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IMPACTO DO CONTROLE DE POTÊNCIA ATIVA DE AEROGERADORES NO SUPORTE

À FREQUÊNCIA DO SISTEMA

João Gabriel Barbosa Fernandes

Orientador: Prof. Dr. Mauricio Campos Passaro Instituto de Sistemas Elétricos e Energia (ISEE)

Resumo – Diversos problemas têm surgido com o

aumento da penetração de energias renováveis no

sistema elétrico, um deles é a diminuição da inércia do

sistema, que leva a maiores excursões da frequência

após distúrbios na rede. O controle de potência ativa

presente em modernos modelos de aerogeradores

surgiu como uma solução para o problema. O presente

trabalho faz uma análise desse novo tipo de controle em

um sistema fictício, e mostra sua eficácia na

manutenção da frequência para configurações com

diferentes níveis de penetração eólica.

Palavras-Chave: Aerogeradores, Controle de Potência

Ativa, Excursões da Frequência, Inércia.

I – INTRODUÇÃO

O aumento da geração de energia elétrica, bem como o

desenvolvimento do setor elétrico brasileiro como um

todo, é vital para o crescimento econômico e social do pais.

Pensando nisso juntamente a preocupação com a

sustentabilidade de processos, levaram a um aumento

significativo do incentivo a geração de energia a partir de

fontes renováveis como, eólica, solar, das marés entre

outras.

Dentre essas a eólica vem despontando como a mais

promissora, por apresentar menores custos de implantação

e operação. Porém a intermitência dos ventos gera uma

série de problemas de qualidade de energia e operação

desses geradores, fazendo-se necessário o estudo de tal

tecnologia com a finalidade do melhor entendimento

desses problemas e proposição de soluções para os

mesmos [1].

Um dos problemas apresentados na operação de

aerogeradores é a sua característica dinâmica para

manutenção da frequência. Devido a intermitência dos

ventos a maioria das turbinas eólicas são de velocidade

variável, logo dispõem de dispositivos eletrônicos para se

conectarem à rede, desacoplando a parte mecânica das

turbinas da rede elétrica. Isto faz com que essas turbinas

não sejam sensíveis a variações na frequência do sistema

e, portanto, não gerem nenhum tipo de suporte a mesma.

Porém com o aumento significativo da participação da

geração eólica em sistemas elétricos de todo o mundo,

estão sendo desenvolvidos novos controladores capazes de

fazer com que a turbina eólica gere uma resposta tanto de

potência reativa como de potência ativa [2].

Neste trabalho será apresentado um estudo do impacto de

um controlador de potência ativa de aerogeradores na

restauração da frequência de um sistema após um grande

distúrbio.

II – REFERENCIAL TEÓRICO

A seguir será apresentado o referencial teórico no qual o

estudo é baseado, evidenciando os principais tipos de

tecnologias existentes para turbinas e geradores usados na

geração de energia eólica, e apresentando os conceitos de

estabilidade de frequência e controle de potência ativa.

II.1 – Tipos de Turbinas

As turbinas eólicas têm como papel converter a energia

cinética do vento em energia mecânica, os principais

elementos da turbina responsáveis por essa conversão são

as pás, eixos de baixa e alta velocidade, caixa de

engrenagens, cubo, gerador e torre de sustentação da

turbina. Como mostrado na figura 1.

