de modo a evitar que o valor da tensão atinja valores não

desejados.

É esta diferença para valores de tensão menores aquando da ocorrência de um curto-circuito

que pode levar a que um menor volume de produção eólica seja desligado devido à actuação

dos relés de mínimo de tensão dos aerogeradores.

De forma a focalizarmos a atenção deste trabalho no comportamento global do sistema e devido

ao STATCOM apresentar um melhor resultado (quando comparado com o SVC), optou-se nesta

tese por efectuar todos os estudos apenas com STATCOM. De salientar que não passa pelo

objectivo desta tese o teste de todos os dispositivos FACTS disponíveis tendo antes optado por

um sistema que apresente um comportamento mais favorável no que diz respeito à colaboração

na injecção de potência reactiva e na consequente melhoria do perfil de tensão e do

comportamento dinâmico da rede.


100

Figura 3.30 – Potência reactiva injectada (sem FACTS, com SVC e com STATCOM).

Figura 3.31 – Tensão num barramento (sem FACTS, com SVC e com STATCOM).

De referir ainda, que a definição dos valores dos vários parâmetros que constituem cada modelo

de FACTS podem ter influência no comportamento do SVC / STATCOM e no seu efeito de

estabilização do comportamento do sistema no período pós-perturbação. Contudo a afinação


101

dos parâmetros dos STATCOM está fora do âmbito desta tese tendo sido por isso utilizados os

valores de defeito propostos nos manuais do PSS/E.

3.6 Conclusão

Neste capítulo foram apresentados os modelos matemáticos dos diferentes tipos de

aerogeradores utilizados na realização desta tese e também os modelos dos FACTS que

permitem descrever o seu comportamento dinâmico.

No que respeita aos modelos desenvolvidos, foi feita a sua descrição e referidas todas as

considerações e simplificações usadas, de forma a tornar possível a sua utilização na realização

das muitas simulações efectuadas.

Os modelos apresentados foram implementados no âmbito da ferramenta de simulação PSS/E.

Os modelos que fazem parte da livraria do PSS/E e que serviram de base à modelização de

todos os restantes componentes do sistema foram também referenciados.

Por fim foi efectuada a comparação das respostas apresentadas por duas soluções externas:

SVC e STATCOM. Verificou-se que para os objectivos pretendidos, os STATCOM apresentam

resultados mais interessantes. Por esta razão, optou-se por utilizar apenas STATCOM como

elementos externos de apoio para permitir a sobrevivência dos aerogeradores a cavas de

tensão.

103

CAPITULO 4 CONSEQUÊNCIAS DE CURTO-CIRCUITOS E

FORMAS DE MITIGAR OS SEUS EFEITOS

CAPITULO 4 - CONSEQUÊNCIAS DE CURTO-CIRCUITOS E FORMAS DE MITIGAR OS SEUS EFEITOS

105

4.1 Introdução

As perturbações que podem surgir num sistema eléctrico de energia podem ser de diferentes

tipos, tendo por isso sido necessário definir qual, ou quais, seriam utilizadas no desenvolvimento

deste trabalho de investigação. Sendo o curto-circuito a perturbação mais critica para a

instabilidade do sistema, optou-se por utilizá-lo na realização das diferentes análises e

simulações. De facto as máquinas eléctricas são extremamente sensíveis, e particularmente os

aerogeradores a este tipo de perturbações. Os aerogeradores, na sequência de curto-circuitos

podem ser desligados através da actuação das protecções de mínimo de tensão com o objectivo

de assegurar a integridade dos seus equipamentos, levando a que um grande volume de

produção eólica possa ser desligada. Ora tal sequência de eventos pode trazer consequências

mais ou menos graves dependendo da situação em causa.

Numa situação de saída de serviço de um grande volume de produção eólica, e tal como já foi

referido (secção 2.1), grande parte dessa perda vai ser compensada através da importação de

potência, e caso as linhas de interligação estejam próximo do seu limite, um acréscimo nos

trânsitos de potência poderá levar a que algumas das linhas de interligação entrem em

sobrecarga. Caso isto aconteça, poderá, no limite ocorrer o disparo das protecções de

sobrecarga das linhas e levar ao colapso parcial ou total do sistema.

Nas secções seguintes descrevem-se os resultados referentes ao comportamento dinâmico da

rede portuguesa, num contexto ibérico, para diferentes situações de estudo quando ocorre um

curto-circuito num nó importante da rede. Estes estudos permitiram identificar os aspectos

críticos do problema sob análise e ainda identificar formas de o mitigar, conduzindo à definição

da solução de princípio adoptada neste trabalho.

4.2 Rede Estudada

No desenvolvimento deste trabalho foi utilizada a Rede Ibérica para demonstrar o interesse e

viabilidade das soluções preconizadas. Esta rede faz parte da rede da UCTE e como se pode

verificar na Figura 4.1, são abrangidos a quase totalidade dos países da Europa.


106

Figura 4.1 – Países que pertencem à Rede da UCTE [78].

De forma a proceder aos estudos pretendidos, admitiu-se que a rede ibérica (Figura 4.2), se

encontrava interligada a dois equivalentes. Um deles representa a interligação de Espanha com

França (e restante rede da UCTE) e o outro representa a ligação entre Espanha e Marrocos.

Figura 4.2 – Rede Ibérica (2006) [79].


107

4.2.1 Utilização da Rede Ibérica

Com o objectivo de retirar a maior utilidade possível deste trabalho, transportando para o terreno

os resultados que daqui resultassem, foi definido que este estudo seria realizado sobre a rede

ibérica levando em linha de conta, tal como já foi referido, os equivalentes de França (e restante

rede da UCTE) e Marrocos. Para tal definiram-se também valores elevados de integração de

produção eólica no sistema.

É importante referir contudo, que os volumes de integração da produção eólica adoptados

podem não corresponder aos valores que virão efectivamente a estar no terreno no futuro. Os

dados utilizados na construção dos cenários/situações de estudo da rede analisada são os

correspondentes à rede de 2009, tendo-se explorado informação do Plano de Investimentos da

Rede 2004-2009 [3] e informação que a REN aceitou disponibilizar em momento oportuno.

Figura 4.3 – Rede Nacional de Transporte (a 1 de Janeiro de 2007) [80].


108

Os dados referentes aos parâmetros dinâmicos dos diferentes equipamentos que constituem a

rede não são descritos nesta tese dado que estes se revestem de alguma confidencialidade.

Contudo, os dados aqui utilizados, foram os que serviram de base à realização de outros

trabalhos de investigação, no mesmo domínio [81].

4.2.2 Cenário Vazio Seco de Verão de 2009

O cenário utilizado nas simulações que se apresentam nas secções seguintes foi o cenário vazio

seco de verão de 2009. A utilização deste cenário está relacionada com o facto deste trabalho

ter sido orientado para estudar cenários mais próximos do vazio e com baixos regimes de carga.

Este cenário é caracterizado por uma maior participação das máquinas térmicas apresentando

uma resposta mais lenta na sequência da perda de produção subsequente à ocorrência de

defeitos na rede, ou seja, este cenário corresponde a uma situação de exploração mais

desfavorável.

O PIR 2006-2009 prevê que em 2009 a potência eólica instalada em Portugal Continental seja

de 3750 MW, mas uma vez que tudo aponta para que esse valor seja ultrapassado, nesta tese

considerou-se que o valor de potência eólica instalada em finais de 2009 será de

aproximadamente 4000 MW. Assim assumiu-se que para os diferentes estudos a efectuar neste

trabalho o valor total da potência eólica efectivamente injectada terá um valor aproximado de

3200 MW, ou seja, 80% do valor da potência eólica instalada.

Na Figura 4.4 está indicado o trânsito de potência activa entre os diferentes países que

constituem o cenário estudado. O cenário considerado apresenta um total de 750 MW de

importação da rede de Espanha. Por seu lado, Espanha está a importar cerca de 706 MW da

rede Francesa (equivalente da rede da UCTE). Em relação ao trânsito de potência activa entre

Espanha e Marrocos, este apresenta um valor de 300 MW.

Relativamente às principais tecnologias consideradas para a rede de Portugal Continental, no

que diz respeito a aerogeradores, estes podem ser divididos em três grupos: máquinas de

indução duplamente alimentadas (DFIG); máquinas de indução convencionais (IG); e máquinas

síncronas de velocidade variável (SIN).

Tendo em conta a diversidade de parques eólicos existentes no nosso pais, alguns dos quais

com apenas um aerogerador houve necessidade de, para cada barramento de injecção de

produção eólica, estabelecer uma relação entre as diferentes tecnologias.


109

750

300

706

Com base em dados do INETI/INEGI [82, 83] foram definidos os pesos relativos para cada uma

das tecnologias utilizadas. Assim, e em função dos parques que já se encontravam em

funcionamento em 2005, foi possível saber qual o fabricante dos aerogeradores instalados e

consequentemente a tecnologia utilizada. Chegou-se a um valor aproximado de 50% para as

máquinas de indução duplamente alimentadas, 30% para as máquinas síncronas de velocidade

variável e 20% para as máquinas de indução convencionais. Esta relação entre as diferentes

tecnologias foi posteriormente utilizada, com os mesmos valores, na construção das situações

de estudo baseadas no cenário de 2009 (Tabela 4.1 e Tabela 4.2). Para que fosse possível

considerar diferentes valores de regulação dos relés de mínimo de tensão, a potência injectada

foi dividida em duas parcelas. A parcela 1 diz respeito ao volume de produção eólica injectada na

rede que tem a regulação dos relés de mínimo de tensão regulados para 0,8 p.u., enquanto que

a parcela 2 refere-se ao volume de produção eólica injectada na rede que tem a regulação dos

relés de mínimo de tensão segundo o estabelecido na secção 2.4.4.. De modo a permitir uma

mais fácil interpretação dos resultados, cada parcela tem uma figura geométrica associada

(Figura 4.5).

Figura 4.4 – Trânsito de potência activa nas interligações (MW) – cenário vazio seco de 2009.


110

Tabela 4.1 – Tecnologias utilizadas nos aerogeradores.

Potência eólica

injectada

Parcela 1* Parcela 2**

Tecnologia

% (MW) P (MW) P (MW)

IG 20% 640 640 ----

SIN 30% 960 384 576

DFIG 50% 1600 640 960

Totais 100% 3200 1664 1536

* Regulação dos relés de mínimo de tensão igual a 0,8 p.u..

** Regulação dos relés de mínimo de tensão segundo os valores definidos na secção 2.4.4.

Máquinas Assíncronas Convencionais (IG)

Máquinas Síncronas de Vel. Variável (SIN)

Máquinas Assíncronas Duplamente Alimentadas

(DFIG)

Barramento de injecção de eólica

Rede

FACTS

67xxx

87xxx

37xxx

97xxx

77xxx

Figura 4.5 – Injecção de eólica por tecnologia em cada barramento injector.


111

O autor está ciente de que esta distribuição poderá, em 2009, não representar exactamente o

que vier a existir no terreno uma vez que a tecnologia utilizada depende do fabricante do

aerogerador que por sua vez está dependente das opções de compra tomadas pelos vários

promotores dos parques. Trata-se, no entanto, de uma boa aproximação e que permitirá analisar

o comportamento dinâmico da rede para o problema sob estudo.

O barramento designado por “Barramento de injecção de produção eólica” na Figura 4.5

representa o barramento receptor de produção eólica da Rede Nacional de Transporte (RNT). É

também neste barramento que serão ligados os equipamentos FACTS (STATCOM) nas

diferentes situações de estudo realizadas nesta tese.

Para a realização das simulações foram utilizados diferentes situações de estudo baseadas no

cenário de vazio seco de verão de 2009. Assim teremos:

• Situação de estudo A1 – tem como base o cenário vazio seco de verão de 2009 em que

todos os aerogeradores não têm capacidade de sobrevivência a cavas de tensão, ou

seja, as protecções de mínimo de tensão estão reguladas para 0,8 p.u..

• Situação de estudo A2 - tem como base o cenário vazio seco de verão de 2009 em que

dos 3200MW de potência eólica injectada na rede, 1536 MW (Tabela 4.1) têm

capacidade de suportar cavas de tensão, estando os relés de mínimo de tensão

regulados segundo a curva portuguesa de sobrevivência a cavas de tensão (secção

2.4.4). Os restantes aerogeradores têm a regulações dos relés efectuada para 0,8 p.u..

• Situação de estudo A3 - tem como base o cenário vazio seco de verão de 2009

conforme estabelecido para a situação de estudo A2 mas com a introdução de

STATCOM nos barramentos da rede onde o valor da potência eólica injectada é superior

a 140 MW (5 barramentos). A potência dos STATCOM (potência total de 435 Mvar) foi

definida para um valor de 50% do valor total da potência eólica injectada em cada um

dos 5 barramentos.


112

Tabela 4.2 – Potência eólica injectada em cada barramento (por tecnologia).

n.º do Barramento

Nome do Barramento Tensão (kV)

P. Eólica Total

Injectada

(MW)

Pot. Injectada DFIG

(MW)

Pot. Injectada IG

(MW)

Pot. Injectada SIN

MW)

1 67017 ZEZERE 63 20,9 10,4 4,1 6,2 2 67067 PEREIROS 63 70,0 35,0 14,0 21,0 3 67077 POCINHO 63 78,9 39,4 15,8 23,7 4 67107 V.CHÃ 63 28,9 14,4 5,8 8,7 5 67117 A.MIRA 63 54,1 27,1 10,8 16,2 6 67127 ESTARREJA 63 64,4 32,2 12,9 19,3 7 67147 BATALHA 63 91,0 45,5 18,2 27,3 8 67167 R.MAIOR 63 124,4 62,2 24,9 37,3 9 67187 CARREGADO 63 50,6 25,3 10,1 15,2 10 67197 SINES 63 20,8 10,4 4,2 6,2 11 67203 VALDIGEM 220 68,1 34,1 13,6 20,4 12 67207 VALDIGEM 63 123,5 61,7 24,7 37,0 13 67217 FRADES 63 89,5 44,7 17,9 26,8 14 67223 RIBADAVE 150 75,0 37,5 15,0 22,5 15 67227 RIBADAVE 63 59,3 29,6 11,9 17,8 16 67237 MOURISCA 63 8,5 4,3 1,7 2,6 17 67247 CANELAS 63 11,9 5,9 2,4 3,6 18 67257 FANHÕES 63 59,5 29,8 11,9 17,9 19 67287 MOGOFOR 63 6,0 3,0 1,2 1,8 20 67307 POMBAL 63 26,0 13,0 5,2 7,8 21 67317 V.FRIA 63 50,0 25,0 10,0 15,0 22 67333 ESPARIZ* 220 180,0 90,0 36,0 54,0 23 67337 ESPARIZ 63 40,3 20,1 8,1 12,1 24 67357 TRAJOUCE 63 10,8 5,4 2,2 3,2 25 67437 PRACANA 150 47,5 23,8 9,5 14,3 26 67467 TORRÃO 63 101,0 50,5 20,2 30,3 27 67473 PEDRALVA* 150 204,2 102,1 40,8 61,3 28 67527 PENELA 63 104,6 52,3 20,9 31,4 29 67543 CARRAPATELO 220 71,7 35,9 14,3 21,5 30 67547 CARRAPA 63 40,3 20,1 8,1 12,1 31 67557 CHAVES 63 40,1 20,1 8,0 12,0 32 67573 FALAGUEIRA 150 120,7 60,4 24,1 36,2 33 67617 OLEIROS 63 15,1 7,6 3,0 4,5 34 67623 FERRO (Vila Chã)* 220 144,6 72,3 28,9 43,4 35 67627 FERRO (Vila Chã) 63 12,8 6,4 2,6 3,8 36 67647 MOGADOU 63 29,9 14,9 6,0 9,0 36 67667 CHAFARIZ 63 89,5 44,7 17,9 26,8 38 67707 T.VEDRAS 63 112,0 56,0 22,4 33,6 39 67733 C.BRANCO 150 125,4 62,7 25,1 37,6 40 67747 M.CAVALEIROS 63 67,1 33,6 13,4 20,1 41 67777 PORTIMÃO* 63 165,2 82,6 33,0 49,6 42 67787 BODIOSA* 63 175,2 87,6 35,0 52,6 43 67797 V.P.AGUIAR 63 121,0 60,5 24,2 36,3

TOTAIS 3200,0 1600,0 640,0 960,0

* Barramentos onde foram ligados STATCOM na situação de estudo A3


113

A distribuição da produção eólica utilizada nesta tese, assim como o valor relativo de produção

em cada um dos 43 barramentos são apresentados na Figura 4.6. A área de cada circunferência

é directamente proporcional ao valor da potência eólica injectada. A regulação dos relés de

mínimo de tensão depende da situação de estudo simulada.

Figura 4.6 – Barramentos com produção eólica na Rede Ibérica.

Em relação à rede espanhola, foram considerados 57 barramentos onde é injectada produção

eólica. Em cada barramento com produção eólica foi considerado que aproximadamente 60% da

potência é injectada por máquinas de indução duplamente alimentadas (DFIG) e que 40% é

injectada por máquinas de indução convencionais (IG) [84]. O total de produção eólica injectada

em Espanha foi de 6000 MW. Os relés de mínimo de tensão das máquinas de indução foram

considerados regulados para 0,85 p.u. Para as máquinas DFIG os relés de mínimo de tensão

respeitam a curva de sobrevivência a cavas de tensão de Espanha (secção 2.4.3).

O cenário vazio seco de verão de 2009 caracteriza-se por ter uma produção em Portugal de

5078 MW / 295 Mvar sendo este valor alcançado com uma contribuição de 3200 MW de

produção eólica e os restantes 1878 MW têm origem nas centrais térmicas convencionais. A


114

potência total das cargas em Portugal tem um valor de 5704 MW / 1813 Mvar. Os valores da

importação estão definidos na Figura 4.4.

Devido ao tipo de cenário adoptado, considerou-se neste estudo que a produção hídrica não

apresenta qualquer contribuição para a satisfação do consumo registado em Portugal

continental.

Em Espanha, a produção de energia eléctrica considerada tem um valor de

35901 MW / 3798 Mvar enquanto que o consumo foi de 34190 MW / 9547 Mvar.

4.3 Simulação dinâmica

Para a realização das simulações dinâmicas foi utilizado o software da SIEMENS-PTI – PSS/E.

Este software utiliza um método que permite resolver as equações diferencias, que definem o

comportamento dinâmico dos diferentes equipamentos que constituem um sistema eléctrico de

energia. Trata-se do método de Euler de 2ª ordem, que com base nas condições iniciais permite

a resolução das equações diferenciais. As condições iniciais são obtidas com a resolução do

trânsito de potência realizado através do método de Newton-Raphson.

4.3.1 Passo de integração e tempo de simulação

Uma das principais dificuldades da ferramenta utilizada reside na definição do passo de

integração, pois este não sofre qualquer alteração no decorrer da simulação. O passo de

integração a utilizar está relacionado com o valor das constantes de tempo dos fenómenos que

têm lugar ao longo da análise, ou seja, de forma a não existirem problemas numéricos este

deverá ser inferior ao valor da menor constante de tempo utilizada nos modelos dinâmicos.

Recomenda-se nomeadamente que o passo de integração seja aproximadamente 5 vezes

menor do que o valor da menor constante de tempo [85]. Daqui resulta que o passo de

integração pode variar de sistema para sistema dependendo dos modelos utilizados. No caso da

rede ibérica, foram avaliados os valores das constantes de tempo a partir da análise dos

modelos dos componentes e efectuadas algumas simulações iniciais tendo em vista encontrar o

passo de integração que mais se adequava a esta rede.

