Se faz necessário, nesse ponto do trabalho, distinguir o que são, do ponto de vista do parque eólico, “pequenas perturbações” e “grandes perturbações”. É comum fazer análises em regime permanente do sistema elétrico, entretanto, é conhecido que o regime
operacional do sistema elétrico está constantemente submetido a pequenas perturbações, que são caracterizados por variações normais, como as variações de tensão que podem ser causadas pela própria intermitência do parque eólico, por conexão/desconexão de cargas e defeitos que ocorrem a grandes distâncias da barra de referência. Nesse sentido, é visto
em (RAMOS; VALENÇA; FILHO, 2018) a definição do termo “dinâmica de pequenas
perturbações” e é conhecido como o regime permanente operacional, entendido como a condição normal do sistema elétrico. As grandes perturbações são vistas, por exemplo, como as faltas próximas ao parque eólico, que provocam grandes alterações no nível de tensão na barra de referência do parque, entre outros possíveis eventos.
Os aerogeradores modernos operam basicamente no modo de controle em con- dição “Normal” e em condição de “LVRT”, usado para denominar condições de subtensões transitórias. O modo de controle de tensão é o usual para as condições ditas normais, au- xiliando para a estabilidade de tensão do sistema para as pequenas perturbações. Para a identificação de uma situação de grande perturbação é importante definir um valor de tensão limite, e quando a tensão de referência da rede elétrica encontra-se abaixo desse valor é iniciado o modo LVRT. Complementando, quando a tensão de referência da rede ultrapassar o valor limite superior corresponde ao fim da condição de LVRT. É comum encontrar as variáveis “Vset” no qual a tensão abaixo desse valor inicia o LVRT e “Vreset” para indicar que a tensão acima desse valor a condição de defeito foi superada (RAMOS et al., 2017).
Existem adaptações na estratégia de controle do aerogerador no modo de LVRT com o intuito de evitar o desligamento do aerogerador e também para que o mesmo opere de forma segura, minimizando possíveis danos. Como consta de (BARROS; BARROS,
2017) a estratégia de controle LVRT pode ser do tipo PI e implementada no conversor do lado da rede, visando controlar o fluxo de potência aparente à rede. Outras estratégias podem ser utilizadas no modo LVRT, por exemplo, a troca dos controles do conversor do lado da máquina e o conversor no lado da rede, onde ambos trocam as funções de MPPT (Maximum Power Point Tracker ) e LVRT. Contudo essa estratégia causa excesso de energia cinética no conjunto turbina-gerador, que não pode ser aproveitada pelo controle de pitch (IBRAHIM et al., 2012).
Em diversos trabalhos é analisada a capacidade de LVRT dos aerogeradores, destacando-se (BORGES; RAMOS; REGINATTO, 2016; CONROY; WATSON, 2007;
GÖKSU et al.,2014;BARROS; BARROS,2017). Pode-se observar que os full converters são os mais flexíveis em relação a esse modo de controle. Ressaltando-se, nesses trabalhos, que com o incremento da geração eólica nos sistemas de potência, é exigido que os mesmos tenham comportamento próximo ao dos geradores convencionais, assim eles devem per- manecer conectados durante o regime transitório e possibilitar o controle mais apurado da potência ativa e reativa de acordo com as condições operativas do aerogerador e do
código de rede, destacando-se que o controle no LVRT auxilia o retorno a condições de operações normais do sistema.
Durante um defeito a injeção de potência ativa fica limitada pelo afundamento de tensão, e com isso o controle de potência nesse modo, conforme indicado por alguns fabricantes, respeitando-se os limites operacionais do aerogerador e as características da rede elétrica onde o parque está conectado, dentre diversas possibilidades, pode envolver, como consta em (RAMOS et al., 2017; SENA et al., 2015; CALDAS; OGIEWA, 2017;
RIZZOTTO, 2016):
∙ Injeção nula ou reduzida a valores mínimos de potência ativa e potência reativa (em inglês: Zero currente injection during fault- ZPM);
∙ Priorização da potência reativa com injeção de acordo com o valor de tensão (em inglês: Reactive current injection during fault- QUM);
∙ Priorização da injeção de potência ativa (em inglês: PQ MODE - PQM).