II.1.1 – Turbinas de Velocidade Fixa

Turbinas de velocidade fixa são assim chamadas pois

independente da velocidade do vento elas operam a uma

velocidade constante determinada pela frequência do

sistema ao qual são conectadas, caixa de engrenagens e

gerador utilizado. Normalmente são equipadas com um

TRABALHO FINAL DE GRADUAÇÃO

NOVEMBRO/2016

UNIVERSIDADE FEDERAL DE ITAJUBÁ

ENGENHARIA ELÉTRICA

2

gerador de indução tipo gaiola de esquilo conectado

diretamente a rede elétrica e banco de capacitores para

realizar a compensação reativa. Elas são projetadas para

atingirem a máxima geração a uma velocidade específica,

porém com o objetivo de aumentar a eficiência da turbina

alguns geradores operam em duas configurações

diferentes, uma para baixas e outra para médias e altas

velocidades. Apesar de ser robusta, mais barata e mais

simples, turbinas de velocidade fixa apresentam elevado

stress mecânico, baixa eficiência e controle limitado da

qualidade de energia (flutuações na velocidade do vento

geram flutuações na potência gerada aumentando perdas

de energia) [3].

II.1.2 – Turbinas de Velocidade Variável

Turbinas de velocidade variável tem se tornado a

tecnologia mais utilizada nos últimos anos, elas são

projetadas para atingir a máxima eficiência aerodinâmica

para diversas velocidades. Todas as variações na

velocidade do vento são absorvidas através da variação da

velocidade do gerador, logo ao contrário das turbinas de

velocidade fixa elas possuem torque constante. São

geralmente equipadas com geradores síncronos ou de

indução duplamente alimentados, e conectadas à rede

através de conversores eletrônicos de potência, que

controlam a velocidade do gerador. As principais

vantagens dessa tecnologia são a grande eficiência,

pequeno stress mecânico e boa qualidade de energia, em

contrapartida produz harmônicos devido aos conversores

eletrônicos, requer maior manutenção devido ao aumento

de componentes, e é uma tecnologia mais cara [3].

II.1.3 – Turbinas com Controle por Estol

Controle por estol é o tipo de controle mais simples,

robusto e barato da potência gerada pela turbina. É um

controle passivo onde as pás são parafusadas no cubo com

um ângulo fixo, o design aerodinâmico deste tipo de

turbina leva o rotor ao stall (perda de energia) quando a

velocidade do vento atinge certo limite. A principal

vantagem desse tipo de controle são as baixas flutuações

de potência para altas velocidade do vento. Os pontos

fracos são a baixa eficiência para baixas velocidades e falta

de suporte de potência para distúrbios na rede [4].

II.1.4 – Turbinas com Controle de Passo

Controle de passo ou pitch control é um tipo de controle

ativo onde é alterado o ângulo das pás em relação a

incidência dos ventos a fim de aumentar ou diminuir a

potência gerada pela turbina para uma baixa ou alta

velocidade do vento. A principal vantagem desta

tecnologia é um bom controle de potência, que para altas

velocidades do vento significa manter a potência perto da

potência nominal do gerador. Como desvantagem há

grandes flutuações de potência quando a velocidade do

vento é alta [4].

II.1.5 – Turbinas com Controle Ativo por Estol

Active stall control é o controle onde o stall é controlado

de maneira ativa. Para baixas velocidades do vento esse

controle age como o controle de passo, maximizando a

potência gerada. Para altas velocidades ele altera o ângulo

de suas pás atuando de maneira contrária ao controle de

passo, limitando a potência gerada de maneira mais suave,

sem grandes flutuações de potência. Esse tipo de controle

ainda é capaz de oferecer suporte de potência ativa em caso

de distúrbios na rede [4].

II.2 – Tipos de Geradores

A seguir são apresentados os principais tipos de geradores

eólicos encontrados no mercado, classificados de acordo

com o controle de velocidade e controle de potência que

possuem.

II.2.1 – Gerador de Indução, Rotor Gaiola

Gerador de indução rotor a gaiola é um gerador robusto e

barato, usado em turbinas de velocidade fixa e conectado

diretamente a rede elétrica através do transformador.

Apresentam grandes flutuações de tensão em redes fracas

devido a falta de controles de velocidade, e absorvem

elevada potência reativa da rede, necessitando de um

capacitor para que haja a compensação de reativo. Um

soft-starter também pode ser aplicado para que a conexão

do aerogerador seja feita de forma suavizada [2].

