IUPQC para melhoria da qualidade da energia elétrica em aerogeradores de velocidade fixa

(1)

DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA EL ´ETRICA

PROGRAMA DE P ÓS-GRADUAÇ ÃO EM ENGENHARIA EL ÉTRICA

JULIANA IZABEL LARA UCH ˆOA

i-UPQC para Melhoria da Qualidade da Energia El´etrica em

Aerogeradores de Velocidade Fixa

(2)

i-UPQC para Melhoria da Qualidade da Energia El´etrica em Aerogeradores de Velocidade Fixa

Dissertac¸˜ao de Mestrado apresentada ao

Pro-grama de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica, da Faculdade de Engenharia Elétrica da

Univer-sidade Federal do Ceará, como requisito parcial para obtenção do T´ıtulo de Mestre em Engenha-ria Elétrica. Área de concentração: Energias

re-nov´aveis e Sistemas El´etricos.

Orientador: Prof. Dr. Francisco Kleber de Ara´ujo Lima

(3)

Dados Internacionais de Catalogação na Publicação Universidade Federal do Ceará

Biblioteca de Pós-Graduação em Engenharia - BPGE

U19i Uchôa, Juliana Izabel Lara.

I-UPQC para melhoria da qualidade da energia elétrica em aerogeradores de velocidade fixa / Juliana Izabel Lara Uchôa. – 2015.

86 f. : il. color., enc. ; 30 cm.

Dissertação (mestrado) – Universidade Federal do Ceará, Centro de Tecnologia, Departamento de Engenharia Elétrica, Programa de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica, Fortaleza, 2015.

Área de Concentração: Sistemas de Energia Elétrica. Orientação: Prof. Dr. Francisco Kleber de Araújo Lima.

1. Engenharia elétrica. 2. Eletrônica de potência. I. Título.

(4)

(5)

(6)

(7)

AGRADECIMENTOS

Em primeiro lugar, a Deus, por ter me dado tudo aquilo que precisei durante esta

jornada. Força e coragem para superar as dificuldades, paciência para alcançar meus objetivos

e sabedoria para guiar os meus passos. Suas palavras de consolo e de orientac¸˜ao nos momentos

mais dif´ıceis tornaram meu caminho muito mais suave.

Ao meu esposo, Bruno Uchôa, por todo carinho e dedicação, por estar sempre ao meu

lado e ser meu companheiro. Agradeço sobretudo à sua paciência e apoio nas horas que estas

virtudes eram mais escassas.

Aos meus pais Jo˜ao Bosco de Sousa Lara e Joana Darc Lara, por terem me dado o

que tenho de mais importante, educação e caráter. Suas demonstrações de amor, carinho e,

principalmente, f´e no meu potencial foram fundamentais para a conclus˜ao deste trabalho.

`

A minha sogra Clarice, pela disponibilidade de deixar seus afazeres pessoais e ajudar

na condução da rotina do meu lar, durante minha ausência.

Ao querido mestre Tiaraj´u, pelos conselhos e pela disponibilidade em auxiliar esta

eterna aluna.

Aos professores da Universidade Federal do Cear´a, que contribu´ıram para um

apren-dizado cont´ınuo, completo e de qualidade. Obrigado pela valorosa dedicação, sem vocês não

haveria este curso.

Ao meu orientador Francisco Kleber de Ara´ujo Lima pelo apoio e por dividir seus

co-nhecimentos. Mas principalmente por acreditar em mim quando duvidei da minha capacidade.

Aos meus amigos de laborat´orio, agradec¸o pela companhia salutar, pelo

companhei-rismo e pela amizade durante esses mais de dois anos de estudo.

Aos meus amigos que distantes escutavam minhas lamentac¸˜oes e faziam preces a Deus

por mim.

Ao Conselho Nacional de Desenvolvimento Cient´ıﬁco e Tecnol´ogico CNPq pelo

su-porte financeiro para a realização de pesquisas e conclusão do curso.

