SIN
Seguindo a tendência de crescimento da geração eólica nos sistemas elétricos, a conexão dos parques eólicos exigem cada vez mais estudos que avaliem os possíveis desafios a serem superados e impactos de tal integração.Nesse sentido, para a elaboração do projeto do parque eólico, construção e comissionamento, é necessária a realização de estudos aprofundados que envolvem fabricantes, equipes técnicas responsáveis pelo pro- jeto, empresas de transmissão e operadores do sistema elétrico. No Brasil, para a conexão do parque eólico à rede elétrica são necessários: Estudo de Parecer de Acesso, Estudo de Projeto Básico e Estudos Pré-Operacionais. Tais estudos são de responsabilidade do agente de geração e do ONS. Os mesmos são considerados na sequência, como consta em
(RAMOS; VALENÇA; FILHO, 2018):
∙ Estudo de parecer de acesso: envolve análises no regime permanente e dinâmico, além de análises da qualidade de energia;
∙ Estudo de projeto básico: dependendo do projeto esse estudo pode ser exigido ou não. Esse estudo envolve análises de transitórios eletromagnéticos e fornecem subsídios para especificar equipamentos da subestação;
∙ Estudos pré-operacionais: São estudos detalhados que envolvem o regime perma- nente, dinâmico e transitório, sendo responsabilidade do ONS e fornecem elementos importantes para o planejamento da operação dos parques eólicos.
O objetivo dos estudos descritos acima é validar a integração da geração eólica à rede elétrica, considerando as características dessa fonte, os diferentes regimes de operação do sistema e a contribuição à segurança e confiabilidade operacional do sistema elétrico.
A.2.1
Demais Requisitos do PR do SIN Referente à Geração Eólica
A seguir são apresentados os demais requisitos presentes em (OPERADOR
NACIONAL DO SISTEMA ELÉTRICO (ONS), 2016b).
∙ Operação em regime de frequência não nominal: nesse tópico é detalhada a faixa de frequência em que o parque eólico deve permanecer operando, suportando uma determinada variação na frequência, como apresentado na Figura A.4. Nas regiões em vermelho da figura o desligamento instantâneo do parque é permitido. Nas re- giões em amarelo o parque deve operar durante um intervalo de tempo determinado e na região em verde a operação deve ser contínua, sem previsão de desligamento. O objetivo da determinação dessa faixa de operação é prevenir que os parques sejam desconectados em intervalos de sub e sobre-frequência, quando o sistema ainda pode retornar à faixa de operação normal por capacidade própria de regulação;
Figura A.4 – Faixa de frequência para operação dos aerogeradores. Fonte: (OPERADOR
NACIONAL DO SISTEMA ELÉTRICO (ONS), 2016b) (Adaptado)
∙ Inércia sintética da central geradora eólica: para os parques eólicos com potência instalada superior a 10 MW, os aerogeradores devem emular inércia mecânica, o que pode ser feito pelo uso momentâneo da energia cinética presente nas turbinas eólicas, sempre que seus controladores detectarem variações de frequência no sis- tema. Essa emulação ocorre pelo controle da potência de saída, com a modulação da potência sendo proporcional à variação frequência medida pelo controle dos ae- rogeradores. A aplicação desta funcionalidade ocorrerá sempre que o aerogerador estiver operando com potência ativa de saída igual ou superior a 25% do seu valor
nominal. O objetivo é contribuir para o sistema interligado nacional na resposta primária de frequência,através do controle realizado localmente no gerador;
∙ Participação no controle de sobre-frequência: para os parques eólicos com potência instalada superior a 10 MW, os aerogeradores devem promover a redução da potência de saída por meio de um controle proporcional quando os controladores detectarem situações de sobre-frequência até o limite de 62,5 Hz;
∙ Geração/absorção de potência reativa: na operação em regime permanente, o parque eólico deve poder operar com fator de potência indutivo ou capacitivo dentro dos limites apresentados na Figura A.5, de modo aumentar as margens de estabilidade de tensão da rede. Quando o parque eólico não estiver gerando potência ativa, o mesmo deverá disponibilizar sua capacidade de suporte de potência reativa ao SIN;