II.2.2 – Gerador de Indução com Controle de Resistência

Externa do Rotor

Gerador de indução com controle de resistência externa do

rotor é usado em turbinas de velocidade variável, assim

como o rotor gaiola é conectado diretamente a rede e

apresenta banco de capacitores e soft-starter. O diferencial

deste gerador é a adição de uma resistência variável

externa do rotor que é controlada por um conversor

presente no eixo do gerador. Logo através da variação da

resistência do rotor é possível o controle do

escorregamento, e por conseguinte, o controle da potência

gerada. Tipicamente a variação da velocidade em relação

a síncrona é de 0% a +10% [2].

Fig. 1 - Componentes básicos de uma turbina eólica

(SPERA, 1998).

3

II.2.3 – Gerador de Indução Duplamente Alimentado

(DFIG)

O gerador de indução duplamente alimentado é encontrado

em turbinas de velocidade variável e apresenta um

conversor parcial de frequência no circuito do rotor que

realiza a compensação reativa e a conexão suavizada do

gerador no sistema. Possui um controle de velocidade

mais robusto, tendo uma variação de velocidade em

relação a síncrona de -40% a +30%. Seu ponto negativo é

o uso de anéis que geram grande manutenção [2].

II.2.4 – Gerador Síncrono com Conversor Pleno

Gerador síncrono com conversor pleno é aplicado em

turbinas de velocidade variável e conectado a rede através

de um conversor pleno de frequência (Full converter), o

conversor realiza a compensação reativa e a conexão

suavizada ao sistema. O gerador pode usar um controle de

campo com excitação elétrica [4], [5].

II.3 – Estabilidade de Frequência

Estabilidade de sistemas de potência pode ser definida

como a propriedade de um sistema que permite que este

permaneça em estado de equilíbrio e que volte a um estado

aceitável de equilíbrio após um distúrbio (KUNDUR,

1994).

Na avaliação da estabilidade de um sistema o importante é

se atentar a resposta do mesmo para pequenos e grandes

distúrbios, como a perda de um grande gerador, de um

grande bloco de carga, ou de um elo que interliga

subsistemas. Pequenos distúrbios ocorrem

frequentemente, e o sistema se ajusta a todo momento de

modo a controlá-los e atender toda a carga de maneira

satisfatória. Grandes distúrbios são mais raros e

dependendo das condições do sistema no qual ocorrem e

do local, causam sérios danos, podendo levar ao

desligamento de milhões de clientes [6].

A fim de facilitar os estudos de estabilidade de sistemas de

potência é feita a classificação de estabilidade em algumas

categorias. Nesse documento iremos analisar a

estabilidade de frequência do sistema para grandes

perturbações. Estabilidade de frequência refere-se à

habilidade do sistema de manter a frequência de regime

permanente para distúrbios que resultam em um

desbalanço entre geração e carga [4].

II.4 – Controle de Potência Ativa

A frequência de um sistema é dependente do balanço de

potência ativa, logo a variação na demanda de potência

ativa em um ponto é sentida por todo o sistema através da

variação na frequência, uma vez que o sistema é

interligado e a frequência comum a todos os pontos.

Portando existe a necessidade de que este desbalanço seja

absorvido pelos geradores elétricos presentes no sistema,

mantendo a frequência em níveis aceitáveis.

Máquinas rotacionais possuem uma energia inercial

armazenada em suas massas, em caso de um desbalanço

entre carga e geração, como a perda de um grande gerador,

máquinas síncronas inerentemente aumentam sua potência

gerada ao transformar essa energia inercial armazenada em

energia elétrica. O aumento na geração de energia e

consequentemente o suporte na manutenção da frequência

é chamado de resposta de inercia.