Com base no que anteriormente foi referido, optou-se por utilizar um passo de integração de

0,001 s.


115

Uma análise dos trânsitos de potência nas interligações Portugal-Espanha permitiu verificar que,

e embora as simulações fossem efectuadas até aos 30 segundos, aos 20 segundos os trânsitos

de potência activa estabilizavam. Neste capítulo serão mostrados gráficos com evoluções de

algumas grandezas no domínio do tempo que permitem concluir o que atrás foi referido.

4.4 Parametrização dos aerogeradores

A parametrização dos modelos dos aerogeradores revelou-se uma das principais dificuldades

encontradas na realização deste trabalho. Desde logo o facto dos aerogeradores serem oriundos

de diferentes fabricantes constitui o primeiro problema que determina parâmetros diferentes para

os modelos adoptados. As potências de cada aerogerador são também elas diferentes obrigando

a uma especial atenção na obtenção das máquinas equivalentes.

Assim foram utilizados valores típicos, sendo estes baseados numa máquina com uma potência

de 660kW. A quantidade de aerogeradores por cada ponto injector foi estabelecida com base no

valor da potência eólica a injectar em cada barramento (

Tabela 4.2).

4.5 Análise de Estabilidade

A estabilidade de um sistema eléctrico de energia pode ser definida como a sua capacidade de

voltar a um estado de funcionamento normal, após ter sido sujeito a uma perturbação,

tipicamente um curto-circuito [20].

Para que fosse possível avaliar a estabilidade do sistema quando sujeito a uma perturbação foi

necessário encontrar um índice que reflectisse o estado do sistema no que respeita à

estabilidade transitória. Existem estudos onde são apresentados diferentes índices, e que

avaliam esses índices quando utilizados individualmente e também quando se utilizam

combinações de vários [86, 87].

Foi considerado fora do âmbito desta tese a procura do melhor ou da melhor combinação de

índices que permite avaliar a estabilidade do sistema. Procurou-se encontrar um índice que

permitisse saber se o sistema tinha ou não capacidade de voltar ao estado em que se

encontrava antes da perturbação. Optou-se por um índice denominado de Índice Baseado na

Coerência (na literatura anglo-saxónica - Indice Based on Coherency).


116

4.5.1 Índice Baseado na Coerência

Os índices baseados no conceito de coerência são considerados como bastante promissores na

classificação de contingências na análise de segurança dinâmica. A coerência é a medida de

proximidade de todos os ângulos do rotor dos geradores (em relação ao centro de inércia) após

a extinção do defeito [86]. Obviamente, casos estáveis apresentam mais geradores coerentes

que casos instáveis.

O índice de estabilidade transitória (IET) que foi adoptado neste estudo baseia-se na diferença

entre o Centro de Inércia e o maior ângulo de entre as máquinas síncronas em funcionamento na

rede, calculado em cada instante após a ocorrência do defeito como mostrado em (4.1).

(max ( ) ( ))IET t COI ti

θ= − (4.1)

Sendo que:

1,2,...,i n=

n - número de máquinas síncronas equivalentes no sistema.

e

1

1

( )n

i ii

n

ii

HCOI

H

θ=

=

×=∑

∑ (4.2)

Onde iH e iθ são a constante de inércia e o ângulo da máquina síncrona i , respectivamente.

Sendo n é o número total de máquinas síncronas em funcionamento na rede. Caso o índice IET

ultrapasse 180º no final do processo de simulação então o sistema é considerado como instável.

4.5.2 Modelo desenvolvido

Para permitir a análise da estabilidade do sistema eléctrico ibérico foi desenvolvido um modelo –

RCOI1 - e posteriormente adicionado à livraria do PSS/E como modelo desenvolvido pelo

utilizador. Este modelo permite uma visualização temporal da diferença entre o maior ângulo de

entre os ângulos de todas as máquinas síncronas em funcionamento e o Centro de Inércia, ou

seja, o IET. No Apêndice B - Modelos Dinâmicos Desenvolvidos, encontra-se a descrição deste

modelo.


117

4.6 Simulações

Para tornar possível a realização de um tão elevado número de simulações foi necessário

recorrer à automatização das mesmas, tendo sido utilizado o programa IPLAN. O IPLAN é uma

linguagem de programação que faz parte do PSS/E e permite efectuar, com recurso a opções

idênticas a uma qualquer linguagem estruturada (a declaração de variáveis, a realização de

ciclos, a implementação de funções lógicas, etc) a automatização das simulações. Permite

também “comunicar” com os arrays de dados do PSS/E conseguindo-se assim obter valores que

são utilizados no decorrer da simulação.

4.6.1 Curto-circuito – Cenário Vazio Seco de Verão de 2009

As consequências que um curto-circuito pode trazer para uma rede, podem numa situação limite,

ser catastróficas na medida em que pode originar o colapso do sistema.

Importa portanto analisar o comportamento da rede, na sua globalidade, de modo a serem

identificadas situações críticas. Nas secções seguintes são apresentados resultados de diversas

simulações com o objectivo de: identificar situações que podem causar um impacto negativo no

comportamento dinâmico da rede após a ocorrência de um defeito.

Nestes estudos deu-se especial atenção aos trânsitos de potência activa nas interligações, às

tensões nos barramentos onde existe injecção de potência eólica, à contribuição dos diferentes

equipamentos colocados na rede e também ao valor da perda de produção eólica causada pelo

disparo dos relés de mínimo de tensão dos aerogeradores.

A análise do comportamento da rede (cenário de 2009) teve por isso um elevado interesse uma

vez que permitiu verificar como a mesma se comporta perante diferentes situações. As

informações assim recolhidas permitiram entender melhor a dinâmica do efeito do curto-circuito e

todas as suas consequências.

O elevado número de barramentos onde podem existir defeitos e por conseguinte o elevado

número de simulações que é necessário levar a cabo para se obter resultados completos obrigou

a tomar algumas decisões. Desde logo, verificou-se ser impraticável a realização de um tão

elevado número de simulações/cenários/situações de estudo, sendo por isso necessário optar

por critérios que permitissem reduzir o volume de trabalho, sem contudo comprometer o

objectivo central desta investigação.


118

Tirando partido do IPLAN foi efectuado um programa que simulou um curto-circuito em todos os

barramentos da rede portuguesa. Da utilização desse programa foi obtida uma relação entre o

local do defeito e o valor do volume de produção eólica retirada de serviço na sequência do

defeito. O cenário utilizado foi o vazio seco de verão 2009 com uma potência eólica injectada de

3200 MW, não tendo sido inserido na rede qualquer STATCOM (A2). A situação mais gravosa

verificou-se quando o defeito ocorria no barramento de 400 kV da sub-estação de Recarei uma

vez que a potência eólica total perdida é neste caso a mais elevada (1634 MW). Portanto é neste

barramento que será simulado o curto-circuito para as diferentes situações de estudo

consideradas neste trabalho.

É importante clarificar que nesta tese, quando se considerou que os aerogeradores têm

capacidade de RTF tal significa fundamentalmente que estes não são desligados da rede no

caso de se verificar que a tensão aos seus terminais é superior aos limites definidos pela curva

de sobrevivência a cavas de tensão. Tal aplica-se exclusivamente aos geradores síncronos de

velocidade variável e de indução duplamente alimentados para os quais se especifica que

cumpram este requisito.

4.6.1.1 Situação de estudo A1

A Situação de estudo A1, refere-se a um cenário de vazio seco de verão, em que os

aerogeradores têm as protecções de mínimo de tensão reguladas para 0,8 p.u.. Embora esta

situação de estudo seja pouco provável de acontecer, ajuda a perceber o que aconteceria caso

todos os aerogeradores fossem desligados para valores de tensão terminal inferiores a 0,8 p.u..

O defeito provocado, curto-circuito franco próximo do barramento de 400 kV de Recarei para

t=1 s com a duração de 500ms, origina a perda de um grande volume de produção eólica, cerca

de 2900 MW. Na figura seguinte (Figura 4.7) pode verificar-se que a quase totalidade dos

parques seriam desligados, sobrevivendo apenas os que se encontram muito afastados do local

do curto-circuito, como é o caso dos parques situados a sul do território português.


119

Máq. Sincronas Desligadas [MW], 873.0, 90.9%

Máq. Sincronas a Funcionar [MW], 87.0, 9.1%

Máq. Assíncronas Desligadas [MW], 581.4, 90.9%

Máq. Assíncronas a Funcionar [MW], 58.6, 9.1%

Máq. DFIG Desligadas [MW], 1454.0, 90.9%

Máq. DFIG a Funcionar [MW], 146.0, 9.1%

a) Máquinas Síncronas b) Máquinas Assíncronas c) Máquinas DFIG

Figura 4.7 – Perda de produção eólica na sequência de curto-circuito em Recarei – A1

Os trânsitos de energia activa nas interligações constituem um primeiro indicador sobre se o

sistema ficou ou não estável após uma perturbação deste tipo. Como se pode verificar da análise

dos trânsitos das diferentes interligações entre Portugal e Espanha, um curto-circuito franco em

Recarei com a duração de 500 ms provoca instabilidades no sistema (Figura 4.8). Esta situação

é consequência do elevado volume de produção eólica que foi retirada de serviço por as tensões

aos terminais dos aerogeradores serem inferiores aos valores de regulação dos relés de mínimo

de tensão (0,8 p.u.) durante a permanência do defeito. Analisando os perfis dos diferentes

trânsitos de potência activa, é visível que a rede fica instável após a ocorrência do defeito.


120

Alto Lindoso – Cartelle (400kV), (1 linha) Pocinho - Saucelle (220kV)

Douro Internacional – Aldeadavila 1 ( 220kV) Douro Internacional – Aldeidavila 2 (220kV)

Falagueira – Cedillo (400kV) Alqueva - Balboa (400kV)

Figura 4.8 – Trânsitos de potência activa nas interligações Portugal-Espanha – A1


121

Os trânsitos de potência activa entre Espanha e França reflectem também a instabilidade na

sequência do curto-circuito que ocorreu na rede portuguesa (Figura 4.9).

Hernâni( – Cante (400kV) Arkale - Mougo (220kV)

Victória - Baixa (400kV) Biesca - Pragn (220kV)

Figura 4.9 – Trânsitos de potência activa nas interligações Espanha-França – A1

Os trânsitos de potência activa (totais) nas interligações entre Portugal-Espanha e entre

Espanha-França encontram-se na Figura 4.10. Pode verificar-se que o fenómeno de

instabilidade ocorre na rede portuguesa e propaga-se à restante rede, provocando a separação

do sistema ibérico do sistema europeu por posterior actuação das protecções das linhas de

interligação, conduzindo seguidamente o sistema para uma situação de colapso.


122

Portugal – Espanha Espanha - França

Figura 4.10 – Total dos trânsitos de potência activa nas interligações Espanha-França – A1

Como referido anteriormente, foi utilizado um índice de estabilidade transitória (IET) de modo a

poder ser confirmado analiticamente o que pode ser concluído através da sua análise gráfica.

O IET indica claramente que o sistema ficou instável, uma vez que ultrapassou o limite de

estabilidade definido, ou seja, os 180º (Figura 4.11)

Figura 4.11 – Evolução temporal do IET – A1

De modo a abreviar a quantidade de gráficos que poderiam ser mostrados com os perfis de

tensão nos diferentes barramentos, optou-se por apresentar curvas iso-tensão. Estas curvas

permitem ter uma visão alargada dos valores das tensões na rede ibérica num determinado


123

instante. Para demonstrar isto, apresentam-se na Figura 4.12 as curvas iso-tensão para o

instante imediatamente antes do defeito ser eliminado.

Figura 4.12 – Curva iso-tensão – A1

Como esperado, os valores mais baixos da tensão verificam-se nas zonas mais próximas do

defeito (norte de Portugal). De notar que nesta situação de estudo é visível o “afundamento”

generalizado das tensões tendo como consequência a perda de elevado volume de produção

eólica. Os locais assinalados com elipses indicam áreas da rede portuguesa onde os efeitos da

instalação dos STATCOM serão mais visíveis, como se poderá verificar nas secções seguintes.


A Situação de estudo A2, refere-se a um cenário de vazio seco de verão de 2009,

caracterizando-se por apresentar 1536 MW de potência injectada por aerogeradores com

capacidade de RTF estando os relés de mínimo de tensão regulados segundo a curva

portuguesa (secção 2.4.4). Os restantes aerogeradores têm a regulações dos relés para 0,8 p.u.

Considerou-se que em Espanha os aerogeradores equipados com máquinas DFIG estariam

sujeitos à curva de capacidade de RTF de Espanha (secção 2.4.3), enquanto que os

aerogeradores equipados com máquinas de indução convencionais teriam a regulação dos relés

de mínimo de tensão regulada para 0,85 p.u..

O curto-circuito em Recarei (para t=1s) com a duração de 500ms origina a perda de 1634 MW de

produção eólica, sendo que esta perda de produção é inferior ao valor que se verificou na

situação de estudo A1 (2900 MW). Esta situação confirma o esperado, ou seja, a possibilidade

dos aerogeradores terem capacidade de suportar aos seus terminais tensões mais baixas, não

sendo portanto desligados da rede, o que é uma característica fundamental e que tem


124

repercussões no que respeita ao comportamento dinâmico da rede onde os aerogeradores se

encontram ligados.

Na figura seguinte (Figura 4.13) pode verificar-se que os parques eólicos mais próximos do local

do curto-circuito são os mais afectados com o defeito. A quase totalidade dos parques eólicos,

com as protecções reguladas para 0,8 p.u., foram desligados na sequência do afundamento dos

valores da tensão nos vários barramentos da rede.

a) Máquinas Síncrona b) Máquinas Assíncronas c) Máquinas DFIG

Figura 4.13 – Perda de produção eólica na sequência de curto-circuito em Recarei – A2

As simulações efectuadas com esta situação de estudo permitem confirmar a influência que a

regulação das protecções, aliadas ao facto dos aerogeradores poderem suportar níveis de

tensão mais baixos, tem na perda de produção eólica e no comportamento dinâmico de toda a

rede.


125



Falagueira – Cedillo (400kV) Alqueva - Balboa (400kV)



126

É visível (Figura 4.14) que nesta situação de estudo o comportamento dinâmico dos trânsitos de

potência activa em algumas das interligações existentes entre Portugal e Espanha apresentam

um comportamento melhor (menores oscilações) sendo que ainda apresentam grandes

variações em amplitude e frequência.

Nas interligações Espanha – França (Figura 4.15) o fenómeno de instabilidade é visível embora

seja menos acentuado quando comparado com a situação de estudo A1, o que se deve ao

menor volume de produção eólica que se perdeu na sequência do curto-circuito em Recarei.

Hernâni (400kV) – Cante (400kV) Arkale (220kV) - Mougo (220kV)

Victória ( 400 kV) - Baixa 400kV) Biesca (220kV) - Pragn (220kV)

Figura 4.15 – Trânsito de potência activa nas interligações Espanha - França – A2

Na globalidade, o total dos trânsitos nas interligações entre Portugal-Espanha e Espanha-França

indicam uma menor instabilidade (Figura 4.16).


127


Figura 4.16 – Total do trânsito de potência activa nas interligações Portugal-Espanha e Espanha-França–A2

Da análise do IET (Figura 4.17) pode concluir-se que o sistema ficou instável sendo no entanto

de assinalar que o aumento significativo da diferença do maior ângulo de entre os ângulos da

máquinas síncronas e o centro de inércia ocorre num instante de tempo mais tarde quando

comparado com a situação de estudo A1. Portanto, quando o sistema perde um menor volume

de produção eólica verifica-se uma maior capacidade para se manter estável.



128

As curvas iso-tensão confirmam o esperado. Para demonstrar isto apresentam-se na Figura 4.18

as curvas iso-tensão para o instante imediatamente antes do defeito ser eliminado.

Nesta situação de estudo, também os valores mais baixos da tensão se verificam nas zonas

mais próximas do defeito. Ao comparar o local assinalado com a elipse na Figura 4.18 e o

mesmo local mas no cenário A1 (Figura 4.12) verifica-se que o facto de existirem aerogeradores

que cumpram os requisitos de RTF tem um impacto positivo nos valores das tensões da rede.

Isto deve-se à potência reactiva injectada pelas máquinas síncronas de velocidade variável,

levando a que as mesmas permaneçam ligadas à rede durante o defeito, desde que se cumpram

os requisitos de RTF.

Figura 4.18 – Curva iso-tensão - A2 - Curto-circuito em Recarei (t=1,5 s)

Resumindo, pode dizer-se que a perda de um tão elevado volume de produção eólica faz com

que o sistema fique instável. Assim, e considerando que grande parte dos actuais parques

eólicos não têm capacidade de RTF só com o recurso a equipamentos externos aos

aerogeradores que permitam mitigar este impacto será possível melhorar, ou mesmo evitar

situações indesejáveis.

A situação de estudo seguinte, A3, tem como objectivo analisar a introdução na rede de

STATCOM de modo a que estes contribuam para melhorar o comportamento da rede em caso

de defeito.


Na sequência da análise das duas situações de estudo anteriores, fica bem patente que a

necessidade de recorrer a equipamentos que permitam reduzir o impacto do curto-circuito na

rede é grande. Os FACTS apresentam características que nos podem ajudar a reduzir tais


129

impactos. Como já referido, optou-se por utilizar o STATCOM para ajudar a mitigar as

consequências originadas pelos defeitos, nomeadamente o afundamento de tensão que ocorre

enquanto o defeito permanece.

A situação de estudo A3 tem como base o cenário vazio seco de verão de 2009, conforme

estabelecido para a situação de estudo A2, mas com a introdução de STATCOM apenas nos 5

barramentos com maior potência eólica injectada. Para este caso considerou-se que a potência

dos STATCOM teria um valor aproximado de 50% do valor total da potência eólica injectada em

cada barramento.

O defeito provocado, curto-circuito na sub-estação de Recarei (400kV) com a duração de 500ms,

origina neste caso a perda de 1517 MW. Verifica-se portanto, uma menor perda de produção

eólica em relação às situações de estudo anteriores, consequência da injecção de potência

reactiva por parte dos STATCOM, sendo que a diferença para a situação de estudo A2 não é

muito significativa. No entanto, e como veremos mais à frente, esta diferença apresenta-se como

bastante relevante, uma vez que, o sistema não entra em instabilidade. A potência total dos

STATCOM que se considerou foi de 435 Mvar. Os STATCOM foram considerados ligados nos

barramentos apresentados na tabela seguinte (Tabela 4.3).

Tabela 4.3 – Barramentos com STATCOM na situação de estudo A3

n.º do Barramento kV Nome do Barramento Pot. Eólica Injectada (MW)

27 67473 150 PEDRALVA 204,2

22 67333 220 ESPARIZ 180,0

42 67787 63 BODIOSA 175,2

41 67777 63 PORTIMÃO 165,2

34 67623 220 FERRO (Vila Chã) 144,6

Total 880

Na figura seguinte (Figura 4.19) é possível verificar a acção dos STATCOM ligados na rede, uma

vez que estes ao contribuírem com injecção de potência reactiva evitam a saída de alguns

aerogeradores quando comparamos esta situação com a situação de estudo anterior (A2). A

melhoria generalizada do comportamento das tensões nos barramentos é suficiente para manter

em funcionamento mais alguns parques. Mesmo nos parques que são desligados, os valores de

tensão não atingem valores tão baixos como os verificados na situação de estudo A2.