A todos aqueles que contribu´ıram, de forma direta ou indireta, na minha formac¸˜ao,

(8)

RESUMO

Turbinas de velocidade ﬁxa dominaram completamente o mercado at´e meados de 1990

e atualmente, apesar da maioria dos aerogeradores instalados serem de velocidade vari´avel,

muitos aerogeradores de velocidade ﬁxa ainda se encontram em funcionamento. Neste

con-texto, este trabalho apresenta um estudo sobre a operac¸˜ao coordenada de um dispositivo FACTS

(Flexible Alternating Current Transmission Systems) com um aerogerador de velocidade ﬁxa,

equipado com gerador de induc¸˜ao gaiola de esquilo. O dispositivo FACTS aplicado baseia-se

na estrat´egia de controle do Condicionador Uniﬁcado de Qualidade de Energia com topologia

invertida (i-UPQC, do inglˆes, Uniﬁed Power Quality Conditioner with inverted topology), e

consiste de dois conversores estáticos na configuração back-to-back. Um modelo foi

desenvol-vido no software PSCAD/EMTDC e quatro cen´arios diferentes foram simulados e discutidos

a fim de validar a teoria apresentada. A partir dos resultados de simulação, foi analisado o

desempenho do i-UPQC para melhoria da qualidade da tens˜ao no Ponto de Conex˜ao Comum

(PCC), diminuição das correntes harmônicas drenadas do aerogerador e aumento da capacidade do gerador de indução de se manter conectado durante um afundamento momentâneo da tensão

da rede. O i-UPQC atuou de forma satisfatória, pois não permitiu que variações na velocidade

do vento afetassem a qualidade da tens˜ao fornecida ao PCC, nem que o afundamento da tens˜ao

no PCC alterasse a tens˜ao nos terminais do estator. Quando cargas n˜ao lineares foram

adicio-nadas no sistema, o i-UPQC manteve a corrente do estator livre das componentes harmˆonicas

e desbalanços presentes na corrente da carga. Demonstrou-se que, em condições normais de

operação, um dos conversores do i-UPQC pode ser especificado para 50% da potência

nomi-nal do aerogerador, o que pode representar uma vantagem do i-UPQC para o caso de uma implementação real. Foi feita uma comparação entre duas diferentes configurações de conexão

do i-UPQC com o aerogerador e a rede: ora com o conversor paralelo conectado entre o

conver-sor s´erie e o ponto de conex˜ao comum (PCC), ora conectado entre o aerogerador e o converconver-sor

série. Concluiu-se que a configuração com o conversor paralelo conectado ao aerogerador é

mais vantajosa, pois a corrente que circula através do conversor série é menor que a corrente

do estator. Nesta configuração, nenhuma corrente referente à potência ativa do aerogerador é

injetada no PCC durante um afundamento de tens˜ao.

(9)

ABSTRACT

Fixed speed wind turbines completely dominated the market until the mid-1990s and

currently. Although most installed wind turbine are variable speed, many ﬁxed speed wind are

still in operation. In this context, this work presents a study concerned to coordinated operation

of FACTS (Flexible Alternating Current Transmission Systems) device with ﬁxed speed wind

energy conversion system (WECS) equipped with a squirrel cage induction generator. The ap-plied FACTS device is based on the control strategy of the Uniﬁed Conditioner Power Quality

with inverted topology (i-UPQC), and consists of two static converters connected in

back-to-back topology. A model was developed in the software PSCAD/EMTDC, tested under four

different scenarios and discussed in order to validate the presented theory. The i-UPQC

per-formance was analyzed for improving voltage quality in the point of common coupling (PCC),

reduction of the harmonic currents drained from the wind turbine, and increasing the induction

generator capacity to remain connected during a momentary collapse in the grid voltage. The

i-UPQC presented good performance due to its capability to warrant the quality in the PCC vol-tage in spite of the wind variation and that the volvol-tage sags at the PCC do not change the stator

voltages. About the generator current, the i-UPQC has kept the stator current free of harmonic

components and the effect of unbalanced loads. Under normal operation it was demonstrated

that one of the I-UPQC converters can be sized as 50% of the generator rated power, which is

an advantage for real implementation. A comparison between two ways to connect the I-UPQC

to the grid, along with the wind turbine, was made. The series converter connected between the

wind turbine and the parallel converter, or between parallel converter and the common

connec-tion point (PCC). It was concluded that the shunt converter connected to the generator presents better performance than the series converter due to series converter currents are less than the

stator currents. Under this conﬁguration, there is no active power current from the generator

injected in the PCC during voltage sags.