A resposta de inércia ajuda na redução da taxa de

decréscimo da frequência, porém para mantê-la em níveis

aceitáveis é necessário o suporte de todos os geradores

com a presença de reguladores de velocidade. O

desbalanço entre geração e carga é refletido como uma

mudança no torque elétrico do gerador, isto causa um

desequilíbrio entre o torque mecânico e o toque elétrico,

levando a variações na velocidade do rotor. Este suporte

na frequência é chamado de controle primário [3], os

geradores responsáveis pelo controle primário atuam de 1

a 30s após o desequilíbrio.

Esses são controles rápidos que atuam automaticamente

mantendo a frequência do sistema em níveis aceitáveis.

Para que a frequência volte para seu valor nominal são

necessários controles suplementares comandados a partir

de um centro de operação do sistema.

A grande maioria das turbinas eólicas utilizadas hoje em

dia são de velocidade variável por possuírem um melhor

rendimento frente a turbinas de velocidade fixa. Entretanto

turbinas de velocidade variável fazem uso de conversores

eletrônicos capazes de transformar a potência gerada em

diferentes velocidades em potência na velocidade

síncrona. O uso desses conversores desacopla o sistema

mecânico da turbina do sistema elétrico ao qual ela está

conectada, fazendo com que a turbina não seja sensível as

variações de frequência do sistema e, portanto, não gere

nenhum suporte a mesma em caso de desequilíbrios.

Devido a esse desacoplamento, o aumento da participação

de turbinas eólicas provoca a diminuição da inércia do

sistema, deixando-o mais “fraco”, e assim, mais

susceptível a variações de frequência frente a distúrbios na

rede.

Com algumas alterações no sistema de controle os

geradores de indução duplamente alimentados (DFIG)

usados em turbinas eólicas podem oferecer um suporte na

frequência muito similar ao apresentado pelos geradores

síncronos, tanto na resposta de inercia como no controle

primário [7]. Embora aerogeradores possuam baixa

energia rotacional, um parque formado por um grande

número de turbinas eólicas pode contribuir de forma

significativa no controle de potência ativa.

II.5 – Controle Primário do DFIG

O controle de potência ativa (Active Power Control –

APC) do aerogerador utilizado no estudo tem como

principal objetivo atuar em uma das seguintes condições,

4

manutenção da máxima geração de potência do

aerogerador, ou manter uma reserva operativa gerando

menos potência do que é possível e responder a excursões

de frequência do sistema.

Em condições normais de operação, com frequência do

sistema nominal, o controle de potência ativa ou está

forçando a máxima geração possível pelo aerogerador,

atuando sem restrições para uma dada velocidade vento,

ou está mantendo uma reserva operativa fazendo com que

seja gerada menos potência do que é possível, através da

alteração do ângulo das pás. (ex: potência gerada é igual a

95% da capacidade total)

Em resposta a excursões de frequência, o APC aciona um

novo modo de controle que calcula a potência gerada como

uma função da frequência do sistema. Para isso o controle

requer uma geração de potência maior que o usual para

eventos de subfrequência e uma geração de potência

menor que a usual para eventos de sobrefrequência. Logo

o aerogerador irá gerar mais potência para eventos em que

há perda de outras gerações ou menos potência para

eventos em que há perda de carga, promovendo o balanço

carga-geração.

Em resposta a excursões de frequência a potência

disponível passa por um filtro e é multiplicada por um fator

interpolado apropriado a fim de se definir um montante

(pset) de potência a ser gerada, como mostrado na figura

2. Apesar de não serem impostos limites operativos para

as variações de frequência, a planta eólica é limitada pela

máxima potência das máquinas e pela potência disponível

para uma dada velocidade do vento.

Figura 2 - Emulador do Controle de Potência Ativa

II.6 – Controle de Inércia do DFIG

Distúrbios no sistema que são causados por perda de

geração normalmente resultam em transitórios de queda da

frequência do sistema. A taxa de queda da frequência, o

menor valor que ela atinge e o tempo que a frequência leva

para voltar ao valor normal são afetados pelas

características dinâmicas dos geradores conectados a rede.