130

a) Máquinas Síncronas b) Máquinas Assíncronas c) Máquinas DFIG

Figura 4.19 – Curto-circuito em Recarei – A3

O contributo mais significativo dos STATCOM, para além da melhoria do perfil de tensão,

verifica-se na melhoria substancial do perfil dos trânsitos de energia nas linhas de interligação de

Portugal-Espanha e também de Espanha-França. A Figura 4.20 e Figura 4.21 mostram os

trânsitos de potência activa nas interligações Portugal-Espanha, Espanha-França. É aqui notório

o contributo indirecto dos STATCOM no sentido de melhorar a estabilidade de toda a rede

quando esta é sujeita a um defeito muito severo.


131



Falagueira – Cedillo (400kV) Alqueva-Balboa (400kV)



132

Hernâni – Cante (400kV) Arkale - Mougo (220kV)

Victória - Baixa (400kV) Biesca - Pragn (220kV)

Figura 4.21 – Trânsito de potência activa nas interligações Espanha - França – A3

Os totais dos trânsitos de potência activa nas interligações Portugal-Espanha e Espanha-França

revelam que a rede ibérica tende para uma situação de estabilidade, como consequência da

presença dos STATCOM (Figura 4.22).


133


Figura 4.22 – Total do trânsito de potência activa nas interligações Portugal–Espanha e Espanha-França–A3

Para além dos trânsitos nas interligações, e através do recurso ao IET pode constar-se que,

contrariamente ao que aconteceu nas duas situações de estudo anteriores, o sistema não fica

instável. Analisando a Figura 4.23, podemos verificar que a diferença entre o maior ângulo de

entre as máquinas síncronas em funcionamento e o centro de inércia não ultrapassou os 180º e

é bem visível a diminuição da amplitude e frequência das oscilações.



134

As curvas iso-tensão possibilitam uma visão alargada dos valores residuais das tensões na rede

ibérica (Figura 4.24), como consequência do defeito.

Muito embora os valores das tensões nos barramentos que se situam junto do local do curto-

circuito apresentem valores bastantes reduzidos (situação inevitável) a contribuição dos

STATCOM permite uma melhoria generalizada dos valores das tensões em toda a rede.

Figura 4.24 – Curva iso-tensão – A3

Compara-se agora as áreas assinalada na Figura 4.18 com as elipses (situação de estudo A2)

com a mesma área na Figura 4.24 (situação de estudo A3). Estas áreas correspondem às zonas

dos parques do Pinhal Interior, Serra da Estrela e Caramulo/Lousã, sendo que alguns dos

parques não foram desligados (117 MW) na sequência do curto-circuito. Tal facto deve-se ao

contributo dos STATCOM uma vez que estes proporcionaram suporte de tensão e assim

evitaram que as protecções dos parques actuassem.

De referir que nestes casos a injecção de potência reactiva evita também que a tensão terminal

dos aerogeradores com RTF seja inferior a 0,2 p.u., evitando a sua saída de serviço.

4.6.1.4 Problemas da utilização de STATCOM

A contribuição dos STATCOM pode, contudo, originar fenómenos indesejáveis relativamente aos

valores das tensões nos barramentos da rede. Estes fenómenos consistem em sobre-tensões

mais ou menos elevadas dependendo se o STATCOM está ligado em barramentos com potência

de curto-circuito reduzida ou elevada. De forma a analisar esta possibilidade foram efectuadas

simulações, que tiveram como base a situação de estudo A2 mas com introdução de STATCOM

nos barramentos com as 5 maiores e 5 menores potências de curto-circuito.


135

Para as simulações efectuadas com STATCOM ligados nos barramentos com produção eólica e

que têm as maiores correntes de curto-circuito não foi verificada qualquer sobre-tensão (traço a

cheio nos gráficos), como se pode observar na figura seguinte (Umáx.<1%Un). Relativamente ao

caso das simulações efectuadas com STATCOM ligados nos barramentos com produção eólica

e que têm as menores correntes de curto-circuito (a tracejado nos gráficos) verifica-se a

possibilidade de ocorrência de pequenas sobre-tensões (Umax. ≈ 4 % Un) nos instantes após a

eliminação do defeito. Isto deve-se ao grande volume de energia reactiva que é injectada na

rede aquando da recuperação das tensões e após a eliminação do defeito (Figura 4.25 e Figura

4.26), uma vez que os STATCOM têm um tempo de atraso na resposta à eliminação do defeito.

Figura 4.25 – Tensão em Ribadave – Curto-circuito em Ribadave de 500ms


136

Figura 4.26 – Tensão em Carrapatelo – Curto-circuito em Ribadave de 500ms

Com base nas situações simuladas pode referir-se que a ocorrência de sobre-tensões não

devem ser ignoradas, podendo estas existir em locais da rede onde a corrente de curto-circuito

atinge valores mais baixos. No entanto, e caso a potência máxima dos STATCOM não

ultrapasse os 50% da potência eólica injectada num barramento da rede, o valor da sobre-tensão

atingirá valores reduzidos, não levando, em principio, à actuação das protecções de máximo de

tensão dos aerogeradores, ou da protecção das interligações dos parques.

4.7 Conclusão

Neste capítulo foram efectuadas diversas simulações, que tiveram como principal objectivo a

verificação do comportamento dinâmico da rede utilizada na sequência de um defeito. As

situação de estudo utilizadas permitiram identificar quais os principais problemas aquando do

aparecimento de um curto-circuito franco, neste caso, quando este ocorre no barramento que

originou a maior perda de produção eólica.

Caso todos os aerogeradores tivessem as suas protecções reguladas para 0,8 p.u. (A1), as

consequências seriam bastante gravosas uma vez que um elevado volume de produção eólica


137

seria desligado originando um quadro de instabilidade na rede. Como foi referido, esta situação

de estudo não é realista, no entanto serviu para verificar o comportamento da rede numa

situação extrema.

No caso da situação de estudo A2, a perda de produção eólica é bastante menor do que a que

se verificou na situação de estudo A1, mas no que respeita à instabilidade a situação é idêntica,

ou seja, o sistema fica instável na sequência de um curto-circuito franco.

Portanto, fica claro que a principal consequência da saída de serviço da produção eólica no

seguimento de um curto-circuito é a instabilidade do sistema.

De forma a diminuir estas consequências recorremos a dispositivos que na sequência de um

curto-circuito dão suporte ao plano de tensão da rede de modo a que os perfis de tensão não

sejam tão afectados. Os dispositivos FACTS podem dar um contributo importante, uma vez que

têm a capacidade de injectar potência reactiva na rede de uma forma rápida. Para avaliar esta

contribuição foi utilizado a situação de estudo A3. Como resultado, e tendo em conta que nesta

situação de estudo foram instados STATCOM nos 5 maiores barramentos injectores de potência

eólica do sistema, verificou-se uma menor perda de produção eólica relativamente às situações

de estudo anteriores, sendo que a principal vantagem advém do facto do sistema não ficar

instável após a eliminação do defeito.

Com base nos resultados obtidos pode-se assim afirmar que a contribuição dos STATCOM para

a melhoria das condições do sistema se faz sentir de duas formas:

• Os aerogeradores sem requisitos de RTF podem não vir a ser desligados porque a

tensão aos seus terminais permanece com um valor superior ao limiar de actuação das

protecções de mínimo de tensão (0,8 p.u.);

• Os aerogeradores com capacidade de RTF podem não ser desligados por a tensão aos

seus terminais permanecer com um valor superior a 0,2 p.u. durante o defeito.

No entanto, a inclusão dos STATCOM pode trazer alguns problemas de exploração. Estes

problemas estão relacionados com o possível aparecimento de sobre-tensões nos barramentos

onde as potências de curto-circuito sejam reduzidas e são causadas pelo aparecimento de um

transitório resultante de um excesso de injecção de potência reactiva na rede. Por esta razão

adoptou-se a regra de limitar a potência dos STATCOM a 50% do valor da potência eólica

injectada em cada barramento.


138

Resumindo, fica provada a importância que pode ter a introdução de STATCOM numa rede com

elevada integração de potência eólica. É por isto importante desenvolver e aplicar metodologias

que permitam a localização e o dimensionamento óptimo dos STATCOM nos diferentes

barramentos da rede.

139

CAPITULO 5 PROCEDIMENTO INTEGRADO DE LOCALIZAÇÃO

E DIMENSIONAMENTO DE STATCOM

CAPITULO 5 - PROCEDIMENTO INTEGRADO DE LOCALIZAÇÃO E DIMENSIONAMENTO DE STATCOM

141

5.1 Introdução

Conforme tem vindo a ser referido, o trabalho desenvolvido nesta tese foi orientado para avaliar

a segurança dinâmica de redes interligadas com elevada penetração de produção eólica,

procurando identificar soluções técnicas externas aos aerogeradores que permitissem assegurar

a sua manutenção em operação na sequência de cavas de tensão resultantes de curto-circuitos

ocorridos na rede. As soluções externas preconizadas neste trabalho consistem na instalação de

compensadores estáticos, tipo STATCOM, que injectam potência reactiva na rede e suportam o

perfil de tensão de forma a evitar a saída de serviço dos aerogeradores aquando da presença de

cavas de tensão nos nós onde este tipo de produção se encontra ligada.

Dada a necessidade de localizar na rede estes equipamentos de compensação e de os

dimensionar adequadamente, descreve-se neste capítulo a metodologia adoptada para este

efeito. Numa primeira fase, a metodologia procurou minimizar a perda de produção eólica e

numa segunda fase minimizar a potência total dos STATCOM a instalar na rede, de forma a

garantir a estabilidade do sistema na sequência de um curto-circuito situado em pontos críticos

da rede eléctrica.

Tendo em consideração as características de não linearidade do problema de optimização, foi

necessário recorrer a ferramentas matemáticas denominadas de meta-heurísticas para a sua

solução. De entre as várias meta-heurísticas disponíveis (Tabu Search, Algoritmos Genéticos,

entre outras) optou-se por utilizar uma que não motivasse um esforço numérico exagerado, e

que fosse capaz de conduzir a resultados satisfatórios. Neste contexto a meta-heurística

utilizada foi o Simulated Annealing (SA).

5.2 O Problema

Uma grande dificuldade encontrada na realização deste trabalho prendeu-se com o tipo de

problema encontrado, por se tratar de um problema não linear, combinatório e de grande

dimensão. Na verdade muitas podem ser as combinações associadas à localização dos

STATCOM (podem ser ligados em vários barramentos) e também da sua potência.

Nas secções seguintes descrevem-se os passos efectuados na definição da metodologia

utilizada para a realização dos diferentes estudos.


142

5.2.1 Formulação geral

Num problema de optimização são definidas a função objectivo e um conjunto de restrições, em

que ambos estão relacionados com as variáveis de decisão. Podemos ter um problema de

minimização ou de maximização da função objectivo. A resposta para o problema em causa, ou

seja, o óptimo global, será o menor (ou maior) valor possível para a função objectivo para o qual

o valor atribuído às variáveis não viole nenhuma das restrições definidas.

Assim, a formulação dos problemas de optimização pode ser realizada tendo como base a

formulação geral que se apresenta a seguir:

minimizar ( )f x

Sujeito a:

( )g x ≤ 0

( )h x = 0

Onde:

- x representa as variáveis de decisão;

- ( )f x a função objectivo;

- ( )g x e ( )h x as restrições de desigualdade e igualdade, respectivamente.

A natureza das funções ( )f x , ( )g x e ( )h x indicam a natureza do problema, ou seja, se este

é linear ou não linear.

5.2.2 Formulação específica

Uma vez que se pretendeu neste trabalho encontrar soluções de suporte aos requisitos de RTF,

recorrendo a soluções externas aos aerogeradores – STATCOM, a formulação adoptada

conduziu a abordagens diferentes que nos conduziram a duas funções objectivo distintas:

• Minimização do volume de perda de produção eólica; • Minimização das potências dos diferentes STATCOM a instalar.

A razão para a definição de duas funções objectivo esteve relacionada com o tipo de resultados

obtidos relativamente à aplicação da função objectivo que minimiza a perda de produção eólica.


143

Com efeito, a definição do problema com base na minimização da perda de produção eólica

conduzia a uma potência de STATCOM excessivamente elevada, o que inviabilizaria a aplicação

prática dos seus resultados.

Assim, procurou-se uma alternativa que consistia na utilização de uma função objectivo que

minimizasse a potência dos STATCOM a instalar, tendo a garantia de que o valor encontrado

corresponde a um cenário de estabilidade.

Admitiu-se também que os STATCOM a instalar seriam ligados nos barramentos das

sub-estações receptoras de potência eólica da RNT. Tal barramento corresponde ao

“barramento de injecção de produção eólica” apresentado na Figura 4.5 (Capitulo 4). Esta

solução é uma solução de compromisso entre instalar STATCOM à saída de cada parque eólico

e a possibilidade de instalar STATCOM em qualquer barramento da rede. Esta opção permite

limitar a dimensão do espaço de pesquisa visando a redução do esforço computacional no

processo de localização e dimensionamento dos STATCOM.

5.2.2.1 Minimização do volume de perda de Produção Eólica

Neste caso a minimização do volume de perda de produção eólica nos diferentes barramentos

injectores de produção eólica do sistema foi definido como o objectivo a ser alcançado.

A função objectivo definida consistiu em minimizar a perda de produção eólica originada pela

actuação das protecções de mínimo de tensão associadas aos diferentes aerogeradores

interligados na rede. Como restrição foi definido que a potência máxima dos STATCOM em cada

barramento deveria ser, no máximo, 50% do valor da potência eólica injectada nesse mesmo

barramento. A estabilidade da rede é verificada através da análise da diferença entre o ângulo

do centro de inércia e o maior ângulo de entre as máquinas síncronas convencionais em

funcionamento (IET), que não deve ultrapassar os 180º. A função objectivo foi assim definida

como:

Fobj= 1

minn

i

idesligadaP

=∑

Suj. a:

0,5i iSTATCOM eólicaQ P≤

max 180ºCOIθ − ≤


144

Onde:

idesligadaP é a potência eólica desligada no barramento i ;

iSTATCOMQ é a potência dos STATCOM ligado no barramento i ;

ieólicaP é a potência eólica injectada no barramento i ;

n representa o número total de barramentos com produção eólica;

maxθ é o maior ângulo de entre as máquinas síncronas em funcionamento;

e COI é o ângulo do centro de inércia ( maxIET COIθ= − ).

5.2.2.2 Minimização da potência dos STATCOM

Uma vez que a função objectivo apresentada anteriormente se mostrou desadequada na procura

de uma solução economicamente viável, foi adoptada outra função objectivo. Esta formulação

pretendeu dar uma resposta que tivesse em consideração a minimização da potência dos

STATCOM e que também tivesse em consideração os critérios de estabilidade da rede [88, 89].

Como restrição foi definido que a potência máxima dos STATCOM em cada barramento pode

ser, no máximo, 50% do valor da potência eólica injectada nesse mesmo barramento. A

estabilidade da rede foi verificada através da análise da diferença entre o ângulo do centro de

inércia e o maior ângulo de entre as máquinas síncronas convencionais em funcionamento (IET),

que não deve ultrapassar os 180º. A função objectivo foi assim definida como:

Fobj = 1

minn

i

iSTATCOMQ

=∑

Suj. a:

0,5i iSTATCOM eólicaQ P≤

max 180ºCOIθ − ≤

Onde:

iSTATCOMQ é a potência do STATCOM ligado no barramento i ;

ieólicaP é a potência eólica injectada no barramento i ;

n representa o número total de barramentos com produção eólica;

maxθ é o maior ângulo de entre as máquinas síncronas em funcionamento;

e COI é o ângulo do centro de inércia ( maxIET COIθ= − ).


145

Deve aqui ser realçado que a não inclusão de uma restrição que considere a perda de produção

eólica justifica-se pelo facto de na função de avaliação (definida na secção seguinte) a mesma já

se encontrar embebida no índice de estabilidade transitória utilizado. Com efeito, numa situação

de perda de um grande volume de produção eólica a diferença entre o maior ângulo de entre os

ângulos de todas as máquinas síncronas em funcionamento e o ângulo do centro de inércia já

reflecte o volume de produção eólica perdida.

5.3 Simulated Annealing

5.3.1 S.A. - Apresentação geral

O SA é uma técnica heurística utilizada em problemas de optimização combinatória e pode

funcionar como um algoritmo de minimização, que arranca com uma solução inicial, gerando

outras soluções vizinhas, e calcula, por exemplo, os custos de todas elas. Se o custo for menor,

então esta nova solução é aceite, caso contrário a solução é descartada. O processo é repetido

até que não se verifiquem melhorias. Por vezes, o óptimo obtido tem carácter local (não global) e

para o evitar recorre-se a esta técnica utilizando várias soluções iniciais diferentes, sendo a

solução final escolhida a melhor de todas as soluções mínimas locais obtidas.

A técnica do SA permite a aceitação de configurações que forneçam um “pior” valor para a

função objectivo evitando, assim, a convergência para um mínimo local. Essa aceitação, como

veremos nas próximas secções, é determinada por um número aleatório e é controlada através

de uma probabilidade.

5.3.1.1 Analogia com o processo físico

A heurística do Simulated Annealing pode ser compreendida através de uma analogia com o

processo físico de formação de cristais.

Quando um metal é aquecido até ao seu ponto de fusão, a sua energia interna é elevada e

assim as suas moléculas movem-se rapidamente. Por outro lado, se a temperatura baixa, as

moléculas vão gradualmente diminuindo a sua velocidade de movimentação, à medida que a

energia interna também diminui. Próximo do ponto de congelamento, o metal torna-se sólido, e o

estado final das moléculas do metal é determinado pelo seu comportamento ou pela velocidade

de arrefecimento. O metal pode resultar numa forma amorfa, sem uma forma definida, como o


146

vidro ou como um cristal com muitos defeitos na sua estrutura, quando o arrefecimento for

realizado de forma rápida, o que é chamado de processo quenching (arrefecimento rápido). Ou,

ainda, pode resultar num cristal, onde todas as moléculas estão alinhadas e correspondem a

uma configuração de mínima energia do sistema, quando o arrefecimento é executado

lentamente e ao qual chamamos de annealing (recozimento para uma recristalização).

Analogamente a este processo natural, onde se pode chegar à menor energia interna de sólidos,

pode-se trabalhar com problemas de optimização combinatória. Aos diferentes estados do sólido

correspondem as diferentes soluções do problema, e a energia do sistema corresponde à função

objectivo a ser minimizada.

O algoritmo de Metropolis simula o processo de um grupo de átomos a uma dada temperatura, à

procura do equilíbrio térmico. A cada iteração é calculada a diferença da energia do sistema

E∆ , onde um átomo é aleatoriamente substituído. Se 0E∆ ≤ , a substituição é aceite, porém,

se 0E∆ > , a mudança é aceite com a probabilidade

.( ) b

E

k TP E e −∆ ∆ = (5.1)

onde T é a temperatura e bk uma constante física chamada de constante de Boltzmann.

Aplicando-se o algoritmo de Metropolis várias vezes, para cada temperatura são executadas

várias iterações, e o sistema encontra o equilíbrio térmico para cada temperatura.