(10)

LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS

i-UPQC Uniﬁed Power Quality Conditioner with inverted topology;

ANEEL Agˆencia Nacional de Energia El´etrica;

EPE Empresa de Pesquisa Energ´etica;

MP Minist´erio do Planejamento;

MME Minist´erio de Minas e Energia;

LRVT Low Voltage Ride Through;

SIN Sistema Interligado Nacional;

SCIG Squirrel Cage Induction Generator;

PMSG Permanent Magnetic Synchronous Generator;

DFIG Doubly Fed Induction Generator;

WRSG Wound Rotor Synchronous Generator;

FACTS Flexible Alternating Current Transmission Systems;

SVC Static Var Compensator;

TCR Thyristor Controlled Reactors;

TSC Thyristor Switched Compensator;

TSSC Thyristor Switched Series Compensator;

TCSC Thyristor Controlled Series Compensator;

IGBT Insulated Gate Bipolar Transistor;

STATCOM Static Synchronous Compensator;

SSSC Static Synchronous Series Compensator;

UPQC Uniﬁed Power Quality Conditioner;

UPFC Uniﬁed Power Flow Controller;

IPFC Interline Power Flow Controller;

CSC Convertible Static Compensator;

PCC Ponto de Conex˜ao Comum;

SMES Superconducting Magnetic Energy Storage;

VTCD Variação de Tensão de Curta Duração;

QEE Qualidade de Energia El´etrica;

ONS Operador Nacional do Sistema;

(11)

LISTA DE S´IMBOLOS

~vs_s Tens˜ao do estator nas coordenadas do estator;

~vr_r Tens˜ao do rotor nas coordenadas do rotor;

Rs Resistˆencia do estator;

Rr Resistˆencia do rotor;

~_is

s Vetor corrente do estator na coordenada do estator;

~_ir

r Vetor corrente do rotor na coordenada do rotor;

~ψs

s Vetor ﬂuxo magn´etico do estator na coordenada do estator;

~ψr

r Vetor ﬂuxo magn´etico do rotor na coordenada do rotor;

~ψs Vetor ﬂuxo magn´etico do estator no referencial s´ıncrono;

~ψr Vetor ﬂuxo magn´etico do rotor no referencial s´ıncrono;

~vs Tens˜ao do estator no referencial s´ıncrono;

~_i_s _{Vetor da corrente do estator no referencial s´ıncrono;} ~_i_r _{Vetor da corrente do rotor no referencial s´ıncrono;}

µ Deslocamento angular do eixo do estator;

θslip Deslocamento angular do eixo do rotor; ωr Velocidade angular do rotor;

ωslip Diferença entre a frequência angular do fluxo do estator e do eixo do rotor;

Ls Indutˆancia pr´opria do estator;

Lr Indutˆancia pr´opria do rotor;

Lm Indutância de magnetização da máquina;

Lls Indutˆancia de dispers˜ao do estator;

Llr Indutˆancias de dispers˜ao do rotor;

s Escorregamento da m´aquina;

Zt Impedˆancia da m´aquina vistas pelos terminais do estator;

Rt Resistˆencia da m´aquina vistas pelos terminais do estator;

Xt Reatˆancia da m´aquina vistas pelos terminais do estator;

Xm Reatância de magnetização da máquina;

Xlr Reatˆancia de dispers˜ao do rotor;

Xls Reatˆancia de dispers˜ao do estator;

(12)

Pe Potˆencia el´etrica do gerador;

Tm Torque mecˆanico;

Pm Potˆencia mecˆanica do gerador;

ω_k Velocidade de sincronismo;

Vs Amplitude da tens˜ao do estator;

Jg Constante de in´ercia do gerador;

