Os Procedimentos de Rede definem os requisitos para a conexão de geração e cargas a uma rede elétrica assegurando o funcionamento eficiente, seguro e econômico dos sistemas de transmissão e distribuição. Esses procedimentos especificam os requisitos técnicos mínimos obrigatórios que uma usina deve cumprir e suporte adicional que pode ser chamado para manter o
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equilíbrio de potência em todo instante e manter os níveis exigidos de qualidade e segurança do sistema. Os serviços adicionais que uma usina deve fornecer são normalmente acordados entre o operador da rede de transmissão e o operador da usina eólica através de mecanismos de mercado.
Os procedimentos de rede normalmente se concentram no ponto de conexão entre o sistema elétrico “público” e a nova geração. Isto é muito importante para as conexões de parques eólicos, já que esses procedimentos exigem requisitos no ponto de conexão do parque eólico e não nos terminais individuais do gerador de turbinas eólicas. Os requisitos de ligação à rede diferem de país para país e/ou de região para região. Eles têm muitas características comuns, mas alguns dos requisitos são sutilmente diferentes, refletindo as características individuais de cada sistema.
Figura 2.11 – Forma típica das regiões de geração em condição normal de operação e em situações de contingência [3]
Como requisito obrigatório, os níveis e o período de tempo da potência de saída de uma usina de geração devem ser mantidos dentro dos valores especificados de frequência e tensão de rede conforme especificado nos Procedimentos de Rede. Tipicamente, esta exigência é definida como mostrado na Figura 2.11, onde os valores de tensão, V1 a V4 e frequência, f1 a f4, diferem de país para país.
A Figura 2.12 resume as condições e faixas de operação da central geradora eólica em regime de frequência não nominal adotada no Brasil. Definido essas faixas, tende-se a minimizar o desligamento do gerador por subfrequência e sobrefrequência quando o sistema pode se recuperar pela sua capacidade própria de regulação. PUC-Rio - Certificação Digital Nº 1512369/CA
Figura 2.12 – Faixas de operação da central geradora em regime de frequência não nominal no Brasil [12]
Especificam-se também a região operacional em condição normal de operação de uma usina em relação aos requisitos de potência ativa e reativa. Na conexão da central geradora às instalações sob responsabilidade de transmissora, a central geradora deve propiciar os recursos necessários para, em regime permanente, operar com fator de potência indutivo ou capacitivo em qualquer ponto da área indicada na Figura 2.13.
Figura 2.13 – Faixa de geração/absorção de potência reativa no ponto de conexão da central geradora [12]
A central geradora eólica deve ser capaz de operar em três modos distintos de operação, são eles:
▪ Controle de tensão;
▪ Controle de potência reativa; e ▪ Controle de fator de potência.
O modo de controle normal será o modo de controle de tensão no barramento coletor da central geradora, visando contribuir com a manutenção do
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perfil de tensão do sistema dentro das faixas aceitáveis em condições normais ou de emergência.
Em função das necessidades do sistema, a central geradora poderá ser solicitada pelo operador do sistema a operar no modo de controle de potência reativa ou no modo de controle de fator de potência no seu ponto de conexão às instalações sob responsabilidade de transmissora ou de distribuidora, em quaisquer dos pontos indicados na Figura 2.13.
Quando operando em modo de controle de tensão, a central de geração eólica deve ser capaz de prover um controle contínuo da tensão no barramento coletor, com uma tensão de referência ajustável entre 95% e 105% da tensão nominal e um estatismo droop ajustável numa faixa entre 2 e 7% na base da potência reativa nominal da central geradora (com uma resolução de 0,5%), conforme esquematicamente indicado na Figura 2.14.
Figura 2.14 – Perfil do controle de tensão da central geradora eólica [12]
Na operação em regime de tensão não nominal, no ponto de conexão da central geradora eólica às instalações sob responsabilidade de transmissora, a central geradora deve ser capaz de operar dentro das seguintes faixas:
▪ entre 0,90 e 1,10 pu da tensão nominal por período de tempo ilimitado; ▪ entre 0,85 e 0,90 pu da tensão nominal por período de tempo mínimo de
5 segundos; e
▪ entre 1,10 e 1,20 pu por período de tempo mínimo de 2,5 segundos.