Assim, os diferentes estados do metal correspondem as diferentes soluções viáveis de um

problema de optimização combinatória, sendo que a energia do sistema corresponde a função

objectivo a ser minimizada. O primeiro a utilizar este algoritmo para optimização foi Kirkpatrik, em

1983, tendo-o denominado de algoritmo Simulated Annealing [90].

Na Tabela 5.1 é apresentado o relacionamento entre o processo físico e o processo de

optimização funcional.

Tabela 5.1 – Relação entre o processo físico de optimização com SA

Processo Físico Processo de Optimização Estado Solução Energia Função Avaliação

Estado de Transição Soluções Vizinhas Temperatura Parâmetro de Controlo

Ponto de Congelamento Solução Heurística


147

Ao iniciar o processo com uma temperatura relativamente alta, e com decréscimo gradual,

espera-se que no final, o sistema estacione num estado de energia globalmente mínima, por

analogia com a física.

Uma característica importante do SA é a aceitação de configurações intermédias que

apresentam maior energia, o que pode parecer pior para o processo, porém permite que o

método não convirja até para um mínimo local, podendo convergir para um melhor resultado

(talvez o mínimo global).

Por exemplo, na Figura 5.1, encontra-se o gráfico de uma função ( )f x . Supondo que se deseja

determinar o mínimo global B de ( )f x a partir do ponto 0x , o SA pode convergir de 0x para

1x e depois de 1x para B (mínimo global).

Entretanto é possível que o processo de optimização convirja para 2x e, assim, para A , ou seja,

para um mínimo local.

( )y f x=y

x

0x

1x 2x

BA

Figura 5.1 – Analogia entre o processo de optimização e o recozimento simulado

Inicialmente, com uma temperatura T alta, é aceite qualquer tipo de configuração e, à medida

que o valor da temperatura decresce, as configurações que possuem uma maior energia vêem

diminuídas a sua probabilidade de aceitação.

Assim o processo, inicialmente, trabalha com uma enorme aceitação sem limitar as

configurações. Portanto, não tende a caminhar apenas para um mínimo local.

A temperatura T diminui segundo a equação 1 .k kT Tα+ = , onde α assume valores, tipicamente

entre 0,80 a 0,99, até alcançar o ponto de congelamento, quando o algoritmo pára. Este ponto

de congelamento não implica necessariamente uma temperatura igual a zero, podendo ser

considerada uma temperatura muito baixa pré-determinada.


148

5.3.1.2 Algoritmo

O algoritmo do SA pode ser implementado de diferentes formas, sendo que essas diferenças

não são significativas. Um possível pseudo-código para implementação do algoritmo geral do SA

pode ser descrito da seguinte forma:

inicio (i,energia(i),T, α)

enquanto (critério de paragem)

para k=1:L (nº de iterações por nível de temperatura)

gerar vizinhança(j de i)

calcular energia(j)

T = α.T

se (energia(j) < energia(i))

então i = j

energia(i) = energia(j)

senão

calcular p = e[energia(i)-energia( j)] T

se (p>numero_aleatório[0,1])

então i = j

energia(i) = energia(j)

senão rejeitar j

fim (se)

fim (se)

fim (para)

fim (enquanto)

fim

Na Figura 5.2 é apresentado o fluxograma correspondente ao pseudo-código do algoritmo do

S.A. referido anteriormente e que pode ser utilizado para a resolução de problemas de

optimização, sendo para isso necessário fazer adaptações. As adaptações que são necessárias

efectuar prendem-se com a especificidade da optimização a implementar. Trata-se de um

algoritmo genérico, o qual serviu de base à elaboração do algoritmo que se apresenta na secção

seguinte.


149

( )r P E< ∆

.( ) b

E

k TP E e −∆ ∆ =

Figura 5.2 – Algoritmo genérico do Simulated Annealing

5.3.2 S.A. - Apresentação especifica

Na secção anterior foi apresentada a descrição geral do algoritmo do SA. Pretende-se agora

descrever de uma forma detalhada todo o seu processo de implementação, aplicado à

optimização do dimensionamento e localização dos STATCOM nos barramentos do sistema

onde é injectada a produção eólica.


150

5.3.2.1 Algoritmo implementado

Na sequência da descrição geral do algoritmo do SA, apresenta-se o fluxograma detalhado

(Figura 5.3) da metodologia implementada. O algoritmo foi implementado em linguagem IPLAN e

teve em consideração a especificidade dos problemas envolvidos.

Na primeira etapa do algoritmo são carregados todos os dados necessários, ou seja, os dados

referentes à parametrização do SA, os dados referentes aos ficheiros da rede utilizada (ficheiro

com os dados de regime estacionário e ficheiro com os dados dos modelos dinâmicos), ficheiro

com os dados referentes aos barramentos onde é injectada potência eólica (número dos

barramentos e potência eólica injectada em cada barramento) e o ficheiro com os dados

referentes aos escalões dos STATCOM e respectivas potências. Os parâmetros do defeito a

simular (curto-circuito), a duração do mesmo e as variáveis a serem monitorizadas são

introduzidas na simulação através de um ficheiro auxiliar previamente construído no PSS/E.

Nas etapas que antecedem o início do processo de optimização é obtida de uma forma aleatória

uma função de vizinhança inicial e após a avaliação são atribuídos os valores óptimos e actuais

da função assim como os valores óptimos e actuais da vizinhança.

Seguidamente inicia-se o processo de optimização com a obtenção de uma nova vizinhança.

Com esta nova vizinhança é efectuada a simulação, trânsito de potências e simulação dinâmica

(com uma duração de 20 s), recorrendo ao software utilizado (PSS/E). Com o resultado obtido é

feita a verificação se o valor da função (F_viz) é menor do que o valor óptimo (F_optm) e caso

isso aconteça o novo valor óptimo será igual ao valor de da função (F_viz). Caso contrário, ou

seja, se a função (F_viz) for maior do que o valor óptimo da função (F_optm) ou menor do que o

valor actual da actual (F_act), o que na prática significa que estamos a aceitar uma solução pior,

esse valor é aceite caso um número aleatório (x), uniformemente distribuído, gerado no intervalo

[0,1] seja menor do que a probabilidade P(∆E). Se P(∆E) for maior ou igual a configuração é

aceite.

Quando os critérios de paragem da simulação forem alcançados, ou seja, o número total de

simulações (Sann_iter) for igual ao número máximo de iterações definido (Sann_iter_max) ou o

contador do número de iterações de cada patamar (contadorW) for igual ao valor máximo de

iterações por patamar (cont_maxW), ou ainda se o valor da temperatura (Temperatura) for

inferior ao valor da temperatura mínima (Temp_min) a simulação chega ao fim do ciclo principal.

Com base no que foi descrito anteriormente, todos os dados e resultados do processo de

simulação são arquivados, permitindo posteriormente a sua consulta (Figura 5.6).


151

Abrir ficheiros com os dados:

- Simulated annealing

- Barramentos

- STATCOMs

Inicío

Imprime cabeçalhos do relatório

F_optm = F_viz ; F_act = F_viz

X_opt = X_viz ; X_act = X_viz

Inicialização:

X_viz = RANDOM

Função de avaliação (executa pss/e)

Função Vizinhança

Função Avaliação (executa pss/e)

SAnn_iter = SAnn_iter +1

contadorW = contadorW + 1

iter_patamar = iter_patamar + 1

iter_patamar >= compr_patamar

Sim

cont_patamar = cont_patmar + 1

iter_patamar = 0

Não

TTpatamarconta

0

_

.

A B

Figura 5.3 – Algoritmo detalhado do Simulated Annealing implementado para a resolução do problema sob estudo – parte 1


152

Figura 5.4 – Algoritmo detalhado do Simulated Annealing implementado para a resolução do problema sob estudo – parte 2

Como se pode verificar (Figura 5.3), uma das etapas do algoritmo consiste na obtenção da

função de vizinhança e uma vez que se trata de uma etapa específica é apresentada

separadamente (Figura 5.5).

No problema em causa, a função de vizinhança tem como finalidade a obtenção da posição do

escalão do STATCOM, para cada um dos STATCOM ligados na rede. Considera-se,

inicialmente, que a posição do escalão e consequentemente o valor da potência dos STATCOM

em todos os barramentos (X_viz) é igual ao valor actual (X_act) sendo este obtido de uma forma

aleatória. Posteriormente é sorteado em qual dos 43 barramentos (número de barramentos onde


153

existe injecção de potência eólica) vai ser alterada a potência do STATCOM (pos_bus_viz),

definindo-se assim a sua localização. Seguidamente, e também de uma forma aleatória obtém-

se o valor do desvio da vizinhança (desv_viz), valor este que pertence ao intervalo [0,1]. Caso

este valor seja inferior a 0,5 e a posição do escalão actual seja superior a 1 então é

decrementado a posição do escalão (pos_escalão_viz=pos_escalao_viz-1). Caso o desvio de

vizinhança (desv_viz) seja superior ou igual a 0,5 e a posição do escalão actual inferior ao maior

escalão, então é incrementado a posição do escalão (pos_escalão_viz = pos_escalao_viz + 1).

No final do algoritmo, é verificado se o valor total actual das potências dos STATCOM é diferente

do valor da vizinhança para assim se evitar soluções repetidas.

Figura 5.5 – Função de vizinhança


154

Na Tabela 5.2 estão representados os diferentes escalões de referência para a potência dos

STATCOM considerados. Estes são função da potência eólica injectada em cada um dos

barramentos.

Tabela 5.2 – Escalões de referência para os STATCOM.

N.º do escalão (pos_escalao)

% da Pot. dos escalões em função da pot.

injectada

(pos_escalao_viz) 1 0% 2 33% 3 50%

Os valores de referência referidos na tabela anterior, e que são variáveis de entrada do método

de optimização, servem de base ao cálculo da potência que na realidade é utilizada em cada

escalão. A necessidade de proceder desta forma, prende-se com o facto de se querer utilizar

valores de potência dos STATCOM em função da potência eólica injectada em cada barramento.

Assim a potência de cada escalão de STATCOM é calculada da seguinte forma:

.% _STATCOM injectada EscalãoQ P= (5.2)

Onde

- STATCOMQ é a potência do escalão do STATCOM;

- injectadaP é a potência eólica injectada em cada barramento;

- % _ Escalão é a percentagem da potência do STATCOM em relação à potência eólica injectada;

O mínimo de escalões a considerar não é sujeito a limitações, sendo que neste trabalho foram

considerados apenas 2 de modo a reduzir o volume de combinações possíveis e

consequentemente a duração das simulações. A potência do maior escalão deverá ter um valor

igual a 50% da potência eólica injectada em cada barramento. Para o outro escalão definiu-se

um valor de potência de 1 3 (33%) da potência eólica injectada no barramento.

Por exemplo, e como se pode verificar na Tabela 5.3, inicialmente o escalão seleccionado para

todos os STATCOM é o 2.


155

Tabela 5.3 – Escalões dos STATCOM.

Escalão 2 2 2 2 ……………………… 2

Barramento 1 2 3 4 ……………………... 43

Considerando que o barramento 1 tem uma potência injectada de 50 MW, o valor do escalão 2 é

de

2º 50.0,33 16,7escalãoQ Mvar= =

Admitindo que o barramento sorteado, e no qual vai ser alterada a potência do STATCOM, é o

barramento 1, e partindo do principio que do algoritmo da função de vizinhança resultava o

incremento de 1 escalão, ou seja, passava do escalão 2 (33%) para 3 (50%), o valor da potência

do STATCOM seria de

3º 50.0,50% 25escalãoQ Mvar= =

De realçar que, e embora existam vários escalões, só se admite a instalação de um dispositivo

em cada parque, tendo esse a potência resultante da implementação do algoritmo de

optimização.

5.3.2.2 Função de avaliação

A definição da função de avaliação reveste-se de especial interesse para o problema em causa,

uma vez que dela depende a aceitação ou recusa dos resultados obtidos pelo programa. No SA

pode utilizar-se o valor de uma função objectivo penalizada ( _Fobj p) como função de

avaliação (Faval ) para guiar o processo de busca de novas soluções. Esta solução permite

que soluções inviáveis sejam aceites, sendo estas penalizadas. Assim, a função objectivo

penalizada ( _Fobj p) assume o valor da função objectivo não penalizada (Fobj ) adicionada

da penalidade. A função objectivo penalizada é obtida através da modificação da função

objectivo (descartando desta forma as soluções que violam as restrições estabelecidas) da

seguinte forma:

_Faval Fobj p Fobj Fpenalização= = +

onde:

- _Fobj p é a função objectivo penalizada;

- Fobj é a função objectivo original;


156

- Fpenalizaçãoé a função de penalização.

Portanto, foi definida a função de penalização para o problema de minimização em causa, sendo

que pode ser escrita da seguinte forma:

Fpenalização =δ [k(IET-180)2]

onde:

- δ = 1, se a restrição 180ºIET ≤ é violada;

- δ = 0, se a restrição 180ºIET ≤ é satisfeita;

- k representa uma constante de penalização (1000);

- IET representa o índice de estabilidade transitória.

Esta função penaliza todos os resultados da função de avaliação que tenham um IET superior a

180º.

5.3.2.3 Caracterização dos resultados

Relativamente à caracterização dos resultados, apresenta-se na Figura 5.6 um exemplo

resumido. De modo a ser possível mostrar tão elevada quantidade de resultados, foram retiradas

algumas linhas e colunas ao relatório efectuado pelo algoritmo. Cada linha que foi retirada

corresponde a uma iteração do método de optimização. Por outro lado, as colunas retiradas

referem-se aos valores da potência dos STATCOM para cada um dos 43 barramentos onde

existia a possibilidade de instalar STATCOM (apenas se mostra na Figura 5.6 4 dos 43

barramentos). Assim na parte superior da figura encontra-se o registo de todos os dados de

entrada da simulação, ou seja, o nome do ficheiro utilizado na realização do trânsito de potência

(cenário_vazio_seco2009.sav), o nome do ficheiro com os dados dos modelos dinâmicos

utilizados (reg_cen_2009_COI.dyr), o nome do ficheiro com a definição dos passos a efectuar na

simulação dinâmica e onde consta, para além da localização, tipo e duração do defeito todos os

dados a serem monitorizados na simulação (temp.idv), o ângulo utilizado como limite de

estabilidade (180º) e ainda todos os valores necessários ao funcionamento do algoritmo de

Simulated Annealing.

Na parte inferior da Figura 5.6, podem observar-se todos os dados obtidos em cada iteração,

entre os quais estão o número da iteração (Num_da_iteração); o valor do contador que


157

contabiliza quantas vezes a solução não melhorou (Contador W); o resultado da melhor solução

(Função optm); o valor da função de vizinhança obtida em cada iteração (Função viz.); o valor

total da potência desligada em cada iteração (Potencia Desligada [MW]); o valor total da potência

dos STATCOM ligados (Pot_Total STATCOM [Mvar]); o menor e o maior ângulo (no final de

cada iteração) de entre todas as máquinas síncronas em funcionamento (Ang. Min e Ang MAX) e

o correspondente barramento onde se verificaram estes ângulos (Barr. Min e Barr. MAX); o valor

do ângulo do centro de inércia (COI - no final de cada iteração); o valor do Índice de Estabilidade

Transitória (Diferença – IET - no final de cada iteração) e por último os valores da potência dos

STATCOM em cada um dos barramentos onde existe injecção de potência reactiva.

Dados de entrada da simulação

Resultados

381.9 MVAr (solução óptima)

Barr. 1 Barr.2 ……..………..Barr.43

Figura 5.6 – Exemplo do ficheiro com os resultados da metodologia implementada.

A título de exemplo mostra-se na figura seguinte (Figura 5.7) a evolução da função de avaliação

ao longo do processo iterativo do algoritmo do SA e que corresponde aos resultados

apresentados na Figura 5.7.


158

0

200

400

600

800

1000

1200

0 50 100 150 200 250

n.ª de iterações

Fun

ção

de a

valia

ção

Figura 5.7 – Evolução da função de avaliação do SA.

5.4 Definição das situações de estudo analisadas

Em redes como as analisadas, neste caso o sistema eléctrico Ibérico, os cenários têm de

considerar a hidraulicidade (no Inverno), temperatura ambiente (limites térmicos das linhas), a

disponibilidade do recurso, diferentes níveis de produção eólica e diferentes níveis de carga.

Existe ainda outra dimensão do problema e que tem a ver com o valor da produção distribuída,

que pode não ser eólica, mas que, contudo, pode ter um contributo significativo e por sua vez

não ter também ela capacidade de sobrevivência a cavas de tensão, porque os seus sistemas de

protecção são exigentes, obrigando à saída de serviço desta produção o que complica ainda

mais este problema.

Para avaliar o impacto da ocorrência de defeitos na rede foi assim necessário definir várias

situações de estudo.

O trabalho foi orientado para estudar cenários mais secos, mais próximos do vazio, com baixos

regimes de carga. Para identificar os cenários críticos seguiu-se uma lógica de identificar

cenários de vazio ou quase vazio, secos, devido a terem uma maior participação térmica e uma

menor produção hídrica. A razão para tal procedimento deve-se em primeiro lugar ao facto de o


159

recurso hídrico não estar disponível e em segundo lugar porque sendo um cenário de vazio a

produção hídrica está reservada para as pontas.

Conforme já referido, esta situação é pior porque em principio as máquinas hídricas têm

respostas mais rápidas e portanto com máquinas térmicas o sistema responde mais lentamente

em caso de defeitos na rede.

A duração dos curto-circuitos simulados foi de 500ms, sendo estes curto-circuitos francos. A

duração do defeito está relacionada com a forma da curva de sobrevivência a cavas de tensão

que tem vindo a ser preconizada em Portugal.

5.5 Algoritmo para identificação de uma solução robusta

Como referido anteriormente, a implementação do algoritmo do SA conduz-nos a uma solução

para cada situação de estudo simulado, ou seja, para cada local onde se simula o curto-circuito

obtém-se o menor valor de potência dos STATCOM (somatório da potência de todos os

STATCOM) que faz com que a rede cumpra o critério de estabilidade definido. Esse critério,

como já foi visto, é o da diferença angular entre o centro de inércia do sistema e o maior ângulo

de entre as máquinas síncronas em funcionamento não ultrapassa os 180º (IET).

No entanto, e com base no que até agora foi descrito, não temos garantia que a solução

encontrada para a que foi considerada de pior situação tem robustez suficiente, ao ponto de

garantir que os valores encontrados sejam capazes de originar uma solução de boa qualidade

quando utilizada para garantir a sobrevivência do sistema para defeitos que ocorrem em outros

barramentos.

Assim o resultado obtido através da aplicação do algoritmo do SA conduz-nos a uma solução do

tipo:

43

min1

STATCOMi jij

Q Q=

=∑

Onde

minjiQ é a potência em STATCOM instalados no barramento j , que corresponde à

solução óptima (minimização) para a perturbação i .


160

Para assegurar a robustez pretendida recorreu-se à utilização de uma abordagem baseada na

selecção da solução de potência reactiva máxima de entre as soluções individuais obtidas pelo

algoritmo de minimização. Trata-se assim de uma solução do tipo Maxmin que se pode

descrever formalmente como:

( ) ( ) ( )1, min , min 43, min1,..., .º . 1,..., .º . 1,..., .º .

,..., ,...,robusta i j i ii n pert i n pert i n pert

S Q Q QMáx Máx Máx= = =

=

Onde j representa o número do barramento ( j =1,…,43) e i representa o número da

perturbação ( i =1,…,n.º de pert.).