Figura A.5 – Determinação de absorção e geração de reativos no PAC pela geração eó- lica. Fonte: (OPERADOR NACIONAL DO SISTEMA ELÉTRICO (ONS),
2016b)
∙ Atendimento de fator de potência em regime de tensão não nominal: esse item é identificada a faixa operativa de tensão em que o parque eólico pode injetar potência reativa no PAC em regime permanente. A Figura A.6mostra um gráfico tensão (V) versus potência reativa (Q/Pmax). O objetivo desse requisito é atender ao fator de potência determinado na operação de acordo com a faixa de tensão;
Figura A.6 – Limites para atendimento do fator de potência de acordo com o valor de tensão terminal da geração eólica. Fonte: (OPERADOR NACIONAL DO
SISTEMA ELÉTRICO (ONS), 2016b)
∙ Participação no SEP: esse requisito prevê o controle de pitch/stall da turbina para a redução da potência ativa gerada ou até mesmo a desconexão do parque eólico. Desta forma é possível diminuir as consequências das perturbações, como a sobre- frequência no sistema, quando da ocorrência de ilhamento;
O auxílio no controle de frequência e no controle de tensão são requisitos que trazem maior segurança para a operação do SIN, principalmente em regiões de grande concentração de geração eólica (elevada penetração de geração eólica). Para exemplificar podemos citar a Região Nordeste onde há uma diminuição da geração convencional frente à eólica. Adicionalmente ocorre também uma complementaridade das fontes eólica e hi- dráulica, resultando em épocas do ano com maior geração eólica concomitantemente com períodos de menor geração hidráulica disponível.
Para o suporte de frequência, de acordo com os requisitos apresentados, dois controles se destacam na literatura e encontram-se presentes nos aerogeradores modernos. Segundo (CAMELO; ASSIS,2018;VALENÇA et al.,2017), o controle de inércia sintética visa contribuir para o equilíbrio entre geração e carga através da extração de energia cinética das pás da turbina eólica. Nesse momento há uma redução da velocidade do rotor e alguns segundos após essa redução ocorre uma absorção de energia do sistema com o intuito de normalizar a velocidade nominal. Outro controle é a regulação primária pelo ajuste do ângulo pitch. Esse segundo controle consiste em ajustar o ângulo de pitch para que o aerogerador opere fora do ponto ótimo de extração de potência, e assim crie uma reserva de potência que pode ser utilizada no caso de eventos que alterem a frequência do sistema, auxiliando também no equilíbrio entre geração e carga.
Além desses pontos destacados outros como a presença de harmônicos e efeitos de oscilações luminosas também são importantes para o sistema elétrico e estão presentes
em (OPERADOR NACIONAL DO SISTEMA ELÉTRICO (ONS), 2016a; OPERADOR
ANEXO B – DADOS COMPLEMENTARES
SOBRE AS PRINCIPAIS FILOSOFIAS DE
CONTROLE E SUA MODELAGEM NO
SISTEMA TESTE IMPLEMENTADO
Esse anexo apresenta as informações necessárias para o entendimento das prin- cipais filosofias de controle do aerogerador do Tipo 4 e também dos demais controles implementados no modelo dessa pesquisa. Para tanto, aqui são apresentados o modelo da extração da potência do vento, as modelagens dos componentes que perfazem o mo- delo do aerogerador, demais filosofias do controle dos conversores e também as estratégias implementadas no modelo teste.
Para as modelagens citadas, é importante destacar a transformada de Park, que é uma das mais utilizadas na literatura para a transformação das grandezas elétricas físicas em grandezas mais adequadas a serem aplicadas em estratégias de controle. Essa transformada representa as grandezas do sistema trifásico (𝑎𝑏𝑐) num conjunto de gran- dezas desacopladas (𝑑𝑞0). Consequentemente, pelos sinais amostrados da rede de tensão e corrente é possível apresentar as expressões de potências ativa e reativa de forma de- sacoplada, e, assim, é possível realizar um controle mais simples. Vale ressaltar que caso o conversor seja trifásico a três fios, pode ser desconsiderada a componente de sequência zero. Em (CHINCHILLA et al., 2006; REIS, 2015) podem ser encontrados mais funda- mentos sobre essa transformação.