O comportamento da frequência do sistema nos primeiros

segundos que seguem a perda de um grande bloco de

geração é determinado pela resposta inercial dos geradores

conectados ao sistema. Geradores síncronos convencionais

inerentemente contribuem com uma energia inercial

armazenada, reduzindo assim a velocidade com que a

frequência cai e permitindo que controles de velocidade

mais lentos estabilizem a frequência do sistema.

Hoje em dia são poucos os aerogeradores com um controle

capaz de gerar uma resposta inercial para variações na

frequência [4], porém alguns controles já são capazes de

ajudar na manutenção da frequência após grandes eventos

de desbalanço carga-geração, similar a resposta de

geradores síncronos convencionais. Este controle é

assimétrico, ou seja, só responde a grandes eventos de

queda de frequência, resposta a eventos de sobrefrequência

são geradas pelo controle de potência ativa (APC), como

mostrado na figura 3. Rápidos controles suplementares

adicionados aos controles eletrônicos e mecânicos do

aerogerador usam a inércia do rotor para criar uma resposta

a grandes eventos de subfrequência, fazendo com que a

turbina eólica gere de 5% a 10% mais potência durante

vários segundos. Isto ajuda o sistema, dando tempo para

que outras gerações contribuam para o equilíbrio carga-

geração.

Figura 3 - Filosofia de controle de sub e

sobrefrequência.

A potência gerada pela turbina do aerogerador não é

somente limitada pelo vento disponível, mas também pelos

componentes físicos da turbina eólica. Os mais críticos são

as disposições aeromecânicas, dimensão e número de pás,

e os limites de velocidade. A energia inercial é extraída

reduzindo-se a velocidade da turbina, porém ao reduzir a

velocidade da turbina é reduzido também o torque

mecânico no eixo, aumentando ainda mais a queda na

velocidade da turbina causada pelo aumento no torque

elétrico do gerador. Essa realimentação positiva tende a

levar ao limite de redução da velocidade da turbina,

correspondente a um travamento aerodinâmico, o que

precisa ser evitado. O controle de inércia deve criar uma

margem acima deste travamento, de modo que a turbina

permaneça em operação, logo a energia inercial entregue é

limitada quando a velocidade inicial do rotor é baixa. Por

fim a energia inercial extraída da turbina precisa ser

5

recuperada, após o aumento inicial na potência elétrica esta

precisa temporariamente ficar abaixo da potência

mecânica, permitindo que a energia se recupere ao acelerar

o rotor.

A filosofia do controle de inércia é valida apenas para

grandes eventos de subfrequência, observando as

variações de frequência nos terminais de cada máquina

individualmente e aumentando temporariamente a

geração. O erro de frequência é simplesmente a variação

em relação a frequência nominal, um erro positivo

significa que a frequência do sistema está baixa e potência

extra é necessária. O controle faz com que nenhuma

potência extra seja gerada enquanto o erro de frequência

não atinja um valor mínimo, garantindo que a resposta

inercial só atenda a grandes decréscimos de frequência,

onde é importante a manutenção da estabilidade do

sistema. Pequenas perturbações caracterizadas por

operações normais da rede não são sentidas pelo controle.

O controle é representado de forma mais detalhada na

figura a seguir.

Figura 4 - Modelo do Controle de Inércia

III – METODOLOGIA

Para a realização do estudo foram utilizados os softwares

ANAREDE e ANATEM, desenvolvidos pelo CEPEL

(Centro de Pesquisas de Energia Elétrica). O sistema

elétrico utilizado foi o sistema teste Brazilian Birds do tipo

hidrotérmico, composto por três centrais hidroelétricas

(Canário, Tucano e Gavião) e uma central termoelétrica

(Sabiá), foi considerada a inserção de uma geração eólica

na barra número 140 conforme figura presente no ANEXO

1. O modelo matemático da dinâmica da central eólica foi

representado através de um código definido pelo usuário

(CDU), codificação própria do programa ANATEM, cada

unidade geradora da central eólica tem a capacidade de 2,3

MW.