Deste modo obtêm-se soluções que nos dão alguma garantia de sucesso relativamente à

sobrevivência do sistema para várias perturbações, situadas em diferentes pontos da rede.

5.6 Conclusão

Neste capítulo descreveu-se uma nova abordagem para identificação da localização e

dimensionamento óptimo da potência de STATCOM, de forma a assegurar a estabilidade do

sistema em redes com elevada integração de produção eólica, na sequência de defeitos que

provocam a saída de serviço de aerogeradores sem capacidade de sobrevivência a cavas de

tensão.

A metodologia desenvolvida teve como base um procedimento de optimização, tendo-se

recorrido a uma meta-heurística - Simulated Annealing – para a sua solução. Neste processo foi

atribuído a cada um dos barramentos definidos como injectores de potência eólica um

STATCOM com uma determinada potência.

Para a solução do problema foram consideradas duas funções objectivo. A primeira em que o

objectivo era a minimização da potência eólica desligada em consequência da actuação dos

relés de mínimo tensão devido a um curto-circuito e tendo em vista o cumprimento dos critérios

de estabilidade definidos. A segunda que minimiza a potência total dos STATCOM a serem

ligados na rede tendo em vista a manutenção da estabilidade do sistema.

Para que a solução encontrada tivesse robustez suficiente para várias perturbações adoptou-se

uma abordagem do tipo Maxmin na selecção da solução final.

No capítulo seguinte são discutidos os resultados da aplicação desta metodologia em diferentes

casos de estudo da rede ibérica.

161

CAPITULO 6 RESULTADOS DAS SIMULAÇÕES

CAPITULO 6 - RESULTADOS DAS SIMULAÇÕES

163

6.1 Introdução

Neste capítulo procede-se à apresentação e análise dos resultados obtidos através da aplicação

da metodologia desenvolvida e descrita no capítulo anterior aplicada sobre a rede Portuguesa

interligada a Espanha e à rede Europeia. Pretende-se aqui, em primeiro lugar, observar os

comportamentos dinâmicos das diferentes variáveis de modo a encontrar limites de potência de

STATCOM a instalar e em segundo lugar analisar os resultados obtidos da aplicação das

soluções externas e da metodologia desenvolvida no CAPITULO 5 .

Como referido no CAPITULO 4 , o cenário que origina a situação mais desfavorável é o cenário

de vazio seco de verão, uma vez que este não conta com a contribuição da produção das

centrais hídricas, ou seja, a totalidade da produção está assente na produção eólica e nas

centrais térmicas. Assim as situações de estudo basearam-se num cenário desfavorável de vazio

seco de verão para o ano de 2009.

6.2 Parametrização do Simulated Annealing

Os parâmetros utilizados na configuração do algoritmo do Simulated Annealing, tendo em conta

a metodologia apresentada no capítulo anterior, foram obtidos através da realização de

diferentes testes.

Como referido anteriormente o algoritmo do SA encontra-se implementado em linguagem IPLAN

(PSS/E) e a introdução dos dados foi realizada com recurso a ficheiros auxiliares, como por

exemplo o ficheiro com a indicação dos barramentos com produção eólica e onde podem ser

instalados STATCOM, o ficheiro com as informações relativas aos parâmetros do SA (alfa,

temperatura inicial, temperatura final, número máximo de iterações, número de iterações em

cada patamar, etc.). Na Tabela 6.1 apresentam-se os valores utilizados na parametrização do

SA.

Para efeitos da realização das simulações, foi considerado a existência de apenas 3 escalões de

STATCOM (Tabela 5.2), sendo que a utilização do maior escalão em cada local de instalação

dos STATCOM respeitará uma das restrições, ou seja, a potência dos STATCOM não poderá

ser superior a 50% da potência eólica injectada em cada barramento.


164

De modo a ser possível avaliar os resultados obtidos com a metodologia de optimização

proposta no CAPITULO 5 , foram simulados defeitos (curto-circuitos) em diferentes locais da

rede Portuguesa. Como a rede em estudo tem uma dimensão apreciável e consequentemente

uma quantidade de barramentos muito elevada ouve necessidade de se proceder à selecção dos

barramentos que seriam utilizados nas simulações. Assim, com base no cenário A2 (cenário em

que não existe qualquer STATCOM ligado na rede) foram efectuados curto-circuitos francos com

a duração de 500 ms em todos os barramentos da rede portuguesa e deste modo obteve-se uma

listagem com o valor de perda de produção eólica em função do local do curto-circuito.

Tabela 6.1 – Parâmetros utilizados no SA

Parâmetro Valor Temperatura inicial 1,0

Temperatura 1,0 Temperatura mínima 0,05

Alfa 0,99 Número máximo de iterações 100000 Número inicial das iterações 0

Número máximo de iterações sem melhorar 75 Comprimento do patamar em nº de iterações 50

Limite da potência do STATCOM em relação ao valor máximo da potência eólica injectada 50%

Na tabela 6.2 encontram-se os dez barramentos onde a ocorrência do curto-circuito originou os

dez maiores valores de perda de produção eólica.

Tabela 6.2 – Potência eólica perdida - A2 (0 Mvar de STATCOM).

N.º Barramento Nome do Barramento Tensão (KV) Pout (MW) IET>180º 30437 RECAREI 400 1634 Sim 30422 RIBADAVE 400 1505 Sim 30476 PARAIMO 400 1450 Não 30414 BATALHA 400 1408 Não 37203 SEI-VALDIGEM 220 1369 Sim 30460 C. PEGO 400 1357 Sim 80460 PEGO_REN 400 1357 Sim 81460 PEGO_REN 400 1357 Sim 30416 R.MAIOR 400 1356 Não 30220 VALDIGEM 220 1348 Não

Com base nos resultados anteriormente apresentados, seleccionou-se um curto-circuito em

Recarei por ser este o barramento onde o impacto em termos de perda de produção eólica é

maior.


165

6.2.1 Função objectivo

Tal como referido no CAPITULO 5 foram consideradas duas funções objectivo. Assim numa

primeira fase foram efectuadas simulações com a função objectivo em que se pretendia

encontrar uma solução com o menor valor de perda de potência eólica. Posteriormente utilizou-

se a função objectivo que tinha como finalidade encontrar uma solução com o menor valor de

potência dos STATCOM. Para ambas as funções objectivo foram respeitadas as restrições

definidas, ou seja, por um lado a diferença do ângulo entre o COI e o maior ângulo de entre

todas as máquinas síncronas em funcionamento (IET) não pode ultrapassar 180º, e por outro a

potência máxima dos STATCOM, como já foi referido, só pode ser igual a 50% da potência

eólica injectada em cada barramento.

6.3 Simulações

Os estudos efectuados investigaram a simulação de um curto-circuito franco no barramento de

Recarei de 400KV, pelas razões já apresentadas.

Para além do curto-circuito em Recarei foram também efectuadas simulações em outros

barramentos com a finalidade de analisar de uma forma mais abrangente o benefício que se

obteria com a aplicação da metodologia proposta.

6.3.1 Minimização da Perda de produção eólica

Na sequência da aplicação da metodologia definida no CAPITULO 5 , apresentam-se nesta

secção os resultados obtidos para o caso em que a função objectivo foi definida para minimizar a

perda de produção eólica na sequência de um defeito na rede.

Esta primeira abordagem serviu para se obter uma primeira indicação de como o sistema se

comportava em condições de funcionamento adversas.

O principal interesse residia no facto de saber se o algoritmo implementado conduziria a uma

solução final com qualidade. Desde logo foi estabelecido que esta análise seria apenas tratada

para o cenário associado à ocorrência de um curto-circuito nas proximidades da sub-estação de

Recarei, já que era nesta zona que um curto-circuito levava à maior perda de produção eólica.

Como o referido no CAPITULO 5 a aplicação da função objectivo de minimização da perda de

produção eólica conduziu-nos a uma solução com um valor muito elevado da potência dos


166

STATCOM, e como consequência a sua aplicação prática é economicamente inviável. Por este

motivo os resultados que seguidamente se apresentam não são analisados de uma forma

detalhada.

6.3.1.1 Localização / potência dos STATCOM

Como resultado da utilização da função de minimização da potência eólica perdida, chegou-se à

distribuição óptima para a localização dos STATCOM apresentada na figura seguinte. O valor

total identificado para a potência dos STATCOM foi de 1309 Mvar distribuídos por diferentes

localizações, conforme indicado na Figura 6.1.

Figura 6.1 – Resultado da optimização (Potência e localização dos STATCOM – CC em Recarei).

O valor obtido aproximou-se do valor máximo permitido pela restrição, ou seja, 1600Mvar. Com

base neste resultado foi possível constatar que para a obtenção de um valor reduzido de

potência eólica perdida é necessário recorrer a um valor elevado de potência de STATCOM,

para além destes dispositivos estarem localizados em praticamente todos os 43 barramentos

com produção eólica (35 barramentos).


167

Tendo em conta o elevado custo associado à implementação desta solução, podemos dizer que

o resultado da optimização com base na função objectivo de minimização da potência perdida

levar-nos-ia a um volume de investimento muito significativo.

O resultado obtido na sequência da implementação do algoritmo de optimização conduziu-nos a

um valor de 1216 MW de potência eólica perdida em consequência do curto-circuito, traduzindo-

se portanto numa redução de perda de produção eólica para este caso em 418 MW (a perda na

situação de estudo A2 foi de 1634 MW).

6.3.1.2 Trânsito nas Interligações

A instalação deste volume de potência de STATCOM conduz a um menor volume de perda de

produção eólica, quando comparado com a situação de estudo em que não existe ligado à rede

qualquer STATCOM (situação de estudo A2), sendo consequentemente os trânsitos de potência

activa nas interligações entre Portugal-Espanha e também Espanha-França menos afectados.

Na Figura 6.2 encontram-se representados os trânsitos de potência activa nas interligações entre

Portugal e Espanha, sendo possível constatar que após a eliminação do defeito na rede as

oscilações dos trânsitos nas interligações tendem a diminuir, em amplitude e frequência o que é

um indicador que a rede não ficou instável.


168




Figura 6.2 – Trânsitos de potência activa nas interligações Portugal-Espanha


169

Os trânsitos de potência activa nas interligações entre Espanha e França são mostrados na

figura seguinte (Figura 6.3). Também aqui se verifica que a rede ficou estável após a eliminação

do defeito.


Victória – (Baixa 400kV) Biesca - Pragn (220kV)

Figura 6.3 – Trânsito de potência activa nas interligações Espanha – França

Portanto, a presença dos STATCOM torna-se fundamental para manter a estabilidade da rede

após a eliminação do defeito.

6.3.1.3 Tensões nos barramentos

Relativamente às tensões nos barramentos, o resultado obtido tendo como referência a situação

de estudo em que não existem STATCOM na rede (A2 - Figura 4.18), é visivelmente melhor

(Figura 6.4). A diferença é mais notória nas áreas assinaladas (elipses). Este resultado era

esperado na medida em que um elevado volume de potência reactiva é injectada pelos


170

STATCOM durante a perturbação fornecendo deste modo suporte de tensão a toda a rede e

assim evitando a actuação das protecções de mínimo de tensão de alguns dos parques.

Figura 6.4 – Curva iso-tensão – CC Recarei

A título de exemplo mostra-se agora na Figura 6.5 a evolução temporal dos valores das tensões

nos barramentos de 400 kV de Recarei, Batalha e Alto Lindoso. É visível que nos barramentos

electricamente mais afastados do local do curto-circuito as tensões são menos afectadas.

Figura 6.5 – Tensões em Recarei, Batalha e Alto Lindoso (400KV) – CC Recarei


171

É também nestes locais que se pode notar mais o impacto dos STATCOM pois a sua

contribuição é suficiente para evitar o disparo dos relés de mínimo de tensão de alguns parques.

6.3.1.4 Conclusão

Os resultados obtidos através da minimização da potência eólica perdida na sequência de um

curto-circuito em Recarei indicam que os valores de potência dos STATCOM obtidos pelo

algoritmo conduziriam a uma solução extremamente cara. No entanto, esta análise serviu de

linha de orientação e culminou com a decisão de optar pela função objectivo que minimiza a

potência dos STATCOM, sem pôr em risco a estabilidade da rede. Esta análise é feita na secção

seguinte.

6.3.2 Minimização da Potência dos STATCOM

6.3.2.1 Localização / potência dos STATCOM

A simulação do curto-circuito em Recarei revela que a localização e dimensionamento óptimo

dos STATCOM é extremamente importante.

Tal como foi já demonstrado (secção 4.6.1.1) verifica-se que a não existência de quaisquer

equipamento que tenha capacidade para melhorar o perfil de tensão do sistema durante o curto-

circuito dá origem a um quadro de instabilidade.

A instalação de STATCOM, de uma forma optimizada no que respeita à sua potência e

localização, revelou-se uma solução bastante interessante. Desta forma foi possível reduzir, não

só a perda de produção eólica mas também melhorar significativamente a evolução dos trânsitos

de potência nas interligações com Espanha e também os perfis das tensões em todos os

barramentos, assegurando a estabilidade do sistema.

Na figura seguinte (Figura 6.6) encontra-se a distribuição dos STATCOM pelos diferentes

barramentos como resultado da aplicação do algoritmo de optimização.


172

Figura 6.6 – Resultado da optimização (Potência e localização dos STATCOM – CC em Recarei).

A potência total de STATCOM que resultou da aplicação da metodologia desenvolvida, foi de

382 Mvar, distribuídos pelos pontos de injecção de produção eólica conforme se apresenta na

tabela seguinte (Tabela 6.3).

Tabela 6.3 – Potência e localização dos STATCOM ligados.

N.º do barramento Barramento Tensão (kV) Potência dos STATCOM (Mvar) 6 67127 ESTARREJA 63 21,5 7 67147 BATALHA 63 30,3 8 67167 R.MAIOR 63 41,5 14 67223 RIBADAVE 150 25 15 67227 RIBADAVE 63 19,8 16 67237 MOURISCA 63 2,8 18 67257 FANHÕES 63 19,8 22 67333 ESPARIZ 220 60 28 67527 PENELA 63 34,9 29 67543 CARRAPATELO 220 23,9 31 67557 CHAVES 63 13,4 36 67647 MOGADOURO 63 10 38 67707 T.VEDRAS 63 37,3 39 67733 C.BRANCO 150 41,8

TOTAL 382


173

6.3.2.2 Perda de produção eólica

A perda de produção eólica registada foi de 1532MW. Verifica-se assim uma diminuição do valor

de perda de produção eólica, quando comparado com a situação de não existência de

STATCOM (1634MW – situação de estudo A2). Convém realçar que o valor de perda de

produção eólica da situação A2 refere-se ao valor perdido até ao final da simulação (t=20s), ou

seja, como pode ser verificado no CAPITULO 4 nas condições da situação de estudo A2 a perda

de toda a produção eólica (3200MW) originaria que a rede ficasse instável e consequentemente

verificar-se-ia o colapso do sistema.

Portanto pode-se dizer que a contribuição dos STATCOM permite reduzir a perda de produção

eólica e contribuir de uma forma decisiva para a estabilidade da rede, evitando que esta entre

em colapso.

A Figura 6.7 mostra a produção eólica perdida para a situação em causa, indicando o valor da

potência eólica perdida para cada uma das três tecnologias existentes na rede. Claramente, o

maior impacto, em termos de perda de produção, verifica-se para as às máquinas assíncronas

convencionais uma vez que estas têm a regulação dos relés de mínimo de tensão para 0,8 p.u..

A excepção tem lugar para as máquinas que se encontram electricamente muito afastadas do

local da ocorrência do curto-circuito.

No que se refere às máquinas síncronas de velocidade variável e às máquinas de indução

duplamente alimentadas, a quase totalidade destas que têm a regulação em 0,8 p.u. (ou seja,

não têm capacidade de RTF) saem de serviço, exceptuando-se também as que estão a grande

distância do local do curto-circuito.


174

Máq. Sincronas Desligadas [MW], 288.54, 30.1%

Máq. Sincronas a Funcionar

[MW], 671.46, 69.9%

Máq. Assíncronas Desligadas [MW], 581.45, 90.9%

Máq. Assíncronas a Funcionar [MW], 58.55, 9.1%

Máq. DFIG Desligadas [MW], 662.57, 41.4%

Máq. DFIG a Funcionar [MW], 937.43, 58.6%

a) Máquinas Síncrona b) Máquinas Assíncronas c) Máquinas DFIG

Figura 6.7 – STATCOM – Perda de produção eólica

Neste cenário saíram de serviço 288,5 MW (30,1%) das máquinas síncronas de velocidade

variável, 581 MW (90,9%) das máquinas assíncronas convencionais e 662,5 MW (41,4%) das

máquinas assíncronas duplamente alimentadas.

6.3.2.3 Trânsito nas Interligações

As evoluções temporais dos trânsitos de potência activa são indicadoras do “grau” de

estabilidade da rede. A Figura 6.8 representa os trânsitos de potência activa em cada uma das

interligações entre Portugal e Espanha.

Verifica-se que em todas as interligações os trânsitos de potência activa reflectem a tendência

do sistema para voltar à estabilidade, uma vez que estas oscilações se vão amortecendo

progressivamente.


175




Figura 6.8 – Trânsitos de potência activa nas interligações Portugal-Espanha


176

Os trânsitos de potência activa nas interligações entre Espanha e França são mostrados na

figura seguinte (Figura 6.9).


Victória - Baixa 400kV) Biesca - Pragn (220kV)

Figura 6.9 – Trânsito de potência activa nas interligações Espanha – França – CC Recarei

A evolução temporal dos trânsitos nas interligações Espanha-França demonstram bem o impacto

positivo dos STATCOM, uma vez que o comportamento dinâmico apresenta uma tendência de

amortecimento quando comparado com a situação de ausência de STATCOM (situação A2),

descrito no CAPITULO 4 . Desta forma evita-se uma situação de colapso do sistema, sendo que

os valores das tensões apresentam um valor superior durante a permanência do defeito,

comparativamente com a situação de não existir qualquer STATCOM instalado.


177

Na figura seguinte (Figura 6.10) pode verificar-se o trânsito total nas interligações

Portugal-Espanha e Espanha-França, e as conclusões que se podem tirar são idênticas às

anteriormente referidas.

a) Portugal – Espanha

b) Espanha - França

Figura 6.10 – Total do trânsito de potência activa nas interligações (Portugal-Espanha e Espanha-França)


178

Resumindo, a solução adoptada conduz a que o sistema ibérico não entre em instabilidade após

a ocorrência de um curto-circuito na região de Recarei.

6.3.2.4 Índice de Estabilidade Transitório

Como foi referido no capítulo anterior o índice de estabilidade transitório (IET) utilizado baseia-se

na diferença entre o COI e o maior ângulo de entre todas as máquinas síncronas em

funcionamento. Para a situação em análise (curto-circuito em Recarei) o resultado da adopção

da solução de optimização proposta revela que o IET não apresenta um valor superior ao que foi

definido como limite de estabilidade, ou seja, a 180º. Pela análise do gráfico representado na

Figura 6.11, no instante t=20s, o IET tende mesmo para um valor próximo do inicial, significando

isto que a rede caminha para um regime estável.

Figura 6.11 – Evolução temporal do IET.