ωcr Velocidade cr´ıtica;

icol Corrente Coletiva do Gerador;

ia Corrente do gerador na fasea;

ib Corrente do gerador na faseb;

ic Corrente do gerador na fasec;

vl Tens˜ao no PCC;

v_l′ Nova referˆencia de tens˜ao para o sistema de controle;

vs Tens˜ao na fonte;

vcs Tens˜ao no conversor s´erie;

is Corrente da fonte;

icp Corrente no conversor paralelo;

il Corrente na carga;

vcp Tens˜ao no conversor paralelo;

ics Corrente no conversor s´erie;

vabc_s (t) Tens˜ao trif´asica da fonte;

vabc_s₊₁(t) Componente fundamental de sequˆencia positiva da tens˜ao da fonte;

vabc_s

−1(t) Componente fundamental de sequência negativa da tensão da fonte; vabc_s_h (t) Somatório das componentes harmônicas de ordemhda tensão da fonte;

iabc_l (t) Corrente trif´asica da carga;

iabc_l

+1(t) Componente fundamental de sequˆencia positiva da corrente da carga; iabc_l

−1(t) Componente fundamental de sequˆencia negativa da corrente da carga; iabc_l

h (t) Componente harmˆonica, de ordemh, da corrente da carga;

Ec Energia acumulada no capacitor;

(13)

Vc Tens˜ao do elo CC;

qmag Potência reativa de magnetização;

ωs Velocidade angular s´ıncrona;

P Amplitude de potˆencia ativa;

Q Amplitude de potˆencia reativa;

FP Fator de potˆencia;

α relação entre a potência imaginária e a potência real;

va Tens˜ao na faseade um sistema trif´asico;

vb Tens˜ao na fasebde um sistema trif´asico;

vc Tens˜ao na fasecde um sistema trif´asico;

vα Tensãoαde um sistema trifásico, no referencial estacionário;

vβ Tensãoβde um sistema trifásico, no referencial estacionário;

ia Corrente na faseade um sistema trif´asico;

ib Corrente na fasebde um sistema trif´asico;

ic Corrente na fasecde um sistema trif´asico;

iα Correnteαde um sistema trif´asico, no referencial estacion´ario;

i_β Correnteβde um sistema trif´asico, no referencial estacion´ario;

p Potˆencia real instantˆanea;

p Componente média da potência real instantânea;

e

p Componente oscilante da potˆencia real instantˆanea;

q Potência imaginária instantânea;

q Componente média da potência imaginária instantânea;

e

q Componente oscilante da potência imaginária instantânea;

v_αβ

1+ Componente fundamental de sequência positiva de uma tensão no referencial estacionário; vα1+ Componente fundamental de sequência positiva da tensãoα;

v_β₁₊ Componente fundamental de sequˆencia positiva da tens˜aoβ;

iα1+ Componente fundamental de sequência positiva da correnteα; iβ1+ Componente fundamental de sequência positiva da correnteβ; i′α Corrente fict´ıciaαgerada no PLL;

(14)

p′ Potência ativa instantânea fict´ıcia, gerada no PLL;

q′ Potência imaginária instantânea fict´ıcia, gerada no PLL; ω′_c Frequência angular gerada pelo PLL;

ωc Frequˆencia angular do sistema;

θc Angulo de sincronismo gerado no PLL;ˆ

q_∗ Sinal de referˆencia interno doq-PLL;

vla Tens˜ao na faseado PCC;

vlb Tens˜ao na fasebdo PCC;

vlc Tens˜ao na fasecdo PCC;

vlα Tens˜aoαdo PCC, no referencial estacion´ario;

vlβ Tens˜aoβdo PCC, no referencial estacion´ario;

i′_l_α Correnteαgerada no PLL atrav´es devlαevlβ;

i′_l_β Correnteβgerada no PLL atrav´es devlα evlβ;

(15)