O sistema Brazilian Birds é composto de duas áreas,

denominadas áreas A e B, interligadas através de linhas de

transmissão em 440 kV. A área A é composta das barras

de Canário, Cardeal, Sanhaço, Curió, Tiziu, Sabiá,

Pardal,Azulão, Bicudo e Chopim. A área B é composta das

barras de Tucano, Gavião, Garça, Urubu, Arara, Pelicano

e Coruja. O intercâmbio ocorre da área B para a área A e é

em torno de 230 MW. O patamar de carga escolhido foi de

carga pesada, os dados das cargas do sistema são

mostrados na tabela a seguir.

TABELA 1 - DADOS DE CARGAS (CARGA PESADA)

Foram realizadas diferentes simulações, de modo que em

cada simulação foi alterado o ganho (kwi) do controle de

potência ativa da planta eólica. A primeira simulação foi

feita com o controle desativado, ou seja, a potência gerada

pela planta eólica permaneceu constante, não gerando

contribuição na manutenção da frequência alguma para a

variação de frequência causada pelo distúrbio. Nas

simulações seguintes o controle foi ativado e os ganhos

alterados para 10, 40, 100 e 200 respectivamente.

A simulação do distúrbio foi feita no programa ANATEM

através do comando RMGR (Remoção de Gerador) em

que foram retiradas duas máquinas da fonte Gavião, corte

de aproximadamente 150 MW. O distúrbio foi aplicado

com 0,2s, a simulação teve tempo total de 30s.

A seguir serão apresentadas as premissas adotadas e a

descrição detalhada dos cenários de simulação utilizados

no estudo.

III.1 – Premissas

Para a realização do estudo de forma satisfatória e

obtenção de resultados consistentes algumas premissas

foram adotadas, são elas:

- Velocidade do vento constante

- Ângulo das pás fixo

O objetivo do estudo é analisar como o controle de

potência ativa do aerogerador afeta as excursões de

frequência do sistema, logo a velocidade do vento e o

ângulo das pás são fatores determinantes no quanto de

potência extra poderá ser gerada pela turbina. Se

adotarmos velocidades do vento muito grandes ou muito

pequenas, em que a potência gerada pela turbina cai muito,

o suporte do aerogerador será insignificante, levando a

obtenção de resultados irrelevantes para o estudo.

III.2 – Cenário 1, 10% de geração eólica

No primeiro cenário de simulações a fonte de energia

eólica corresponde a cerca de 10% da geração total do

sistema, apresentando 135,7 MW de potência gerada por

59 unidades geradoras. Outras 3 fontes hidráulicas e uma

térmica complementam a geração total do sistema, como

mostrado na tabela 1.

6

TABELA 2 - DADOS DE GERAÇÕES CENÁRIO 1

Fonte Área Nº de

Máquinas Potência Gerada

Canário 1 3 300 MW

Sabiá 1 2 150 MW

Eólica 1 59 135,7 MW

Tucano 2 4 480 MW

Gavião 2 4 300 MW

III.3 – Cenário 2, 20% de geração eólica No segundo cenário de simulações a participação da

energia eólica foi aumentada para cerca de 20% da geração

total do sistema, com cerca de 273,7 MW representado por

119 unidades geradoras, o panorama das gerações no

cenário 2 é mostrado a seguir na tabela 2.