6.3.2.5 Tensões nos barramentos/curvas iso-tensão

De modo a ser efectuada mais facilmente a comparação dos resultados, apresenta-se na Figura

6.12 o comportamento no domínio do tempo das tensões em alguns dos principais barramentos


179

da rede Portuguesa na situação A2 (CAPITULO 4 ). Como se pode verificar através da análise

dos perfis de tensão, a rede caminha para um cenário de instabilidade.

Figura 6.12 – Tensão em Recarei, Paraimo, Ribadave, Batalha, Rio Maior e Alto Mira - A2 (400kV).

Na simulação efectuada com a contribuição dos STATCOM o valor das tensões (Figura 6.13),

verificadas em alguns dos principais barramentos da rede portuguesa revelam o impacto que o

curto-circuito em Recarei tem no comportamento das tensões. Estas apresentam valores tanto

mais reduzidos quanto mais próximo estiverem do local do defeito. Como se pode ver, através

da comparação com a situação A2 (Figura 6.12) este impacto revela-se menos intenso do que

quando não existe o contributo dos STATCOM.

Para se poder observar o ganho que resulta da utilização dos STATCOM face aos resultados

sem STATCOM apresenta-se na Figura 6.14 (igual à Figura 4.18) os valores das tensões na

situação em que não existe a contribuição dos STATCOM (A2).


180

Figura 6.13 – Tensão em Recarei, Paraimo, Ribadave, Batalha, Rio Maior e Alto Mira (400kV).

Figura 6.14 – Curva iso-tensão - A2 - Curto-circuito em Recarei (t=1,5 s)

Na Figura 6.15 pode verificar-se o impacto do curto-circuito nos valores das tensões nos

barramentos onde existe injecção de produção eólica (tensões no instante imediatamente

anterior à eliminação do defeito).


181

Figura 6.15 – Curva iso-tensão – Curto-circuito em Recarei (t=1,5 s).

É notório o “afundamento” das tensões na área circundante ao local da ocorrência do curto-

circuito. Relativamente à situação de estudo de ausência da contribuição dos STATCOM pode

verificar-se uma melhoria generalizada dos valores da tensão. Esta situação só não é mais grave

porque neste caso temos o contributo dos STATCOM que colaboram no melhoramento do valor

e dos perfis de tensão nos diferentes barramentos.

A contribuição dos STATCOM instalados é bem visível na área sinalizada na figura, sendo que

se trata da zona do Pinhal Interior / Serra da Gardunha. Esta zona caracteriza-se pela presença

de uma produção eólica assinalável e dado que a sua distância ao local do curto-circuito é

grande, a ajuda dos STATCOM leva a que alguns dos parques não sejam desligados e por

conseguinte o seu contributo é muito relevante para a manutenção da estabilidade da rede

eléctrica portuguesa.

6.4 Análise Comparativa

A análise dos resultados apresentada seguidamente refere-se ao cenário de vazio seco de verão

de 2009 em que a função objectivo minimiza a potência dos STATCOM, por esta ser a que

melhores resultados apresentou.

Foram consideradas várias situações de estudo para o cenário em causa. Assim a situação A2 e

A3 foram definidas anteriormente (secção 4.2.2) como as situações em que não existia qualquer

STATCOM na rede (A2 - ausência de STATCOM – 0Mvar) e a situação onde apenas existiam

STATCOM em 5 barramentos (435 Mvar ligados nos 5 barramentos com maior de produção

eólica), respectivamente. Nas secções seguintes serão analisadas mais duas situações de


182

estudo. A situação chamada de Óptimo (382 Mvar), que diz respeito aos resultados obtidos com

a utilização da melhor solução encontrada pela metodologia (secção 6.3.2) e a situação

1600Mvar que se refere à situação de estudo onde em cada barramento está instalado um

STATCOM com um valor de 50% da potência eólica injectada nesse mesmo barramento

(definido como o valor máximo permitido).

6.4.1 Comparação entre as situações de estudo A2, A3, Óptimo e

1600Mvar na sequência de um curto-circuito em Recarei

De modo a ser mais perceptível a contribuição do trabalho desenvolvido nesta tese foi realizada

a comparação, considerando o curto-circuito na zona de Recarei, para o caso das diferentes

situações estudadas, ou seja, A2, A3, Óptimo e por último a situação 1600Mvar (limite máximo

da potência reactiva dos STATCOM definida – 50% de 3200Mvar).

Como se pode verificar pela análise da Figura 6.16, apenas na situação de estudo em que se

considera não existir qualquer STATCOM instalado na rede (A2), se verifica o colapso do

sistema após a ocorrência do curto-circuito.

Figura 6.16 – Evolução temporal do IET (Curto-circuito em Recarei).


183

O resultado mais favorável ocorre com a situação 1600Mvar de STATCOM, no entanto com

apenas 382 Mvar de STATCOM (resultado Óptimo) consegue-se também um bom resultado, ou

seja, o comportamento da rede mantém-se estável após a eliminação do defeito.

Pode verificar-se na Figura 6.17, que a situação A2 apresenta um quadro de instabilidade

acentuada nos trânsitos de potência activa nas interligações entre Portugal e Espanha. Isto é

consequência da actuação das protecções de mínimo de tensão dos aerogeradores e

naturalmente da perda da sua produção. A saída de um tão elevado volume de produção eólica

(ver Tabela 6.4) origina uma situação de instabilidade e consequentemente a rede entrará em

colapso.

Através da análise da Tabela 6.4 pode verificar-se que a solução óptima tem uma perda de

produção eólica superior à situação A3 de apenas 15 MW mas apresenta uma potência de

STATCOM inferior em 52 Mvar.

Na situação em que o valor dos STATCOM é de 1600Mvar (maior valor “permitido”) a perda de

produção eólica é menor, atingindo um valor de apenas 1193 MW, não se verificando

instabilidade na rede.

Situação A2

Situação 1600MVAr

Situação Óptimo

Situação A3

Figura 6.17 – Trânsito de potência activa total nas interligações PT-ES (CC em Recarei).


184

Uma vez que o principal objectivo consistia em encontrar soluções que evitem que o sistema

entre em instabilidade e que o valor dos STATCOM a instalar seja o menor possível, a solução

óptima fornece-nos o melhor dos resultados.

Situação Pot. STATCOM

(Mvar) Perda de Pot. Eólica (MW)

IET > 180º

A2 0 1634 Sim A3 435 1517 Não

Óptimo 382 1532 Não 1600 Mvar 1600 1193 Não

Tabela 6.4 – Comparação entre situações de estudo.

De referir que os valores apresentados referem-se ao instante t=20 s. No caso da situação A2 e

dado que a ocorrência da perturbação provoca uma situação instável, poder-se-ia considerar que

a perda de produção eólica seria total.

Também os trânsitos de potência reactiva revelam que o impacto do curto-circuito na rede

origina diferentes comportamentos, tal como se pode verificar na figura seguinte (Figura 6.18).

A tensão em Recarei, para as diferentes situações de estudo, está apresentada a seguir (Figura

6.19) e revela o impacto do curto-circuito para as diferentes situações.

Situação Óptimo

Situação A3Situação A2

Situação 1600MVAr

Figura 6.18 – Trânsito de potência reactiva total nas interligações PT-ES (CC em Recarei).


185

Figura 6.19 – Tensão em Recarei (CC em Recarei).

Em todas as situações de estudo, o valor da tensão no barramento durante o período de duração

do curto-circuito atinge o valor de 0 p.u.. Com a eliminação do curto-circuito a tensão volta para

valores próximos de 1p.u. . A situação A2 revela um quadro de instabilidade e do lado oposto a

situação de 1600Mvar revela o melhor dos resultados. No entanto, a situação de estudo

resultante da adopção da solução óptima apresenta uma melhor relação entre a potência total

dos STATCOM e a potência eólica perdida, o mesmo se verificando no que concerne ao

comportamento dos perfis de tensão.

A análise da tensão num dos barramentos onde existe interligação com Espanha (Alto Lindoso)

confirma o cenário de instabilidade para a situação de estudo A2 e mostra que a solução

encontrada através da aplicação do algoritmo de optimização é na realidade uma boa solução. A

Figura 6.20 apresenta estes comportamentos.

A título de exemplo apresenta-se na Figura 6.21 a potência reactiva injectada pelo STATCOM no

barramento de Penela em cada uma das situações de estudo simuladas. Nas situações de

estudo A2 e A3 não existe qualquer STATCOM ligado ao barramento de Penela, razão pela qual

o valor da potência reactiva é nulo.


186

Figura 6.20 – Tensão em Alto Lindoso (CC em Recarei).

Relativamente à situação de estudo onde é injectada uma potência reactiva total com um valor

de 1600 Mvar é visível a injecção de potência reactiva durante a ocorrência do curto-circuito no

barramento de Penela. O mesmo acontece, embora com um valor mais reduzido, para o caso do

cenário óptimo. O resultado da situação de estudo óptimo em relação às oscilações é

caracterizado por ser menor amortecido mas no final do período da simulação os valores

aproximam-se. Assim pode afirmar-se que o STATCOM tem um efeito muito positivo na medida

que evita a perda de produção eólica.


187

Figura 6.21 – Potência reactiva injectada pelo STATCOM em Penela (CC em Recarei).

6.4.2 Comparação entre as situações de estudo A2 e Óptima para

um Curto-circuito em Recarei, Paraimo e Ribadave

É também de interesse comparar os resultados obtidos com a simulação de um curto-circuito,

com a duração de 500ms, em Recarei, Paraimo e Ribadave. Assim é possível constatar as

diferenças de impacto no comportamento dinâmico da rede, em função da localização do curto-

circuito.

Como foi referido anteriormente, de entre os 43 pontos injectores de eólica aquele em que a

ocorrência de um curto-circuito, na sua proximidade, causa mais efeitos negativos no que

respeita à perda de produção eólica, é o Barramento de 400kV de Recarei.

Na Figura 6.22 apresenta-se o comportamento do IET para cada uma das 3 situações de estudo.


188

a) Situação de estudo A2 (0Mvar de STATCOM)

b) Situação de estudo Óptima (382 Mvar- secção 6.3.2)

Figura 6.22 – Evolução temporal do IET (CC em Recarei, Paraimo e Ribadave).

Para a situação de ausência de STATCOM (Figura 6.22 a) ) a situação mais critica, e que origina

a perda de estabilidade da rede, corresponde à ocorrência de um curto-circuito nas proximidades


189

da sub-estação de Recarei. No entanto, e devido ao contributo dos STATCOM esta situação já

não tem lugar na situação óptima encontrada pelo algoritmo de minimização da potência dos

STATCOM (Figura 6.22 b) ).

Relativamente aos trânsitos nas interligações entre Portugal e Espanha pode-se verificar através

da análise da Figura 6.23 que também se confirma que o curto-circuito em Recarei é o que mais

impacto tem na estabilidade da rede, sendo que com a solução óptima encontrada o sistema não

fica instável.

Nas interligações de Espanha com França reflectem-se os efeitos do curto-circuito nos trânsitos

de energia activa, conforme se pode ver da análise da Figura 6.24.


190



Figura 6.23 – Trânsito de potência activa nas interligações Portugal-Espanha (CC em Recarei, Paraimo e Ribadave).


191



Figura 6.24 – Trânsito de potência activa nas interligações Espanha-França (CC em Recarei, Paraimo e Ribadave).


192

6.5 Análise da robustez da solução encontrada

Com o objectivo de testar a metodologia desenvolvida para tratar o problema da robustez das

diferentes soluções, descritas no capítulo anterior, apresentam-se seguidamente os resultados

obtidos com esta abordagem.

Antes de mais é oportuno dizer que apenas se apresenta a análise da robustez para as cinco

situações de estudo, com base nos critérios estabelecidos, relativamente ao maior impacto no

que à perda de produção eólica diz respeito e à perda de estabilidade no sistema.

Analisando a Tabela 6.2, identificam-se as situações e perturbações que são mais críticas para o

sistema. A definição da solução robusta é estabelecida para assegurar a estabilidade simultânea

para os casos anteriormente identificados e que correspondem a perturbações nos barramentos

de Recarei, Valdigem, Pego e Ribadave.

Com o objectivo de avaliar o efeito da solução robusta no comportamento do sistema, considera-

se ainda o caso de Paraimo, onde a ocorrência de uma perturbação, apesar de conduzir a uma

perda significativa de produção eólica, não conduz a perda de estabilidade.

A Tabela 6.5 apresenta os resultados obtidos pela metodologia de optimização proposta para a

simulação de um curto-circuito com a duração de 500ms nos barramentos atrás referidos.

A coluna mais à direita desta tabela (Sol. Robusta – MAXmin) diz respeito ao valor mais elevado

da potência dos STATCOM a ligar em cada um dos 43 barramentos onde é possível a ligação de

STATCOM. A potência total da solução robusta perfaz um valor de 625 Mvar.

Como se pode verificar através da análise dos resultados apresentados na Tabela 6.5 para as

situações de estudo consideradas, apenas para o curto-circuito em Paraimo foi identificada uma

solução em que com total ausência de STATCOM o sistema permanece estável. Em todas as

outras situações de estudo consideradas este cenário não se verifica, ou seja, a contribuição da

potência reactiva injectada pelos STATCOM é fundamental para que o limite de estabilidade

definido para o IET, 180º, não seja ultrapassado.

Na Tabela 6.6 apresenta-se um resumo dos resultados obtidos, potência total dos STATCOM

(Qstatcom) e potência eólica total perdida na sequência do curto-circuito (Pout), com a aplicação

do algoritmo de optimização e também os resultados obtidos com a utilização da potência e

localização dos STATCOM obtidos através da aplicação do critério de MAXmin.


193

Tabela 6.5 – Robustez – Potência dos STATCOM.

Localização do curto-circuito / potência dos STATCOM (Mvar) Barramento com

injecção de

eólica Paraimo (Mvar)

Ribadave (Mvar)

Recarei (Mvar)

Pego (Mvar)

Valdigem (Mvar)

Sol. Robusta - MAXmin

(Mvar)

1 67017 0 0 0 0 0 0

2 67067 0 0 0 0 0 0

3 67077 0 0 0 0 0 0

4 67107 0 0 0 0 0 0

5 67117 0 0 0 0 0 0

6 67127 0 0 21,5 0 21,5 21,5

7 67147 0 0 30,3 0 0 30,3

8 67167 0 0 41,5 0 0 41,5

9 67187 0 0 0 0 0 0

10 67197 0 0 0 0 0 0

11 67203 0 0 0 0 0 0

12 67207 0 61,7 0 0 0 61,7

13 67217 0 29,8 0 0 0 29,8

14 67223 0 0 25 0 25 25

15 67227 0 29,6 19,8 0 0 29,6

16 67237 0 0 2,8 0 0 2,8

17 67247 0 0 0 0 0 0

18 67257 0 0 19.8 0 0 19,8

19 67287 0 0 0 0 0 0

20 67307 0 0 0 0 0 0

21 67317 0 25 0 0 0 25

22 67333 0 0 60 0 60 60

23 67337 0 13,4 0 0 0 13,4

24 67357 0 0 0 0 0 0

25 67437 0 0 0 0 0 0

26 67467 0 0 0 0 0 0

27 67473 0 0 0 0 0 0

28 67527 0 52,3 34,9 0 0 52,3

29 67543 0 0 23,9 0 0 23,9

30 67547 0 20,1 0 0 0 20,1

31 67557 0 0 13,4 0 13,4 13,4

32 67573 0 0 0 0 0 0

33 67617 0 7,6 0 0 0 7,6

34 67623 0 0 0 0 0 0

35 67627 0 0 0 0 0 0

36 67647 0 0 10 0 0 10

36 67667 0 0 0 0 0 0

38 67707 0 0 37,3 0 0 37,3

39 67733 0 0 41,8 41,8 0 41,8

40 67747 0 0 0 0 0 0

41 67777 0 0 0 0 0 0

42 67787 0 0 0 58,4 0 58,4

43 67797 0 0 0 0 0 0

Totais 0 240 382 100 120 625


194

Naturalmente, e uma vez que a potência total dos STATCOM identificada pela solução robusta é

superior aos valores obtidos com o algoritmo de optimização, a perda de produção eólica é

inferior em todas as situações de estudo apresentadas. Salienta-se o facto de esta diferença ser

mais reduzida sempre que o defeito simulado ocorre nos principais barramentos da rede, como

seja, por exemplo, o barramento de Recarei.

Tabela 6.6 – Robustez - Comparação dos cenários simulados.

Solução óptima Solução Robusta Localização do Curto-Circuito Qstatcom

(Mvar) Pout (MW)

Qstatcom (Mvar)

Pout (MW)

Recarei 382 1532 625 1511 Ribadave 239 1435 625 1289 Paraimo 0 1450 625 1368 Pego 100 1248 625 875 Valdigem 120 1260 625 930

Na Figura 6.25 apresenta-se a evolução temporal do IET relativamente às situações de estudo

anteriormente referidas, sendo possível verificar que em todas elas a rede caminha para um

cenário de estabilidade devido ao contributo da potência reactiva injectada pelos STATCOM.

Figura 6.25 – Evolução temporal do IET (CC em Recarei, Paraimo, Pego, Valdigem e Ribadave).


195

Com base nos resultados, apresentados para estes 5 barramentos, pode afirmar-se que a

solução encontrada pode ser considerada robusta uma vez que nos conduz a uma solução

dentro dos limites estabelecidos, não havendo perda de estabilidade no sistema para qualquer

uma das perturbações.

6.6 Comportamento da metodologia

A aplicação da metodologia de optimização desenvolvida revelou-se bastante eficaz tendo sido

possível identificar e localizar os STATCOM a instalar na rede para garantir a estabilidade do

sistema. De referir que dada a natureza e dimensão do problema não poderia obter-se uma

solução sem o auxílio de ferramentas do tipo meta-heurísticas.

Existem no entanto algumas questões que devem ser realçadas, devido a terem uma elevada

interferência com a performance da utilização do método. Entre elas refere-se o facto do

problema ser altamente não linear e combinatório, sendo que a identificação de uma solução

“óptima” para a rede ibérica pode demorar aproximadamente 10 horas de cálculo num

computador pessoal equipado com um processador Intel® Core™ 6600@ 2,40GHz e 1 Gb de

RAM, considerando um período de análise do comportamento dinâmico de apenas 20 s. De

referir que a maioria do esforço de cálculo está na simulação numérica da dinâmica do sistema

realizada com recurso ao PSS/E.

6.7 Conclusões

Ao longo deste capítulo foram apresentados os resultados da aplicação da metodologia

desenvolvida no capítulo anterior ao cenário de vazio seco de verão referente ao ano de 2009. O

cenário escolhido corresponde a uma situação onde na ausência de STATCOM, o valor da perda

de produção eólica é muito elevado. Foram feitas simulações com a função objectivo a minimizar

a perda de produção eólica e também a minimizar a potência de STATCOM necessária para que

o sistema não ficasse instável, ou seja, em que o IET não fosse superior a 180º.

Foi implementada a metodologia de optimização desenvolvida no CAPITULO 5 , onde se

recorre à utilização de uma meta heurística, Simulated Annealing, com vista a permitir a

optimização da localização e o dimensionamento de STATCOM na rede.

A solução que se baseia na minimização da perda de produção eólica revelou-se uma solução

em que os custos com a instalação destes equipamentos seriam elevados. Desta forma foi


196

utilizada uma nova função objectivo em que se procurou minimizar o valor da potência dos

STATCOM a instalar, assegurando ao mesmo tempo que o colapso do sistema não teria lugar.