SUM ´ARIO

1 INTRODUC¸ ˜AO . . . 11

1.1 Energia E´olica no Brasil . . . 13

1.2 C´odigos de Rede . . . 16

1.3 Tipos de Gerador . . . 17

1.3.1 Gerador de Induc¸˜ao Gaiola de Esquilo . . . 17

1.3.2 Gerador S´ıncrono com ´Im˜a Permanente . . . 19

1.3.3 Gerador de Induc¸˜ao Duplamente Alimentado . . . 20

1.3.4 Gerador S´ıncrono com Rotor Bobinado . . . 21

1.4 Equipamentos FACTS e a Geração Eólica . . . 21

1.5 Revisão Bibliográfica . . . 23

1.6 Motivac¸˜ao . . . 25

1.7 Objetivos do Trabalho . . . 26

1.8 Organização da Dissertação . . . 27

1.9 Artigos Publicados . . . 27

2 AEROGERADORES DE VELOCIDADE FIXA . . . 29

2.1 Gerador de Induc¸˜ao Gaiola de Esquilo . . . 29

2.1.1 Circuito Equivalente do Gerador de Induc¸˜ao Gaiola de Esquilo . . . 32

2.1.2 Instabilidade do Gerador . . . 34

2.2 Simulac¸˜ao . . . 36

2.3 Conclus˜ao . . . 41

3 CONDICIONADOR UNIVERSAL DE QUALIDADE DE ENERGIA IN-VERTIDO: i-UPQC . . . 42

3.1 Princ´ıpio de Funcionamento . . . 42

(16)

3.2 O i-UPQC e Suas Poss´ıveis Configurações . . . 47

3.2.1 Modelo Real do i-UPQC . . . 48

3.3 Conclus˜ao . . . 49

4 i-UPQC e o Aerogerador de Velocidade Fixa . . . 51

4.1 Fornecimento de Energia Reativa para o Gerador de Induc¸˜ao . . . 51

4.1.1 Conversor Paralelo Conectado ao PCC . . . 54

4.1.2 Conversor Paralelo Conectado ao Aerogerador . . . 55

4.2 Teoriapq . . . 56

4.3 O PLL Utilizado . . . 58

4.4 As Estrat´egias de Controle . . . 60

4.4.1 Conversor Paralelo Conectado ao PCC . . . 61

4.4.2 Conversor Paralelo conectado ao Aerogerador . . . 63

4.5 Conclus˜ao . . . 64

5 RESULTADOS DE SIMULAC¸ ˜OES . . . 65

5.1 Afundamento de Tens˜ao no PCC . . . 65

5.1.1 Cen´ario I - Conversor paralelo conectado ao PCC: Afundamento de tens˜ao . . . . 66

5.1.2 Cen´ario II - Conversor paralelo conectado ao aerogerador: Afundamento de tens˜ao . . . 69

5.2 Presenc¸a de Harmˆonicos de Corrente . . . 72

5.2.1 Cen´ario III - Conversor paralelo conectado ao PCC: Correntes harmˆonicas . . . . 72

5.2.2 Cen´ario IV - Conversor paralelo conectado ao aerogerador: Correntes har-mˆonicas . . . 75

5.3 Conclus˜ao . . . 77

6 CONCLUS ˜OES . . . 79

6.1 Sugest˜oes de Trabalhos Futuros . . . 82

(17)

1 INTRODUC¸ ˜AO

Com a crescente demanda de energia el´etrica, houve a necessidade de desenvolver

novas fontes de energia principalmente as n˜ao poluentes, tornando-se menos prejudiciais tanto

para a natureza quanto para a populac¸˜ao.

Assim, as concessionárias de energia, que até então tinham como única obrigação

o fornecimento de eletricidade, agora devem se preocupar, também, em fornecer energia de qualidade que atenda aos requisitos dos órgãos reguladores e de forma sustentável.

Segundo (ARA ÚJO; SILVA, 2014), uma atividade sustentável qualquer é aquela que pode

ser mantida por um per´ıodo longo e indeterminado de tempo, ou seja, para sempre, que n˜ao

se esgote nunca, apesar dos imprevistos que possam vir a ocorrer durante este per´ıodo. Isso

implica, no uso consciente dos recursos naturais, de forma a explorá-los de maneira adequada e em quantidades compat´ıveis com sua capacidade de renovação.

As principais fontes de energia sustentável são as renováveis e limpas, com nenhum

ou muito pouco ´ındice de geração de CO2 (dióxido de carbono) e outros gases do efeito

es-tufa. Neste contexto a energia eoliel´etrica ´e uma das fontes mais promissoras da atualidade.