TABELA 3 - DADOS DE GERAÇÕES CENÁRIO 2

Fonte Área Nº de

Máquinas Potência Gerada

Canário 1 2 175,5 MW

Sabiá 1 2 150 MW

Eólica 1 119 273,7 MW

Tucano 2 4 470 MW

Gavião 2 4 300 MW

IV – RESULTADOS E DISCUSSÃO

A seguir são apresentados e discutidos os resultados

obtidos das simulações. Primeiramente será feita uma

análise do desempenho do controle de potência ativa,

verificando como o sistema reagiu para diferentes ganhos

dentro de um mesmo cenário. Posteriormente é analisado

o impacto da inserção de aerogeradores na rede, que à

princípio, diminui a inércia no sistema, com e sem o

controle de potência ativa nas excursões de frequência para

o distúrbio analisado. Para isso serão avaliados os

resultados com o mesmo ganho, mas em cenários

diferentes.

As figuras 5 e 6 evidenciam como a potência adicional

gerada pela planta eólica alivia a queda da frequência do

sistema. O menor valor de frequência verificado para a

simulação com o controlador desabilitado (curva em

vermelho) é 58,62Hz (2,3% de queda), enquanto o menor

valor verificado para simulações com o controlador

ativado e ganho igual ou superior que 40 é de 59,04Hz

(1,6% de queda), isso representa uma redução de 40% na

queda da frequência do sistema para grandes perturbações.

É possível observar que para um ganho igual ou maior que

40 a potência adicional gerada pela turbina não ultrapassa

um determinado valor, isto acontece, pois, o controlador

consegue gerar no máximo 10% a mais da potência

nominal da turbina eólica. Portando a partir do ganho kwi

igual a 40 a turbina atinge esse limite de 10%, que

determina o menor valor atingido pela frequência após a

perturbação, e após alguns segundos volta ao valor

nominal de potência gerada. A medida que aumentamos o

ganho do controlador para um valor maior que 40, quando

a potência gerada atinge seu limite, o que se vê é um

prolongamento no tempo em que a máxima potência é

gerada. Para determinados valores de ganho a potência

permanece por um tempo maior no seu valor máximo,

fazendo com que a frequência do sistema permaneça por

menos de 30s abaixo de 59,5Hz, cumprindo assim com as

normas de qualidade de energia determinadas no módulo

8 do PRODIST [8], que especifica que a frequência do

sistema não deve permanecer abaixo de 59,5 Hz ou acima

de 60,5 Hz por mais de 30s. Ganhos menores ou a ausência

do controlador levariam a medidas como o corte de carga

para a manutenção da frequência dentro de valores

aceitáveis.

Figura 5 – Potência de saída da planta eólica para o

ganho em 0 (vermelho), 10 (azul), 40 (verde), 100

(preto), 200 (rosa) no cenário 2.

Figura 6 - Frequência do sistema para o ganho em 0

(vermelho), 10 (azul), 40 (verde), 100 (preto), 200

(rosa) no cenário 2.

As figuras 7 e 8 demonstram a influência da falta de inércia

de turbinas eólicas convencionais na excursão da

frequência para grandes distúrbios, e como o controle de

potência ativa dessas turbinas pode corrigir esse problema.

Na figura 7 ambas estão com o controle de potência ativa

desativado, porém no cenário 2 (curva azul) como a

participação de energia eólica no sistema é maior, a inércia

do sistema é menor, tornando-o mais fraco e mais sensível

a problemas na rede. Isto faz com que a frequência atinja

valores menores para perdas de geração no sistema,

quando comparado com o cenário 1 (curva vermelha) onde

a participação de geração eólica é menor.

7

Figura 7 - Frequência do sistema com controle de

potência ativa desativado nos cenários 1 (vermelho) e

2 (azul).

Figura 8 - Frequência do sistema com ganho kwi

setado em 10 nos cenários 1 (vermelho) e 2 (azul).

A figura 8 mostra como a frequência do sistema reage para

o valor do ganho kwi igual a 10 nos cenários 1 (curva

vermelha) e 2 (curva azul). É possível observar que por

possuir uma participação maior de geração eólica, o

cenário 2 consegue oferecer um suporte maior, uma vez

que a quantidade de potência extra que pode ser gerada

varia de acordo com a potência nominal da planta eólica.