Esta alternativa provou ser bastante eficaz.

A solução encontrada pelo algoritmo evidenciou claramente que pode ser decisiva a contribuição

dos STATCOM, ou seja, a injecção rápida de potência reactiva evitou a perda de produção

eólica na sequência de um curto-circuito, contribuindo assim para o aumento da estabilidade da

rede.

A localização e dimensionamento optimizado provou ser uma ferramenta de bastante utilidade,

levando a que a rede apresente um comportamento estável na sequência de um defeito. Como

principal vantagem da inclusão destes dispositivos na rede Portuguesa pode referir-se a redução

significativa de perda de produção eólica devido à não actuação das protecções de mínimo

tensão dos aerogeradores.

Para as situações estudadas, a solução que se revelou como melhor resultou num valor de

STATCOM de 382 Mvar (através da minimização da potência dos STATCOM) a instalar em

vários barramentos da rede portuguesa.

A análise de robustez efectuada permitiu verificar que as potências e localizações dos

STATCOM determinados recorrendo à aplicação da metodologia desenvolvida neste trabalho

garantem a estabilidade do sistema, mesmo quando a localização dos curto-circuitos é diferente.

Neste caso o volume de STATCOM a instalar é consideravelmente maior.

197

CAPITULO 7 CONCLUSÕES

CAPITULO 7 - CONCLUSÕES

199

7.1 Introdução

O trabalho desenvolvido nesta tese teve como domínio de investigação a análise do

comportamento dinâmico de grandes redes interligadas com elevada integração de produção

eólica, na sequência de defeitos na rede eléctrica. O principal objectivo focou-se, no entanto, na

identificação dos problemas e na procura de soluções, externas aos aerogeradores, que

permitissem fornecer capacidade de sobrevivência a cavas de tensão aos aerogeradores que se

encontrem já instalados numa rede e que não estejam dotados dessa capacidade. A

investigação desenvolvida foi aplicada ao caso da rede eléctrica portuguesa num cenário de

grande volume de integração de produção eólica e num contexto Ibérico.

Na sequência dos estudos efectuados no decorrer deste trabalho, enunciam-se seguidamente as

principais contribuições do mesmo.

7.2 Contribuição desta tese

Nesta tese procuraram-se identificar soluções que melhorem o comportamento dinâmico de

redes eléctricas em cenários com um elevado volume de produção eólica, na sequência de

curto-circuitos que podem conduzir à perda deste tipo de produção e consequentemente a

situações de perda de estabilidade. Para proceder a este tipo de estudos foram analisados e

implementados os principais modelos de aerogeradores de modo a permitir a sua integração e

utilização no software de simulação dinâmica PSS/E.

A principal contribuição deste trabalho consistiu no desenvolvimento de uma metodologia que

permite localizar e dimensionar de uma forma óptima STATCOM de modo a melhorar o

comportamento dinâmico de toda uma rede eléctrica. Assumiu-se que a localização dos

STATCOM apenas seria possível nos barramentos da rede onde existisse produção eólica.

Como o caso de estudo se centrou sobre a rede portuguesa num cenário vazio seco de 2009,

admitiu-se a possibilidade de instalação deste tipo de dispositivos nos barramentos onde se

prevê a injecção de potência eólica, ou seja em 43 barramentos. Relativamente à potência

máxima que cada STATCOM poderia injectar na rede foi assumido que esta seria no máximo de

50% da potência eólica injectada em cada barramento. Esta metodologia de optimização

envolveu a utilização de uma meta heurística, Simulated Annealing, tendo sido implementada em

linguagem IPLAN / PSS/E e embebida no programa global de simulação.


200

Assim esta tese apresenta os seguintes principais contributos:

• Foi proposta uma solução externa, baseada em compensadores estáticos do

tipo STATCOM com vista a permitir minimizar a perda de produção eólica na

sequência de curto-circuitos, tendo em conta a existência numa rede de grande

volumes de produção eólica sem capacidade de sobrevivência a cavas de

tensão;

• Foi desenvolvida uma metodologia de optimização baseada numa

meta-heurística (Simulated Annealing) que visa dimensionar e localizar

simultaneamente os STATCOM, minimizando a potência total dos STATCOM a

instalar com o objectivo de garantir a estabilidade do sistema após um defeito na

rede na sequência do qual ocorre perda de produção eólica;

• A metodologia de optimização, anteriormente referida, foi estendida a várias

localizações da perturbação e assim foi possível garantir a identificação de uma

solução robusta, e ao mesmo tempo garantir a estabilidade da rede, na

sequência de um conjunto pré-definido de perturbações consideradas como

mais críticas;

• Dos estudos efectuados foi possível compreender a dinâmica dos fenómenos

envolvidos e que têm a ver com:

o Perda de estabilidade na rede por perda de produção eólica, com

oscilações de potência nas linhas de interligação;

o Suporte de tensão generalizado à rede devido à presença dos

STATCOM evitando a saída de serviço dos aerogeradores.

A contribuição dos STATCOM é particularmente importante para os aerogeradores que não

estão equipados com capacidade de RTF na medida em que permitem que os valores das


201

tensões terminais dos aerogeradores fiquem acima do limiar de actuação dos relés de mínimo de

tensão, geralmente 0,8 p.u., e deste modo os aerogeradores permanecem em funcionamento.

Também para os aerogeradores que têm capacidade de RTF o contributo dos STATCOM se faz

sentir, sendo que nestes casos a sua presença conduz a que os valores das tensões terminais

dos aerogeradores fiquem acima do limiar da actuação da curva de sobrevivência a cavas de

tensão (0,2 p.u.) e por esta razão estes continuam em funcionamento.

Resumindo, pode afirmar-se que o dimensionamento e localização de STATCOM de uma forma

optimizada na rede Portuguesa, contribuem de uma forma muito significativa para a manutenção

da estabilidade da rede eléctrica na sequência do aparecimento de um defeito.

7.3 Perspectivas de desenvolvimento

As perspectivas de desenvolvimento que se vislumbram na sequência deste trabalho estão

relacionadas com os assuntos que nele foram tratados assim como com questões que lhe são

próximas. Estas encontram-se na linha do desenvolvimento tecnológico, ou seja, o aumento das

capacidades e robustez dos aerogeradores levará a que todo o sistema tenha também uma

elevada fiabilidade de funcionamento, particularmente após a ocorrência de um curto-circuito na

rede.

Neste contexto podem-se considerar as seguintes principais perspectivas de desenvolvimento:

• Desenvolver modelos standardizados de aerogeradores, de forma a poderem

ser efectuados os mais diversos estudos acerca do comportamento dinâmico de

redes eléctricas com grande volume de produção eólica;

• Identificar, para cada um dos modelos de aerogeradores utilizados, o grupo de

parâmetros mais adequados;

• Estender o espectro de soluções possíveis de pesquisa para além dos

barramentos onde existe injecção da produção eólica, o que pode conduzir a

uma ainda maior minimização do volume de potência dos STATCOM a instalar;


202

• Avaliar a viabilidade da utilização de outros dispositivos, como por exemplo,

Dynamic Voltage Restores;

• Estender o conceito de robustez a vários cenários de operação, como por

exemplo no caso da rede estudada - cenários de exploração onde a produção

convencional hídrica tenha uma maior participação;

• Estender e adaptar a metodologia desenvolvida e implementada nesta tese ao

caso de defeitos assimétricos.

[91-93] [94-101]

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APÊNDICES

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Apêndice A - Rede de teste


214

A Rede de teste

Este apêndice apresenta a rede eléctrica e os respectivos dados utilizados que permitiram

verificar e validar os modelos implementados no desenvolvimento deste trabalho. O

comportamento dos diferentes modelos de aerogeradores, dos modelos dos relés de mínimo de

tensão (entre outros) utilizados/desenvolvidos foram testados numa pequena rede de

barramento infinito, sendo que a configuração da rede está representada na figura seguinte

(Figura A.1). O parque eólico é constituído por aerogeradores equipados com máquinas

assíncronas convencionais, assíncronas duplamente alimentadas ou máquinas síncronas de

velocidade variável, dependendo do modelo a testar.

Figura. A.1 – Rede de teste

A.1 Dados da rede de teste

Os valores de base, utilizados na rede de teste encontram-se referidos na tabela seguinte.

Tabela A.1 – Valores de base

Valores de base

Potência de base (Sb) Tensão de Base (Vb) 100 MVA 63 kV


215

Os dados referentes aos geradores utilizados na implementação da rede de teste estão

apresentados nas tabelas seguintes:

Tabela A.2 – Dados da máquina de indução convencional (aerogerador)

Gerador Indução convencional*

Pn(kW) Vn(kV) Rs(ohm) Xs(ohm) Rr(ohm) Xr(ohm) 660 0,69 0,0067 0,03 0,0058 0,0506

Xm(ohm) Nº polos

2,3161 4

Turbina eólica

N.º de pás Raio (m) Vel. Vento (Cut in) (m/s)

Vel. Vento (Cut off) (m/s)

Hturbina+gerador(S) Caixa velocidades

3 22 4 25 4 55

Transformador ligação à rede

Sn(kVA) Vn(kV) Xt(%) 750 0,69/30 5

* Os valores referem-se a apenas um aerogerador e as grandezas do rotor estão referidas ao estator.

Tabela A.3 – Dados da máquina síncrona (aerogerador)

Gerador Síncrono de Velocidade Variável*

Pn(kW) Vn(kV) 660 0,69

Turbina eólica

N.º de pás Raio (m) Vel. Vento (Cut in) (m/s)


Hturbina+gerador Caixa velocidades

3 22 4 25 4 55

Transformador ligação à rede

Sn(kVA) Vn(kV) Xt(%) 750 0,69/30 5

* Os valores em p.u. estão na base da máquina


216

Tabela A.4 – Dados da máquina de indução duplamente alimentada (gerador)

Gerador de indução duplamente alimentado*

Pn(kW) Vn(kV) Rs(ohm) Xs(ohm) Rr(ohm) Xr(ohm) 660 0,69 0,0067 0,095 0,0058 0,0506

Xm(ohm) Nº polos 2,3161 4

Turbina eólica

N.º de pás Raio (m)

Vel. Vento (Cut in) (m/s)


Hturbina+gerdaor Caixa velocidades

3 22 4 25 4 64,1

Transformador de ligação à rede

Sn(kVA) Vn(kV) Xt(%) 750 0,69/30 5

Transformador de ligação à rede dos conversores CA-CC-CA à rede

Sn(kVA) Vn(kV) Xt(%) 100 0,20/0,69 9,5

Barramento CC

C(µµµµf) Vcc

284 360

* Apenas para um aerogerador. As grandezas do rotor estão referidas ao estator.

Tabela A.5 – Dados da máquina de indução duplamente alimentada – controlador do lado do rotor

Conversor ligados ao rotor

Malha de controlo de potência activa Kp1 Ki1 Kp2 Ki2 0,5 5,0 0,5 5,0

Malha de controlo de potência reactiva Kp3 Ki3 Kp4 Ki4

0,5 5,0 0,5 5,0

Tabela. A.6 – Dados da máquina de indução duplamente alimentada – controlador do lado da rede

Conversor ligados à rede

Malha de controlo da tensão CC k bc Kp Ki 1,0 0,05 4,5 50

Tabela A.7 – Dados do controlo de pitch da DFIG com controlo de potência activa e reactiva

Controlo de pitch

Controlador PI Atraso kp ki T(s) K 150 50 0,01 1,0


217

Tabela A.8 – Dados das linhas

Rede Eléctrica – Linhas *

Barramento inicial

Barramento final

R(p.u.) X(p.u.) b/2(p.u.)

2 3 0,2132 0,5525 0,0

2 5 0,0 0,001 0,0

* Os valores em p.u. estão na base da 100MVA

Tabela A.9 – Dados dos transformadores

Rede Eléctrica – Transformadores *

Barramento inicial Barramento final R(p.u.) X(p.u.) b/2(p.u.) Tap. Tapmax Tapmin 1 2 0,0 0,666 0,0 1,0 1,0 1,0

3 4 0,0 0,3922 0,0 1,0 1,0 1,0

* Os valores em p.u. estão na base da 100MVA

219

Apêndice B - Modelos Dinâmicos Desenvolvidos

Apêndice B – Modelos Dinâmicos Desenvolvidos

221

B Modelos Dinâmicos Desenvolvidos

Este apêndice apresenta as informações relativas aos modelos utilizados no PSS/E que foram

desenvolvidos pelo utilizador (user model).

Os modelos implementados têm a seguinte configuração no que diz respeito à organização das

diferentes dados necessários:

BUSID, ‘USRMDL’, IM, ‘model name’, IC, IT, NI, NC, NS, NV data list /

onde ,

BUSID – Identificador do barramento;

‘USRMDL’ – designação definida para os modelos desenvolvidos pelo utilizador;

‘model name’ – Nome atribuído ao modelo;

IC – Código do tipo de modelo de utilizador (0 – Model called from subroutine CONET);

IT - Código da rede do modelo de utilizador (2 – Metering model);

NI – nº de ICONs ;

NC – nº de CONs;

NS – nº de estados;

NV – nº de VARs;


222

B.1 SLOOT1

Modelo simplificado da máquina síncrona de velocidade variável desenvolvido por Slootweg [16]

Figura B.1 – Modelo simplificado do aerogerador síncrono de velocidade variável

Figura B.2 – Malha de controlo da tensão terminal

CON Descrição

J J+1 J+2

H Kv Tq

Constante de inércia (pu) Ganho da malha de reactiva Constante da malha de reactiva

STATE Descrição

K K+1

Pelec Qelec

Potência activa [pu] Potência reactiva [pu]

VAR Descrição

ICON Descrição

IBUS, 'USRMDL', ‘ID’, 'SLOOT1', 1, 1, 0, 3, 2, 0, H, Kv, Tq /


223

B.2 ROGER1

Modelo do gerador de indução duplamente alimentado (descrito no Cap. 3).

CON Descrição

J J+1 J+2 J+3 J+4 J+5

H Re Xe Rr Xr Xm

Constante de inércia [s] Resistência do estator [pu] Reactância do estator [pu] Resistência do rotor [pu] Reactância do rotor [pu] Reactância mútua [pu]

STATE Descrição

K K+1 K+2

∆w Ed’ Eq’

Desvio de velocidade [pu] Componente d da f.e.m. [pu] Componente q da f.e.m. [pu]

VAR Descrição

L L+1 L+2 L+3

Vdr Vqr Idr Iqr

Tensão do rotor sem acoplamento vdr [pu] Tensão do rotor sem acoplamento vqr [pu] Corrente do rotor idr [pu] Corrente do rotor iqr [pu]

ICON Descrição

Vectores de variáveis com significado global Descrição

SPEED Desvio de velocidade do gerador [pu] ETERM Tensão aos terminais do gerador [pu] PELEC Potência eléctrica [pu referido a SBASE] QELEC Potência reactiva [pu referido a SBASE] PMECH Potência mecânica [pu referido a MBASE] EFD Velocidade do vento [m/s] VREF Ângulo de pitch [graus] XADIFD Referência da potência activa [pu referido a MBASE] VOTHSG Referência da tensão / potência reactiva [pu]

IBUS, 'USRMDL', ID, 'ROGER1', 1, 1, 0, 6, 3, 5, H, Re, Xe, Rr, Xr, Xm /

ELECSg

g PKdt

dH −= θ

ω2


224

B.3 RAERO1

Modelo com as características aerodinâmicas do aerogerador (descrito no Cap. 3).

CON Descrição

J J+1 J+2 J+3 J+4

Vwind Rho Rad Rtr Ptn

Velocidade do vento [m/s] Densidade do ar Raio das pás Caixa de transmissão Potência nominal de uma turbina

STATE Descrição

VAR Descrição

ICON Descrição

I I+1

IBUS ID

Número do barramento Identificação da máquina

0, 'USRMDL', ' 0', 'RAERO1', 8, 0, 3, 5, 0, 0, IBUS, ID, 0, Vwind, Rho, Rad, Rtr, Ptn /


225

B.4 CONV1

O modelo RCONV1 modeliza o conversor do lado do rotor dos aerogeradores equipados com

máquinas assíncronas duplamente alimentadas.

Figura B.3 – Diagrama de bloco de controlo de velocidade (potência activa).

Figura B.4 – Diagrama de bloco de controlo da tensão terminal (potência reactiva).

CON Descrição

J J+1 J+2 J+3 J+4 J+5 J+6 J+7

Kp1 Ki1 Kp2 Ki2 Kp3 Ki3 Kp4 Ki4

Ganho proporcional 1 Ganho integral 1 Ganho proporcional 2 Ganho integral 2 Ganho proporcional 3 Ganho integral 3 Ganho proporcional 4 Ganho integral4

STATE Descrição

K K+1 K+2 K+3

Iqr Vqr Idr Vdr

Corrente no rotor segundo o eixo q Tensão no rotor segundo o eixo q Corrente no rotor segundo o eixo d Tensão no rotor segundo o eixo d

VAR Descrição

ICON Descrição

I I+1

IBUS ID


0, 'USRMDL', '0', 'RCONV1', 8, 0, 3, 8, 4, 0, IBUS, ID, 0, Kp1, Ki1, Kp2, Ki2, Kp3, Ki3, Kp4, Ki4 /


226

B.5 RPITCH

O modelo RPITCH controla o ângulo de pitch dos aerogeradores equipados com máquinas de

indução duplamente alimentadas.

Figura B.5 – Bloco de controlo do ângulo de pitch de uma turbina eólica.

COM Descrição

J J+1 J+2 J+3 J+4 J+5 J+6

Kp Ki Td Kd Bmax Bmin Bopt

Ganho proporcional Ganho integral Constante de tempo do controlador Ganho derivativo Ângulo máximo de pitch Ângulo mínimo de pitch Ângulo de pitch de referência

STATE Descrição

K Bopt Ângulo de pitch VAR Descrição

ICON Descrição

I I+1

IBUS ID


0, 'USRMDL', ' 0', 'RPITCH', 8, 0, 3, 7, 3, 0, IBUS, ID, 0, Kp, Ki, Td, Kd, Bmax, Bmin, Bopt /


227

B.6 RVOLT1

Modelo do relé de protecção de mínimo de tensão. Sempre que o valor da tensão aos terminais

da máquina for inferior ao valor da curva do gráfico a máquina é desligada.

CON Descrição

J J+1 J+2 J+3 J+4 J+5 J+6 J+7

VL1 VL2 VL3 TP1 TP2 TP3 TP4 TB1

STATE Descrição

VAR Descrição

L L+1 L+2 L+3

Timer1 Timer2 LIMITE

Temporizador para controlo da actuação da protecção Temporizador para controlo da curva de limite Valores limite da curva Variável auxiliar

ICON Descrição

I I+1 I+2 I+3 I+4

IBUS ID TRIPMAC1 TRIPMAC2

Número do barramento Identificação da máquina Gráfico RTFC Flag ordenar a saída de serviço da máquina Flag para definir o funcionamento da protecção (0 – monitorização; 1 – protecção)

0, USRMDL', '0', 'RVOLT1', 0, 2, 5, 8, 0, 4, IBUS, ID, 0, TRIPMAC1, TRIPMAC1, VL1, VL2, VL3, TP1, TP2, TP3, TP4, TB /


228

B.7 RVOLT2

Idem do RVOLT1, mas neste caso desliga o barramento onde a máquina está ligada.