A estratégia ZPM determina que os aerogeradores do parque podem permane- cer conectados, porém sem injeção/absorção de ambas as potências. Com a recuperação de tensão, a injeção de potência ativa se recupera de acordo com potência disponível pelo vento. No caso de disponibilidade de vento, a inclinação da rampa de recuperação dessa potência pode ser regulada pelos códigos de rede e seu valor final pode ser máximo ou dependente da tensão de referência no novo regime permanente. Para a potência reativa, a recuperação dependerá do valor de referência obtido pelo modo de controle de tensão.
Já para a estratégia QUM, a injeção de potência reativa depende do nível do afundamento de tensão e da inclinação (k) da rampa da Figura 2.8, podendo ser máxima quando a tensão ficar abaixo de determinado valor. A potência ativa durante o LVRT é limitada de acordo com a capacidade nominal do conversor e de acordo com os requisitos do código de rede vigente. Durante a recuperação de tensão, as potências ativa e reativa seguem a mesma lógica que para o ZPM.
O PQM visa a maximização da injeção de potência ativa durante o afunda- mento, de acordo com as capacidades físicas do sistema, já que redução nos níveis de tensão acarretam na diminuição da possibilidade de transferência de potência. Todas as estratégias citadas devem ser implementadas visando respeitar as condições operativas dos conversores.
Analisando essas possibilidades, a injeção nula ou reduzida de ambas as po- tências pelos aerogeradores ajuda a reduzir o carregamento do sistema, e pode ser mais indicada para locais onde não há grande presença de parques eólicos e existe a utiliza- ção de equipamentos específicos para auxiliar o reestabelecimento de tensão, tais como
o STATCOM. Já a priorização de uma das potências pode apresentar bons resultados, dependendo do evento e das condições do sistema durante e após a contingência. O caso da injeção máxima de potência reativa a partir de determinado valor de tensão pode au- xiliar a manutenção da tensão e assegurar a estabilidade da rede elétrica, podendo causar ou não sobretensões após a eliminação do distúrbio. A priorização de uma das potências ajuda na redução do carregamento do sistema também, levando a uma melhora no perfil da tensão o que pode assegurar uma estabilidade da tensão, porém, dependendo da seve- ridade do afundamento, o suporte fornecido por essas estratégia pode não ser o suficiente para auxiliar na recuperação do sistema. Não obstante, considerando os requisitos do PR, o modo QUM se apresenta como o mais indicado.
Portanto, devem-se considerar as exigências do código de rede vigente para se determinar qual estratégia adotar. Na Seção 2.3.1, apresentam-se as exigências para o modo LVRT, destacando-se que não há exigências para a injeção de potência ativa nesse modo, estando o controle dessa potência atrelado às variações de frequência. A Figura 2.8
mostra o suporte de tensão que o aerogerador deve proporcionar por meio do controle da potência reativa no modo LVRT.
Já durante a recuperação de tensão, para potência ativa é determinado que até 4 segundos após a tensão se recuperar a 85% de seu valor nominal, a potência deve ser recuperada a 85% do valor antes da perturbação, sendo o valor da inclinação da rampa de recuperação determinada pelo ONS, como apresentado na Seção 2.3.1. Ainda, nesse estágio a potência reativa será determinada pelo modo de controle "Normal".
É importante salientar que durante grandes perturbações no sistema elétrico, para as quais se encaixam a curva de LVRT/OVRT apresentada na Figura 2.7, o limite de variação de frequência da Figura A.4 e o limite para injeção de potência reativa apre- sentada na Figura 2.8, a maior contribuição que o parque eólico pode fornecer é continuar conectado para que não ocorra colapso do sistema elétrico no período pós distúrbio. A injeção de reativos durante subtensões provocadas por faltas transitória muitas vezes tem efeito limitado e pode causar sobretensões em intervalos de tempos após a eliminação da falta, que podem levar à desconexão do parque eólico. Além disso, para faltas monofásicas, que são as mais comuns no sistema elétrico, a injeção de reativos pode causar sobretensões nas fases sãs que podem também levar à desconexão do parque caso não haja um controle individual por fase, o que não é comum de ser encontrado no sistema brasileiro (SENA et al., 2015; RAMOS et al., 2017).