Para mais informações sobre as filosofias de controle, pode-se consultar (CHIN- CHILLA et al., 2006; REIS, 2015; SANTOS, 2015; SOARES, 2012; MENEZES, 2016;
VITTAL; AYYANAR,2013). Mais informações sobre a implementação do modelo no PS-
CAD podem ser encontradas em (PSCAD,2018;CLARK; MILLER; SANCHEZ-GASCA,
2010).
B.1
Modelagem do Gerador Síncrono de Ímãs Permanentes
À respeito da modelagem da máquina elétrica utilizada, uma abordagem mais ampla é encontrada em (MICHALKE, 2008). Em regime permanente o gerador síncrono pode ser eletricamente representado pelo circuito monofásico mostrado na Figura B.1. Nessa figura também é mostrado o diagrama fasorial do gerador para um ponto arbitrário
de operação. O campo do rotor é gerado pela corrente de excitação 𝐼𝑓, a qual induz uma
tensão E (força eletromotriz) nos enrolamentos do estator. O campo magnético total é representado pela indutância principal 𝑋ℎ.
Figura B.1 – Diagrama monofásico equivalente de um gerador síncrono com excitação de CC. Fonte:(MICHALKE, 2008)
Se a resistência dos enrolamentos do estator 𝑅𝑠 e a reatância de dispersão 𝑋𝛿𝑠
são negligenciadas, o circuito equivalente pode ser simplificado. Tal circuito é mostrado na Figura B.2 para um gerador síncrono de ímã permanente (permanent magnet synch- rounous machine- PMSG), que é utilizado no modelo de aerogerador adotado no presente trabalho. A tensão E é agora induzida pelos ímãs permanentes. Onde:
∙ E: força eletromotriz (tensão induzida); ∙ 𝑈𝑠: tensão, representando o campo principal;
∙ 𝐼𝑠: corrente do estator;
∙ 𝑋𝑓: reatância do enrolamento de campo;
∙ 𝑋ℎ: reatância principal;
∙ 𝑋𝛿𝑠: reatância de dispersão do estator;
∙ 𝑅𝑠: resistência do estator; ∙ Ψ𝑃 𝑀: fluxo do ímã permanente; ∙ Ψ𝐸: fluxo de excitação CC: ∙ 𝐼𝑓: corrente de excitação; ∙ 𝛿: ângulo de carga; ∙ 𝜑: fator de potência;
∙ 𝜔𝑔𝑒𝑛: velocidade de rotação do gerador.
Figura B.2 – Equivalente de circuito simplificado e diagrama fasorial do gerador síncrono com excitação CC. Fonte:(MICHALKE, 2008)
A frequência e amplitude da tensão induzida 𝐸 dependem da velocidade 𝜔𝑔𝑒𝑛.
A diferença entre as tensões 𝐸 e 𝑈𝑠 é principalmente causada pelo ângulo 𝛿. Com base
nisso, uma dependência entre torque da máquina, tensões e o ângulo de carga pode ser derivada, como visto em (MICHALKE, 2008) e apresentada nas Equações B.1 e B.2. Um incremento do torque do gerador aumenta o ângulo de carga e, portanto, também a potência reativa da máquina, como visto na Equação B.3.