B.8 RCOI1

Este modelo tem como finalidade possibilitar a visualização do ângulo do centro de inércia (COI)

e/ou do ângulo da diferença entre o Centro de Inércia do sistema e o maior ângulo de entre

todas as máquinas síncronas em funcionamento, ou seja o índice de estabilidade transitória

(IET).

A versão implementada apenas considera, para efeitos do cálculo do centro de inércia, as

máquinas modelizadas com os modelos “GENROU” e “GENSAL”.

CON Descrição

J Não Utilizado STATE Descrição

VAR Descrição

L L+1

Timer1 Timer2

Gráfico do COI Gráfico da diferença entre o COI e o maior ângulo em cada instante

ICON Descrição

I I+1 I+2

IBUS ID

Número do barramento Identificação da máquina Não utilizado ( 0 por defeito)

0,'USRMDL','0', 'RCOI1',0,2,3,1, 0,2,1090,'1',0,25/


229

B.9 RTFC1

O modelo RTFC1 foi implementado com base no modelo RVOLT1. Tem como função permitir,

apenas, visualizar qualquer curva de capacidade de RTF, bastando para isso que se introduzam

os valores correspondentes a VL1-VL3, de TP1 a TP4. O valor COM(J+7) não tem qualquer

função neste modelo (valor por defeito 0.0)

CON Descrição

J+1 J+2 J+3 J+4 J+5 J+6 J+7

VL1 VL2 VL3 TP1 TP2 TP3 TP4

STATE Descrição

VAR Descrição

L L+1 L+2 L+3

Timer1 Timer2 LIMITE

Temporizador para controlo da actuação da protecção (Não utilizado) Temporizador para controlo da curva de limite (Não utilizado) Valores limite da curva Variável auxiliar

ICON Descrição

I I+1 I+2 I+3 I+4

IBUS ID 0 0

Número do barramento Identificação da máquina Não utilizada Não utilizada Não utilizada

0, USRMDL', '0', 'RTFC1', 0, 2, 5, 8, 0, 4, IBUS, ID, 0, 0, 0, VL1, VL2, VL3, TP1, TP2, TP3, TP4, 0.0 /

231

Apêndice C - Modelos Dinâmicos Standard

Apêndice C - C Modelos Dinâmicos Standard

233

C Modelos Dinâmicos Standard

Este apêndice apresenta as informações relativas aos principais modelos dinâmicos utilizados na

modelização da rede eléctrica utilizada nas simulações e que fazem parte da livraria standard do

PSS/E.

C 1 Gerador Assíncrono

C 1.1 CIMTR3: modelo de gerador de indução

O modelo CIMTR3, modeliza o gerador de indução convencional incluindo os transitórios do rotor.

Figura C.1 – Diagrama do modelo do gerador de indução CIMTR3

Tabela C.1 - Significado das variáveis (modelo CIMTR3)

Variável Significado

Pload potência da carga Volt tensão medida aos terminais da máquina

Speed velocidade

Pelect potência eléctrica

Angle ângulo

Tabela C.2 - Significado dos parâmetros (modelo CIMTR3)

Parâmetro Significado

T’ constante de tempo do transitório em circuito aberto T" constante de tempo do sub-transitório em circuito aberto

H Inércia

X reactância síncrona

X’ reactância transitória

X" reactância sub-transitória

X1 reactância de ligação do rotor

E1 (>0.)

S(E1)

E2

S(E2)

factores de saturação

0. switch

SYN-POW potência mecânica à velocidade de sincronismo

Nota: X, X', X'', Xl, e H estão em pu, na base da máquina (MVA).


234

IBUS, ’CIMTR3’, I, T’, T", H, X, X’, X", Xl, E1, S(E1), E2, S(E2), 0., SYN-POW/

C 2 Gerador Síncrono

C 2.1 GENROU: modelo de gerador com rotor cilíndrico

Figura C.2 – Diagrama do modelo do gerador GENROU

Tabela C.3 - Significado das variáveis (modelo GENROU)


Pmech Potência mecânica

EFD Força electromotriz à saída da excitatriz

Volt Tensão medida aos terminais da máquina

Speed Velocidade

Isource Corrente

Eterm Tensão aos terminais da máquina

Angle Ângulo

Tabela C.4 - Significado dos parâmetros (modelo GENROU)


T’d0 constante de tempo transitória longitudinal em circuito aberto

T’’d0 constante de tempo sub-transitória longitudinal em circuito aberto

T’q0 constante de tempo transitória transversal em circuito aberto

T’’q0 constante de tempo sub-transitória transversal em circuito aberto

H constante de inércia

D amortecimento do gerador

Xd reactância síncrona longitudinal

Xq reactância síncrona transversal

X’d reactância transitória longitudinal

X’q reactância transitória transversal

X’’d reactância sub-transitória longitudinal

Xl reactância de dispersão do estator

S(1.0) factor 1 de saturação


Nota: Xd, Xq, X’d, X’q, X"d, X"q, Xl, H, e D em pu, na base da máquina (MVA).

X"q deve ser igual a X"d.

IBUS, ’GENROU’, I, T’do, T"do, T’qo, T"qo, H, D, Xd, Xq, X’d, X’q, X"d, Xl, S(1.0), S(1.2)/


235

C 2.2 GENSAL: modelo de gerador com pólos salientes

Figura C.3 – Diagrama do modelo do gerador GENSAL

Tabela C.5 - Significado das variáveis (modelo GENSAL)


Pmech potência mecânica

EFD força electromotriz à saída da excitatriz

Volt tensão medida aos terminais da máquina

Speed velocidade

Isource

Eterm tensão aos terminais da máquina

Angle ângulo

Tabela C.6 - Significado dos parâmetros (modelo GENSAL)


T’d0 constante de tempo transitória longitudinal em circuito aberto

T’’d0 constante de tempo sub-transitória longitudinal em circuito aberto

T’q0 constante de tempo transitória transversal em circuito aberto

T’’q0 constante de tempo sub-transitória transversal em circuito aberto

H constante de inércia

D amortecimento do gerador

Xd reactância síncrona longitudinal

Xq reactância síncrona transversal

X’d reactância transitória longitudinal

X’q reactância transitória transversal

X’’d reactância sub-transitória longitudinal

Xl reactância de dispersão do estator



Nota: Xd, Xq, X’d, X"d, X"q, Xl, H, e D em pu, na base da máquina (MVA).

X"q deve ser igual a X"d.

IBUS, ’GENSAL’, I, T’do, T"do, T"qo, H, D, Xd, Xq, X’d, X"d, Xl, S(1.0), S(1.2)/


236

C 2.3 Reguladores de Tensão

C 2.3.1 Modelo IEEEX1

EFD

VOTHSG

VRMAX

B

C

sT1

sT1

++

A

A

sT1

K

+ EE sTK

1

+

1F

F

sT1

sK

+

VS

ΣVERR

Σ

VREF

+

+ +-

RsT1

1

+ECE'C

Aparelhagemde Medição

PSS

-

lead-lag Excitatriz

VRMIN

Estabilizador

Σ+

VUEL+VOEL

SE

Σ

Saturação

-

+

+ Amplificador

CREFERR EVV −= , OELUELOTHSGS VVVV ++= , IEEEX1: modelo de regulador IEEE tipo 1

Figura C.4 – Diagrama de blocos do regulador de tensão IEEEX1

Tabela C.7 - Significado das variáveis (modelo IEEEX1)



VREF tensão de referência do regulador

EC tensão medida aos terminais da máquina

VOTHSG sinal de saída do PSS

VUEL sinal limitador de mínimo de excitação

VOEL sinal limitador de máximo de excitação

Tabela C.8 - Significado dos parâmetros (modelo IEEEX1)


TR constante de tempo da aparelhagem de medição

KA ganho do amplificador

TA constante de tempo do amplificador

TB constante de tempo de atraso de fase do bloco de lead-lag

TC constante de tempo de avanço de fase do bloco de lead-lag

VRMAX limite de tensão máximo do regulador

VRMIN limite de tensão mínimo do regulador

KE parâmetro da excitatriz

TE parâmetro da excitatriz

KF ganho do estabilizador

TF1 constante de tempo do estabilizador

E1 valor de EFD do ponto 1 da função de saturação

SE(E1) factor de saturação relativo ao ponto EFD = E1



IBUS, ’IEEEX1’, I, TR, KA, TA, TB, TC, VRMAX, VRMIN, KE, TE, KF, TF1, 0., E1, SE(E1), E2, SE(E2)/


237

C 2.3.2 Modelo ESDC2A: modelo de regulação IEEE tipo DC2A

EFD

VOTHSG

VTVRMAX

B

C

sT1

sT1

++

A

A

sT1

K

+ EsT

1

1F

F

sT1

sK

+

VS

Σ

VREF

+

+-

RsT1

1

+ECE'C


PSS

-

lead-lagExcitatriz

VTVRMIN

Estabilizador

Σ+

VOEL

KE

Σ

-

+

+ Amplificador

Σ

Vx=EFD SE(EFD)

HVGate

+

+

VUEL

Figura C.5 – Diagrama de blocos do regulador de tensão ESDC2A

Tabela C.9 - Significado das variáveis (modelo ESDC2A)








Tabela C.10 - Significado dos parâmetros (modelo ESDC2A)










TE (>0) parâmetro da excitatriz


TF1 (>0) constante de tempo do estabilizador





IBUS, ’ESDC2A’, I, TR, KA, TA, TB, TC, VRMAX, VRMIN, KE, TE, KF, TF1, 0., E1, SE(E1), E2, SE(E2)/


238

C 2.3.3 Modelo ESDC1A: modelo de regulação IEEE tipo DC1A

EFD

VOTHSG

VRMAX

B

C

sT1

sT1

++

A

A

sT1

K

+ EsT

1

1F

F

sT1

sK

+

VS

Σ

VREF

+

+-

RsT1

1

+ECE'C


PSS

-

lead-lagExcitatriz

VRMIN

Estabilizador

Σ+

VOEL

KE

Σ

-

+

+ Amplificador

Σ

Vx=EFD SE(EFD)

HVGate

0.+

+

VUEL

Figura C.6 – Diagrama de blocos do regulador de tensão ESDC1A

Tabela C.11 - Significado das variáveis (modelo ESDC1A)


EFD força electromotriz à saída da excitatriz VREF tensão de referência do regulador





Tabela C.12 - Significado dos parâmetros (modelo ESDC1A)












TF1 (>0) constante de tempo do estabilizador





IBUS, ’ESDC1A’, I, TR, KA, TA, TB, TC, VRMAX, VRMIN, KE, TE, KF, TF1, 0., E1, SE(E1), E2, SE(E2)/


239

C 2.3.4 Modelo ESAC1A: modelo de regulação IEEE tipo AC1A

VE

B

C

sT1

sT1

++

EsT

1

F

F

sT1

sK

+

Σ

VREF

+

+

RsT1

1

+E'C


-

lead-lagExcitatriz

Estabilizador

KE

Σ

-

+

Σ

Vx=VE SE(VE)

+ +

VOTHSG

PSS

+

VAMAX

A

A

sT1

K

+

VAMIN

Amplificador

HVGate

VUEL

VOEL

LVGate

VRMAX

VRMIN0.

π

FEX=f(IN)

E

FDCN V

IKI =

KD

Σ

EFD

IFD+

+

EC

Figura C.7 – Diagrama de blocos do regulador de tensão ESAC1A

Tabela C.13 - Significado das variáveis (modelo ESAC1A)








IFD corrente de excitação

Tabela C.14 - Significado dos parâmetros (modelo ESAC1A)







VAMAX limite máximo do amplificador

VAMIN limite mínimo do amplificador



TF (>0) constante de tempo do estabilizador

KC parâmetro da queda de tensão à saída da excitatriz

KD parâmetro da desmagnetização da corrente






VRMAX parâmetro do limite máximo à saída do regulador

VRMIN parâmetro do limite mínimo à saída do regulador

IBUS, ’ESAC1A’, I, TR, TB, TC, KA, TA, VAMAX, VAMIN, TE, KF, TF, KC, KD, KE, E1, SE(E1), E2, SE(E2),VRMAX, VRMIN/


240

C 2.3.5 Modelo ESST1A: modelo de regulação IEEE tipo ST1A

-

PSSVAMAX

A

A

sT1

K

+

F

F

sT1

sK

+

ΣVERRΣ

VREF

++

+-

RsT1

1

+EC

E'C

-

VAMIN

EFD

VUEL

(se UEL = 1)

+

HVGate

B

C

sT1

sT1

++

1B

1C

sT1

sT1

++ HV

GateLVGate

VOEL

Σ

LRK

Σ+

ILR

IFD

-+

VTVRMIN

VTVRMAX - KCIFD

VOTHSG

(se VOS = 1)

VIMIN

VIMAX

Blocos delead-lag

Estabilizador

Aparelhagemde medição

Limitadorde IFD

Figura C.8 – Diagrama de blocos do regulador de tensão ESST1A

Tabela C.15 - Significado das variáveis (modelo ESST1A)








IFD corrente de excitação

Tabela C.16 - Significado dos parâmetros (modelo ESST1A)


UEL parâmetro que define a posição de entrada da variável VUEL

VOS parâmetro que define a posição de entrada da variável VOTHSG


VIMAX limite máximo à entrada do regulador

VIMIN limite mínimo à entrada do regulador

TC constante de tempo de avanço de fase do primeiro bloco de lead-lag

TB constante de tempo de atraso de fase do primeiro bloco de lead-lag

TC1 constante de tempo de avanço de fase do segundo bloco de lead-lag

TB1 constante de tempo de atraso de fase do segundo bloco de lead-lag

KA ganho do regulador

TA constante de tempo da excitatriz

VAMAX limite máximo do amplificador

VAMIN limite mínimo do amplificador

VRMAX parâmetro do limite máximo à saída do regulador

VRMIN parâmetro do limite mínimo à saída do regulador

KC parâmetro do limite máximo à saída do regulador


TF constante de tempo do estabilizador

KLR ganho do limitador da corrente de excitação

ILR parâmetro de inicialização do limitador da corrente de excitação

IBUS, ’ESST1A’, I, UEL, VOS, TR, VIMAX, VIMIN, TC, TB, TC1, TB1, KA, TA, VAMAX, VAMIN, VRMAX, VRMIN, KC, KF, TF,

KLR, ILR /


241

C 3 Máquinas Primárias – Reguladores de velocidade

C 3.1 HYGOV: modelo de regulador para turbinas hídricas

PMECHg

Limites deVelocidade e de

Posição

nrefΣ

+

Σ

-SPEED

R

+

+

fsT1

1

+ r.sT

sT1

r

r+gsT1

1

+

Σ At

Dturb

wsT

1Σ Σ

q 1.+

- +

-qNL

+

x

xx

SPEED

e c

-÷

Figura C.9 – Diagrama de blocos do regulador de velocidade HYGOV

Tabela C.17 - Significado das variáveis (modelo HYGOV)


SPEED desvio da velocidade da máquina relativamente ao valor nominal

nref referência da velocidade

PMECH Potência mecânica na turbina

e saída do filtro

c gate desejada

g Abertura da gate

q fluxo da turbina

Tabela C.18 - Significado dos parâmetros (modelo HYGOV)


R permanent droop

r temporary droop

Tr constante de tempo do regulador

Tf constante de tempo do filtro

Tg constante de tempo da gate

VELM limite de velocidade da gate

GMAX limite máximo da gate

GMIN limite mínimo da gate

TW constante de tempo da turbina

At ganho da turbina

Dturb amortecimento da turbina

qNL fluxo em vazio

IBUS, ’HYGOV2’, I, Kp, Ki, KA, T1, T2, T3, T4, T5, T6, TR, r, R, VGMAX, GMAX, GMIN, PMAX/


242

C 3.2 TGOV1 - modelo de regulador de velocidade das centrais térmicas a

carvão, fuelóleo e gás

R

1

1sT1

1

+ 3

2

sT1

sT1

++

Σ

Dt

Σ

SPEED

Reference

VMAX

VMIN

PMECH+

-

+

-

Figura C.10 – Diagrama de blocos do regulador de velocidade TGOV1

Tabela C.19 - Significado das variáveis (modelo TGOV1)



Reference referência da velocidade

PMECH potência mecânica na turbina

Tabela C.20 - Significado dos parâmetros (modelo TGOV1)


R Permanent droop

T1 constante de tempo do regulador

T2/T3 fracção de potência desenvolvida pela turbina de alta pressão

T3 constante de tempo de reaquecimento

Dt amortecimento da turbina

VMAX limite máximo do regulador

VMIN limite mínimo do regulador

IBUS, ’TGOV1’, I, R, T1, VMAX, VMIN, T2, T3, Dt/


243

C 3.3 GAST - modelo de regulador de velocidade para turbinas a gás

LoadRef.

VMAX

1sT1

1

+ 2sT1

1

+Σ

+ -

Dturb

R

1

SPEED

VMIN

Load Limit 3sT1

1

+KT

LowValueGate

Σ+

-

Σ-

Σ+

+ +

PMECH

Figura C.11 – Diagrama de blocos do regulador de velocidade GAST

Tabela C.21 - Significado das variáveis (modelo GAST)



PMECH potência mecânica na turbina

Load Ref. referência de PMECH

Tabela C.22 - Significado dos parâmetros (modelo GAST)


R permanent droop

T1 constante de tempo do regulador

T2 constante de tempo da câmara de combustão

T3 constante de tempo do sistema de medição da exaustão do gás

AT limite de carga de temperatura ambiente

KT ajuste de ganho do caminho de realimentação limitador de carga

VMAX abertura máxima da válvula do combustível

VMIN abertura mínima da válvula do combustível

Dturb amortecimento da turbina

IBUS, ’GAST’, I, R, T1, T2, T3, AT, KT, VMAX, VMIN, Dturb/


244

C 4 FACTS

C 4.1 SVC - CSVGN1

Figura C.12 – Diagrama de blocos do CSVGN1

Tabela C.23 - Significado das variáveis (modelo CSVGN1)


Y Saída do modelo

Tabela C.24 - Significado dos parâmetros (modelo CSVGN1)


K ganho

T1 Constante de tempo 1





RMIN Reactância mínima (Mvar)

VMAX Limite máximo da tensão

VMIN Limite mínimo da tensão

CMAX CBASE (capacidade em Mvar)

IBUS, ’CSVGN1’, I, K, T1, T2, T3, T4, T5, RMIN, VMAX, VMIN, CBASE/


245

C 4.2 STATCOM - CSTATT - Static condenser FACTS model

Figura C.13 – Diagrama de blocos do CSTATT

Tabela C.25 - Significado das variáveis (modelo CSTATT)


Ei Tensão interna

ISTATC Corrente do STATCOM

Tabela C.26 - Significado dos parâmetros (modelo CSTATT)


T1 Constante de tempo T1




K Ganho integral

DROOP droop

VMAX Limite máximo da tensão

VMIN Limite mínimo da tensão

ICMAX Corrente máxima na indutância

IILMAX Corrente máxima no condensador

VCUTOUT Tensão

Elimit Tensão limite

XT Reactância do transformador

ACC Factor de aceleração

Onde

Limit. .CMAX T

T TCUTOUT

I VMax V X

V

= +

, e

Limit. .LMAX T

T TCUTOUT

I VMax V X

V

= −

.

IBUS, ’CSTATT’, I, T1, T2, T3, T4, K, DROOP, VMAX, VMIN, ICMAX, ILMAX, VCUTOUT, Elimit, XT, ACC/

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