Ao analisar o crescimento desta fonte, a n´ıvel mundial, a partir de 2005 (Tabela 1.1), nota-se que a média da taxa anual de crescimento é de aproximadamente 25%, ficando atrás apenas das

gerações a base de energia solar, porém bem maior que esta em números absolutos. A

expecta-tiva para 2020 é que a geração de energia elétrica advinda do vento chegue a 1,33 TWh, o que

signiﬁca um aumento de 12 vezes num per´ıodo de 15 anos (WEO, 2014).

Tabela 1.1: Geração de energia elétrica mundial de acordo com a fonte [TWh].

Fonte 1990 2005 2010 2012 2020

Carv˜ao 4.425 7.334 8.687 9.204 10.377

´

Oleo 1.310 1.186 1.000 1.144 832

G´as 1.760 3.585 4.760 5.104 6.056

Nuclear 2.013 2.771 2.756 2.461 3.243

Hidro 2.144 2.922 3.431 3.672 4.553

Bioenergia 132 231 331 442 764

Vento 4 111 342 521 1.333

Geotermal 36 52 68 70 120

Solar Fotovoltaica 0 3 32 97 449

Concentrac¸˜ao Solar 1 - 2 5 41

Marinha 1 1 1 1 3

Gerac¸˜ao Total 11.825 18.197 21.408 22.721 27.771

Fonte: WEO (2014).

De acordo com a Figura 1.1, a potˆencia instalada a n´ıvel mundial ultrapassou a marca

de 365.000 MW no ﬁnal de 2014, dos quais 33.273 MW foram adicionados apenas no segundo

(18)

mesmo per´ıodo de 2013, quando 22,2 GW foram adicionados. Dentre as raz˜oes para o

desen-volvimento positivo da geração eolielétrica, podem ser citadas as vantagens econômicas desta

fonte (o vento como uma fonte gratuita), a competitividade em relac¸˜ao a outras fontes de

ele-tricidade, bem como, a necessidade urgente do uso de tecnologias livres de emissões, afim de mitigar as mudanças climáticas e a poluição do ar.

Figura 1.1: Capacidade total de energia e´olica instalada no mundo.

! "#$%

Fonte: WWEA (2014).

A energia el´etrica proveniente dos ventos est´a presente em todos os continentes, sendo

que os cinco primeiros pa´ıses em capacidade instalada são China, EUA, Alemanha, Espanha e Índia, que juntos detêm 72% da capacidade eólica instalada global (GWR, 2014). No final de 2011 o Brasil ocupava o 15◦ lugar, mas desde então foi subindo de posição e ao final de 2014

ﬁcou entre os 10 pa´ıses com maior capacidade instalada (dados da Tabela 1.2).

Segundo a Empresa de Pesquisa Energética (EPE), a previsão é que o Brasil ocupe o

7◦lugar até o final deste ano de 2015. Além disto, no final de 2012, o setor eólico representava

cerca de 2% de toda a capacidade instalada no pa´ıs. At´e o ﬁnal de 2023, essa fatia deve chegar

a 11% (MP, 2014).

Em termos de capacidade rec´em adicionada (dados da Tabela 1.3), a parcela dos cinco

primeiros pa´ıses em capacidade adicionada, aumentou de 65% para 74%. Importante salientar

que a China sozinha foi respons´avel por 45% de toda a potˆencia adicionada em 2014.

Apesar de n˜ao ﬁcar entre os dez pa´ıses com maior capacidade instalada de energia

eólica (4.883 MW) ou entre os dez pa´ıses com maior potência adicionada de energia eólica de

2014 (105 MW), a Dinamarca destaca-se por ser o pa´ıs que tem maior percentual de energia

elétrica proveniente de geração eólica, sendo que 33% da capacidade de geração elétrica deste

(19)

Tabela 1.2: Capacidade instalada de energia e´olica por pa´ıs.