𝑃𝑔𝑒𝑛 = −𝑚 · (𝑈𝑠· 𝐸) 𝑋ℎ · 𝑠𝑒𝑛𝛿 (B.1) 𝑇𝑒= −𝑚 Ω𝑔𝑒𝑛 · 𝑈𝑠· 𝐸 𝑋ℎ · 𝑠𝑒𝑛𝛿 (B.2)
A potência reativa do gerador é definida por:
𝑄𝑔𝑒𝑛 = 𝑚 · 𝑈2 𝑠 − 𝑈𝑠· 𝐸 · 𝑐𝑜𝑠𝛿 𝑋ℎ (B.3) Onde: ∙ m: número de fases; ∙ 𝑇𝑒: torque eletromagnético;
∙ 𝑃𝑔𝑒𝑛: potência ativa do gerador;
∙ 𝑄𝑔𝑒𝑛: potência reativa do gerador;
Já para uma análise dinâmica da máquina síncrona de ímãs permanentes é suposto que a distribuição do fluxo magnético no rotor é senoidal. Desta forma o fluxo pode ser inteiramente descrito por um vetor, e assim a tensão interna 𝐸 induzida no estator pelos ímãs permanentes pode ser expressa na Equação B.6 da seguinte maneira:
𝐸 = 𝑗 · 2𝜋𝑓 · Ψ𝑃 𝑀 (B.4)
Onde Ψ𝑔𝑒𝑛é o fluxo provido pelos ímãs permanentes do rotor e 𝑓 é a frequência
elétrica. As equações da PMSG podem ser expressas diretamente das equações de uma máquina síncrona com excitação CC, com a simplificação de que a PMSG não tem os enrolamentos amortecedores (KUNDUR; BALU; LAUBY, 1994). As equações de tensão do gerador, expressas em coordenadas 𝑑𝑞0, onde o eixo de referência 𝑑 é alinhado com o vetor do fluxo do ímã permanente, são expressas da seguinte maneira:
𝑢𝑠𝑑 = 𝑅𝑠𝑖𝑠𝑑 − 𝜔𝑔𝑒𝑛· Ψ𝑠𝑞+ ˙Ψ𝑠𝑑 (B.5)
𝑢𝑠𝑞 = 𝑅𝑠𝑖𝑠𝑞 + 𝜔𝑔𝑒𝑛· Ψ𝑠𝑑 + ˙Ψ𝑠𝑞 (B.6)
Com os componentes do fluxo do estator:
Ψ𝑠𝑑 = 𝐿𝑑𝑖𝑠𝑑+ Ψ𝑃 𝑀 (B.7)
Ψ𝑠𝑞 = 𝐿𝑑𝑖𝑠𝑞 (B.8)
Onde 𝑢𝑠𝑑 e 𝑢𝑠𝑞 são as componentes da tensão terminal do estator, 𝑖𝑠𝑑 e 𝑖𝑠𝑞 são
as componentes da corrente do estator, 𝐿𝑑e 𝐿𝑞são as indutâncias do estator no referencial
𝑑𝑞.
O torque elétrico do gerador pode ser expresso como, segundo (MICHALKE,
2008), onde 𝑝 é o número de pares de pólos:
𝑇𝑒 =
3
2𝑝[(𝐿𝑑− 𝐿𝑞)𝑖𝑠𝑑𝑖𝑠𝑞+ Ψ𝑃 𝑀𝑖𝑠𝑞] (B.9) Se o PMSG é assumido como uma máquina de rotor cilíndrico, onde 𝐿𝑑= 𝐿𝑞,
o que é uma aproximação razoável para este tipo de gerador, o torque elétrico do gerador resulta somente do fluxo dos ímãs permanentes e a componente de eixo 𝑞 da corrente do estator (MICHALKE, 2008).
𝑇𝑒=
3
A potência ativa e reativa do gerador síncrono são: 𝑃𝑔𝑒𝑛 = 3 2[𝑢𝑠𝑑𝑖𝑠𝑑+ 𝑢𝑠𝑞𝑖𝑠𝑞] (B.11) 𝑄𝑔𝑒𝑛 = 3 2[𝑢𝑠𝑞𝑖𝑠𝑑− 𝑢𝑠𝑑𝑖𝑠𝑞] (B.12) Como o gerador está totalmente desacoplado da rede pelo conversor eletrônico, a equação da potência reativa é trocada com conversor do lado da máquina e não com a rede.
Como a geralmente esses geradores são aplicados para aplicação em velocidade baixa e conectados à rede através dos conversores eletrônicos, como o caso utilizado nesse estudo, o gerador não apresenta enrolamentos amortecedores no núcleo do rotor. Além disso, como a excitação é permanente no PMSG, não há enrolamentos de campo onde as correntes transitórias poderiam ser induzidas ou amortecidas. Assim, em caso de variações de cargas, os enrolamentos de campo também não contribuiriam para o amortecimento (MICHALKE, 2008).
Como não existe nem um amortecedor ou enrolamento de campo, nenhuma reatância transitória ou subtransitória, como os geradores síncronos de rotor bobinado, podem ser definidas para o PMSG. Portanto, um amortecimento do sistema deve então ser feito por meio do controle do CLM (conversor do lado da máquina) do aerogera-
dor(AKHMATOV, 2003).