4.3
Considerações Finais
O presente capítulo focou na apresentação dos conceitos das principais filoso- fias de controle aplicados à geração eólica com aerogeradores full converter presentes na
literatura, com foco no CLR e ressaltando que o foco desse trabalho não é apresentar um estudo completo das metodologias de controle. Para tanto, foi necessária a exposição da modelagem dos componentes elétricos presentes no sistema eólico e também da velo- cidade do vento. Tendo em vista os princípios apresentados, constatações pontuais são apresentadas na sequência:
∙ No tocante ao controle de potência ativa e reativa, foram exploradas as referências para cada uma, considerando o CLR. Para a potência ativa foi apresentado o objetivo de manter a tensão no lado CC próximo ao valor nominal e o referencial para potência reativa é obtido com objetivo de manter a tensão na barra do PAC próxima da nominal;
∙ Dentre as estratégias para o controle de tensão na barra do PAC, o controle de droop é uma técnica ressaltada na literatura, aonde o valor total de potência reativa para ser fornecido à rede elétrica é calculado em função da diferença entre a tensão medida nesse ponto e o valor nominal. Após a identificação desse valor é necessária a verificação das restrições operativas do conversor;
∙ O controle aplicado em condições de LVRT pode seguir diferentes estratégias, sendo exigido pelo PR o suporte de potência reativa e a não desconexão do parque segundo as condições apresentadas na Figura 2.7.
5 MODELAGEM DO SISTEMA ELÉTRICO
SOB ANÁLISE
Apresentados os fundamentos e conceitos da integração de parques eólicos à rede elétrica, além dos princípios básicos que norteiam as estratégias de controle, esse capítulo prossegue para a apresentação e implementação computacional dos modelos dos componentes que formam o sistema sob estudo nessa pesquisa.
O sistema elétrico externo ao parque eólico modelado para o estudo é simpli- ficado e representa os elementos da rede básica e, portanto, não fazem parte do projeto do parque eólico. Esses elementos consistem de um transformador de acoplamento do parque ao sistema elétrico, uma linha de transmissão e um equivalente de Thévenin para representar o SIN. A modelagem do parque eólico é mais completa, com modelagem da dinâmica da turbina eólica e seus controles, do gerador de ímã permanente e controle de velocidade/torque, do CLM e seus controles e do CLR com representação mais detalhada das estratégias de controle de potência ativa e reativa. O detalhamento do aerogerador resulta em tempos de simulação elevados.
A Figura 5.1 apresenta o sistema elétrico simplificado sob estudo, destacando o modelo do parque eólico e do sistema elétrico externo à geração eólica modelados no PSCAD.
Parque Eólico Sistema Elétrico Externo ao Parque
Barra 33 kV PAC Barra Fonte de Thévenin
Figura 5.1 – Sistema elétrico simplificado.
A Figura 5.2 mostra a configuração do modelo full-converter do aerogerador utilizado nesse trabalho.
Figura 5.2 – Modelo full-converter implementado no PSCAD.
Resumindo, os objetivos deste capítulo são:
∙ Apresentar as premissas adotadas para modelagem dos componentes externos ao parque eólico, que são o transformador elevador (que representa a subestação da rede básica, a barra do PAC), linha de transmissão do sistema elétrico de potência, sistema equivalente de Thévenin que representa o sistema elétrico vizinho ao parque eólico para os diferentes casos analisados, e as premissas adotadas nas simulações; ∙ Apresentar o modelo do parque eólico presente no software (PSCAD, 2018);
∙ Estabelecer e implementar as estratégia de controle, considerando a velocidade do vento variando no tempo;
∙ Analisar os resultados das simulações computacionais do parque eólico operando no modo de controle de tensão versus a operação no modo de controle de potência reativa fixa, sob diferentes condições operacionais;
∙ Não foram analisadas a variação de frequência do sistema, atuação do sistema de proteção e o efeito das harmônicas de tensão e corrente.