Respostas a curto-circuito e afundamento de tensão

Os requisitos de suportabilidade a subtensões dinâmicas são representados através de um perfil de tensão com relação ao tempo, como mostrado na Figura 87 (IOV et al., 2007). De acordo com essa figura, as regulamentações alemãs impõem os limites mais restritivos para a capacidade de detecção de falhas de turbinas eólicas, exigindo que os parques eólicos tenham capacidade de suportar tensão até zero durante 150 ms.

Figura 87 – Requisitos de suportabilidade de subtensões de alguns procedimentos de rede

Fonte: Iov et al. (2007)

Pretendendo simular o caso mais grave de afundamento de tensão, os sistemas propostos foram submetidos a uma tensão no estator do gerador de indução igual a zero por 150 ms. A perturbação ocorre no instante 100 ms e retorna à tensão nominal no instante 250 ms. A tensão

de linha nos terminais do gerador de indução, que representa a perturbação, é apresentada na Figura 88.

Figura 88 – Tensão de linha nos terminais do gerador de indução

Fonte: autoria própria.

Utilizando a estratégia de CES, a velocidade desejada e a velocidade do eixo do rotor para a perturbação de tensão admitida são mostradas na Figura 89.

Figura 89 – Velocidade do rotor na estratégia de CES frente a um curto-circuito nos terminais do gerador

Fonte: autoria própria.

Esse é o distúrbio com a maior variação de velocidade no eixo do rotor. No entanto, o sistema é capaz de restabelecer a velocidade próxima à desejada em menos de 2 s após o retorno da tensão ao valor nominal.

A interação entre os torques do sistema para o afundamento de tensão estudado está exibida na Figura 90.

Figura 90 – Torques mecânico e eletromagnéticos na estratégia de CES frente a um curto-circuito nos terminais do gerador

Fonte: autoria própria.

Comparando as variações de torques eletromagnéticos do gerador e do REF, percebe-se que a do Regulador é bem inferior à do gerador. Ademais, a variação do torque mecânico da armadura é quase imperceptível quando se compara com as dos torques eletromagnéticos. Essa atenuação dos torques desde o gerador até à armadura é muito benéfica para o sistema, visto que, quanto menor a variação no torque da armadura, menor é o estresse mecânico nos componentes da turbina eólica.

Figura 91 – Corrente elétrica eficaz na estratégia de CES frente a um curto-circuito nos terminais do gerador

Fonte: autoria própria.

Como pode ser observado na Figura 91, a corrente do estator do gerador durante o curto- circuito simulado é muito alta, se comparada com a correspondente de regime permanente, enquanto que no inversor, isso não acontece. Outro aspecto relevante é que a corrente máxima de curto-circuito do gerador é quase 14 vezes a corrente de regime permanente, enquanto a corrente no inversor é apenas 20% superior ao seu valor de regime permanente. Assim, não é necessário desligar o inversor durante a perturbação, pois essa sobrecorrente é compatível com os níveis suportados pelos dispositivos de eletrônica de potência reais. Portanto, não é necessária proteção extra para o inversor, como ocorre em um gerador de indução com dupla alimentação.

As mesmas variáveis que foram apresentadas para a estratégia de CES são exibidas para o CEME na Figura 92, na Figura 93 e na Figura 94.

Figura 92 – Velocidade do rotor na estratégia de CEME frente a um curto-circuito nos terminais do gerador

Fonte: autoria própria.

Figura 93 – Torques mecânico e eletromagnéticos na estratégia de CEME frente a um curto-circuito nos terminais do gerador

Figura 94 – Corrente elétrica eficaz na estratégia de CEME frente a um curto-circuito nos terminais do gerador

Fonte: autoria própria.

As respostas do sistema, frente ao curto-circuito, com o Controle por Estratégia de Máxima Eficiência são muito similares as com o Controle Escalar do Sistema. Portanto, todas as ponderações realizadas para esse controle são válidas para o CEME.

O requisito de suportabilidade de subtensão brasileiro é especificado pelo Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS). Caso haja variações temporárias de tensão, a central geradora deve continuar operando se a tensão nos terminais dos aerogeradores permanecer dentro da região indicada na Figura 95 (ONS, 2019).

Figura 95 – Requisitos de suportabilidade de subtensões do Operador Nacional do Sistema Elétrico

Objetivando verificar o comportamento da topologia proposta para subtensões especificadas para o Brasil, uma simulação dinâmica de afundamento de tensão trifásica para 0,20 pu por 0,5 segundos é realizada. Assim como foi mostrado para o distúrbio de curto- circuito, os dois sistemas de controle têm um comportamento muito semelhante entre si para afundamentos de tensão. À vista disso, são apresentados apenas os resultados para o Controle por Estratégia de Máxima Eficiência.

Figura 96 – Velocidade do rotor na estratégia de CEME frente a um afundamento de tensão

Fonte: autoria própria.

Como a duração do distúrbio é de 0,5 s sendo, portanto, um período maior que o curto- circuito, há uma maior elevação na velocidade do rotor. Contudo, após a extinção do afundamento, a velocidade do rotor retorna após, aproximadamente, 0,6 s para aquela de referência.

O comportamento dos torques devido a um afundamento de tensão por 500 ms é mostrado na Figura 97.

Figura 97 – Torques mecânico e eletromagnéticos na estratégia de CEME frente a um afundamento de tensão

Fonte: autoria própria.

Ratifica-se, mais uma vez, a atenuação que ocorre desde o torque eletromagnético do gerador, passando pelo torque eletromagnético do REF, até atingir o torque mecânico da armadura. Exigindo-se, por conseguinte, um estresse mecânico reduzido na turbina eólica.

As correntes elétricas eficazes de saída do gerador e de entrada no REF, diante do afundamento de tensão ora estudado, estão exibidas na Figura 98.

Figura 98 – Corrente elétrica eficaz na estratégia de CEME frente a um afundamento de tensão

Fonte: autoria própria.

Quando comparada com a resposta do curto-circuito por 150 ms, existe uma maior corrente transitória na saída do inversor. Essa atinge um valor 45% maior que a corrente de

regime permanente. Esse resultado não é um problema para os dispositivos de eletrônica de potência, que suportam sobrecorrentes transitórias superiores as apresentadas na Figura 98. Nunes (2003), por exemplo, implementou um modelo que limitava a corrente a um valor 50% superiorà corrente nominal.

Os resultados apresentados nesta subseção comprovam que a topologia de geração de energia utilizando o REF é robusta frente aos possíveis distúrbios na rede elétrica. É possível verificar ainda que, diferentemente do que ocorre com o GIDA, os controles e o inversor não precisam ser desligados e, também, não é necessária a utilização do crowbar.