Capacidade Capacidade Capacidade Capacidade Posição Pa´ıs Total até Final Total até Final Total até Final Total até Final

de 2014 [MW] de 2013 [MW] de 2012 [MW] de 2011 [MW]

1o China 114.609 91.413 75.324 62.364

2o EUA 65.879 61.108 59.882 46.919

3o Alemanha 39.165 34.658 31.315 29.075

4o Espanha 22.987 22.959 22.796 21.673

5o _´India _22.465 _20.150 _18.321 _15.880

6o _{Reino Unido} _12.440 _10.531 _8.445 _6.018

7o Canad´a 9.694 7.698 6.201 5.265

8o Franc¸a 9.285 8.254 7.499 6.877

9o It´alia 8.663 8.551 8.144 6.640

10o Brasil 5.939 3.399 2.507 1.429

Resto do Mundo 58.477 49.767 42.173 31.439

Total 369.603 318.488 282.607 233.579

Fonte: WWEA (2014), GWR (2014).

Tabela 1.3: Potˆencia e´olica adicionada, por pa´ıs.

Potência Adicionada Potência Adicionada Potência Adicionada Posição Pa´ıs em 2014 [MW] em 2013 [MW] em 2012 [MW]

1o China 23.196 16.088 12.960

2o Alemanha 5.279 3.238 2.415

3o EUA 4.854 1.084 13.124

4o Brasil 2.472 953 1.077

5o ´India 2.315 1.729 2.336

6o _Canad´a _1.871 _1.599 ₉₃₅

7o _{Reino Unido} _1.736 _1.883 _1.897

8o _Su´ecia _1.050 ₇₂₄ ₈₄₆

9o Franc¸a 1.042 631 757

10o Turquia 804 646 506

Resto do mundo 6.852 6.714 7.946

Total 51.473 35.289 44.799

Fonte: GWR (2014, 2013, 2012).

1.1 Energia E´olica no Brasil

De acordo com o Minist´erio de Minas e Energia (MME, 2014a), a primeira cidade

brasileira a ter serviços de energia foi a cidade de Campos - RJ, com a instalação de uma usina

termel´etrica de 52 kW, inaugurada em 1883. Depois de 6 anos, comec¸ou a operar na cidade de

Juiz de Fora - MG a primeira hidrelétrica para serviços de utilidade pública do Brasil e também da América Latina. A usina Bernardo Mascarenhas, como foi chamada, tinha um potencial

instalado de 250 kW e possu´ıa dois grupos de geradores.

De lá pra cá, a participação das hidrelétricas na matriz energética brasileira foi só

cres-cendo e logo tornou-se preponderante, chegando, em 1996, a representar 87,4% da capacidade

(20)

recu-ando e a geração eolielétrica tem ganhado mais espaço.

O Brasil ocupava a 8a posição no ranque de potência adicionada no final de 2012 e

saltou para o 4◦ lugar ao t´ermino de 2014 (GWR, 2012), grac¸as ao aumento de investimentos

no setor. O Brasil tornou-se o maior mercado de energia eoliel´etrica latino americano (WWEA,

2014) e está entre os 5 mercados mais promissores para novas turbinas de gração eolielétrica.

A capacidade instalada no Brasil em 2014 foi de aproximadamente 2,5 GW, o que

represen-tou 4,8% de toda a potência instalada mundialmente neste per´ıodo e reafirmou sua liderança

incontest´avel na Am´erica Latina.

De acordo com o MP (2014), com a expans˜ao prevista de 6 GW da capacidade

insta-lada de energia eolielétrica em 2015, o Brasil passará a ocupar a segunda posição em expansão

de energia eolielétrica no mundo, superando a Alemanha e ficando atrás apenas da China.

Tabela 1.4: Matriz de capacidade instalada de geração de energia elétrica do Brasil (MW).

Fonte abr/15 dez/14 dez/13 dez/12 dez/11 dez/10

Hidr´aulica 89811 89193 86019 84294 82458 80637

T´ermica 40296 39817 38529 34916 33250 30836

G´as 12891 12590 13888 - 13213 12536

Carv˜ao 3614 3593 3389 - 1944 1594

Petr´oleo* 9384 9252 7790 - 7211 6873

Nuclear 1990 1990 1990 - 2007 2007

Biomassa 12417 12392 11472 - 8875 7826

E´olica 5833 4888 2202 1886 1425 927

Solar Fotovoltaica 15 15 5 8 1 0,09

Capacidade Total 135955 133913 126755 121104 117135 112400

*Inclui outras fontes f´osseis

Fonte: MME (2014a).