Logo ao oferecer um suporte de potência ativa maior, o

menor valor de frequência atingido pelo sistema no cenário

2 torna-se maior, ou seja, menos crítico do que o menor

valor de frequência atingido pelo sistema no cenário 1.

A tabela seguir resume os principais dados obtidos das

simulações.

TABELA 4 - DADOS DAS SIMULAÇÕES

V – CONCLUSÃO

A avaliação dos impactos do controle de potência ativa de

aerogeradores na frequência do sistema envolve aspectos

específicos em função do tipo de gerador e turbina usados.

Foi possível concluir que o controle de potência ativa de

aerogeradores oferece suporte à manutenção da frequência

do sistema após distúrbios na rede. A rápida resposta no

aumento da geração através dos controles eletrônicos

integrados à turbina eólica faz com que a frequência do

sistema se mantenha em níveis aceitáveis, dando tempo

para que máquinas síncronas mais lentas aumentem sua

geração de potência ativa e assumam o desbalanço gerado.

Pode-se concluir também que o controle de potência ativa

de aerogeradores permite o aumento da penetração de

energias renováveis na rede, uma vez que grandes

excursões da frequência são um fator limitante para esta

tecnologia, principalmente em sistema com baixa inércia.

Trabalhos futuros a serem realizados podem considerar os

efeitos de intermitência que foram desprezados, novas

configurações do sistema elétrico e ainda estudar o

impacto do controle de potência reativa oferecido por

controles de aerogeradores.

VI - REFERÊNCIAS

[1] SPERA, D. A. Wind Turbine Technology. New

York, USA: ASME PRESS, 1998

[2] ACKERMANN, T. Wind Power in Power Systems.

England: John Wiley and Sons, 2005.

[3] HANSEN, Anca D. et al. Dynamic wind turbine mod-

els in power system simulation tool DIgSILENT. Roskild:

Risø National Laboratory, 2003.

[4] HILBIG, Tchiarles Coutinho. APLICAÇÃO DE

AEROGERADORES DO TIPO INDUÇÃO

DUPLAMENTE ALIMENTADO NO CONTROLE DA

FREQÜÊNCIA DE SISTEMAS ELÉTRICOS. 103 f.

Dissertação (Mestrado) - Curso de Engenharia Elétrica,

PontifÍcia Universidade CatÓlica do Rio Grande do Sul,

Porto Alegre, 2006.

[5] RAMOS, Álvaro; TAVARES, Carmem; SENA,

Dêibson de. Impacto da geração distribuída eólica nos

sistemas de distribuição e transmissão. O Setor

Elétrico. Disponível em:

<http://www.osetoreletrico.com.br/web/documentos/fasci

culos/Ed75_fasc_renovaveis_cap3.pdf>. Acesso em: 18

out. 2016.

[6] KUNDUR, P. Power System Stability and Control.

New York: McGraw-Hill, 1994.

[7] Silva, Kleber Freire da. Controle e integração de

centrais eólicas à rede elétrica com geradores de indução

duplamente alimentados. São Paulo, 2006.

[8] AGENCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA –

ANEEL: “Procedimentos de Distribuição de Energia

Elérica no Sistema Elétrico Nacional – PRODIST, Módulo

8 – Qualidade da Energia Elétrica”

8

VII - BIOGRAFIA

João Gabriel Barbosa Fernandes

Nasceu em Piranguinho (MG), em 1993. Estudou na

mesma cidade até completar o ensino médio. Em 2011

ingressou na Universidade Federal de Itjubá – UNIFEI no

curso de engenharia elétrica. Estudou durante um ano na

Queen’s University of Belfast na Irlanda do Norte. Fez

estágio na distribuidora de energia CPFL – Companhia

Paulista de Força e Luz.

9

ANEXO 1

10