Em relação ao atendimento do fator de potência em regime de tensão não nominal, a injeção de potência reativa, em regime permanente, no ponto de
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conexão da central geradora às instalações sob responsabilidade de transmissora ou de distribuidora, deve ser garantido numa dada faixa operativa de tensões, conforme a característica definida na Figura 2.15.
Figura 2.15 – Requisito para atendimento ao fator de potência na faixa operativa de tensão no ponto de conexão [12]
Em relação à potência ativa de saída da central geradora eólica, a mesma deve recuperar-se a 85% do valor pré-falta em até 4 segundos após a recuperação da tensão a 85% da tensão nominal. O operador do sistema define a rampa de recuperação de potência em função das características do sistema onde as centrais serão inseridas. Para tensões no ponto de conexão da central geradora eólica às instalações sob responsabilidade de transmissora entre 0,90 e 1,10 pu, para a central geradora não é admitido redução na sua potência de saída na faixa de frequências entre 58,5 e 60,0 Hz. Para frequências na faixa entre 57 e 58,7 Hz é admitida redução na potência de saída de até 10%.
Quase todos os procedimentos de rede atualmente impõem a exigência de que os parques eólicos devem ser capazes de fornecer resposta de frequência primária. O perfil de capacidade tipicamente especifica o nível de resposta mínimo requerido, o desvio de frequência no qual ele deve ser ativado e o tempo para responder.
No Brasil, de forma a contribuir para a regulação primária de frequência do SIN, sem comprometer o ponto ótimo de operação da central geradora eólica, é solicitado que:
▪ os aerogeradores com potência instalada superior a 10 MW deverão dispor de controladores sensíveis às variações de frequência, de modo a emular a inércia (inércia sintética) através de modulação transitória da potência de saída, contribuindo com pelo menos 10% de sua potência nominal, por um período mínimo de 5 segundos, quando em regime de
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subfrequência, para desvios de frequência superiores a 0,2 Hz. A retirada desta contribuição deverá ser automaticamente efetuada caso a frequência retorne a seu valor nominal;
▪ a injeção inicial de potência ativa deverá ser proporcional à variação da frequência, a uma taxa mínima de 0,8 pu da potência nominal do aerogerador para cada hertz de desvio da frequência;
▪ a provisão plena de inércia sintética deverá ser disponibilizada sempre que a potência ativa do aerogerador for igual ou superior a 25% de sua potência nominal; e
▪ deverão ser informados os tempos máximos de sustentação do adicional de potência de 10% para níveis de potência inferiores a 25% da potência nominal do aerogerador.
Tradicionalmente, os geradores de turbinas eólicas são desligados uma vez que a tensão em seus terminais foi reduzida para um nível especificado. Contudo, com a alta penetração desse tipo de geração, os procedimentos de rede agora exigem, em geral, a habilidade do Fault Ride Through – capacidade de geradores elétricos permanecerem conectados durante períodos curtos de subtensão, para turbinas eólicas ligadas a redes de transmissão.
Caso haja variações temporárias de tensão em uma ou mais fases no ponto de conexão da central geradora eólica às instalações sob responsabilidade de transmissora ou de distribuidora, decorrentes de distúrbios na Rede Básica, a central geradora deve continuar operando (sem desconexão) se a tensão nos terminais dos aerogeradores ou inversores permanecer dentro da região indicada na Figura 2.16.
Figura 2.16 – Tensão nos terminais dos aerogeradores ou inversores da central geradora eólica [3]
Esta característica aplica-se a qualquer tipo de distúrbio, sejam eles provocados por rejeição de carga, defeitos simétricos ou assimétricos, devendo ser atendida pela tensão da fase que sofrer maior variação.
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