Ao analisar a capacidade instalada de cada fonte de gerac¸˜ao brasileira (Tabela 1.4),

nota-se que nos quatro primeiros meses de 2015, a geração eolielétrica foi a fonte que mais

cresceu, com uma taxa de 19%, sendo, sozinha, respons´avel por 46% do aumento da capacidade

de energia elétrica instalada. De 2013 para 2014, a capacidade de geração eolielétrica mais que

dobrou, passando de 2.202 MW para 4.888 MW, o que representa um aumento 122%. Este

valor representa 37% de toda a potˆencia acrescida no sistema brasileiro nesse per´ıodo.

De acordo com o MME (2014b), a participação crescente da energia eolielétrica na

matriz de energia elétrica resultou de uma combinação de fatores relacionados ao cenário

ex-terno, ao desenvolvimento tecnológico e da cadeia produtiva, além de aspectos regulatórios,

tributários e financeiros. Visto que as hidrelétricas são as principais fornecedoras de energia

elétrica do pa´ıs, outro fator a ser destacado é a complementaridade da geração eolielétrica com relação à geração hidrelétrica, pois o ciclo de ventos e o ciclo de chuvas do pa´ıs se alternam.

Isto é verificado no Brasil, por exemplo na região Nordeste, onde o maior potencial eolielétrico

(21)

Figura 1.2: Complementaridade entre a geração hidrelétrica e eólica no Brasil.

Fonte: ANEEL (2005).

De acordo com Rezende (2015), as principais vantagens da energia e´olica s˜ao:

• E uma fonte renov´avel e limpa;´

• Não emite gases do efeito estufa durante a operação das usinas;

• Poss´ıveis impactos ambientais são reduzidos devido a melhorias nas tecnologias de fa-bricação das torres e à evolução nos processos de licenciamento. Máquinas cada vez

mais silenciosas são instaladas respeitando a distância ideal regulamentada e as rotas migratórias de aves;

• E uma fonte competitiva, a segunda mais barata no Brasil, atualmente atr´as das hi-´ drel´etricas;

• Não é uma fonte territorialmente excludente, ou seja, é poss´ıvel coexistir com outras atividades, inclusive agr´ıcolas, na mesma área onde os parques estão instalados; e

• Devido à caracter´ıstica complementar à fonte hidráulica, ajuda na conservação da água nos reservatórios das centrais hidrelétricas.

A energia eolielétrica chegou com uma proposta nova, é renovável, une crescimento e sustentabilidade mas, apesar destas vantagens, a energia eolielétrica traz desafios a serem

vencidos. Não é despachável, a produção de energia tem que acontecer no momento em que se

está consumindo, e no caso da conversão eolioelétrica é dif´ıcil prever quando as condições de

(22)

1.2 C´odigos de Rede

Com o aumento da potência eolielétrica instalada e o número cada vez maior de

par-ques eólicos, torna-se imprescind´ıvel que se tenha controle das implicações que a conexão e

a operação das turbinas geram sobre o sistema elétrico. Neste contexto, os códigos de rede, normas que regem a operação do sistema elétrico de cada pa´ıs, vem ganhando atenção especial

dos profissionais do setor. Essas normas incluem requisitos espec´ıficos relativos à operação

de aerogeradores. Têm como finalidade principal estabelecer que as unidades geradoras não

venham a comprometer a qualidade de energia e a seguranc¸a do sistema el´etrico (ONS, 2010).

São exigências dos novos códigos que os aerogeradores resistam às quedas de tensão a um determinado percentual do valor nominal (0% em alguns pa´ıses, como a Alemanha), por

um per´ıodo determinado (LIMA, 2009).

A pior situação no código brasileiro, ocorre quando a tensão remanescente1 é de 20%.

Neste caso, o gerador deve se manter conectado ao ponto de acoplamento comum por at´e 0,5

segundos. Além disto, a acessante deve continuar operando se a tensão nos seus terminais per-manecer acima da curva apresentada na Figura 1.3. Esta curva é conhecida por LVRT (do inglês,

Low Voltage Ride Through) e traduz os requisitos de suportabilidade a subtens˜oes decorrentes

de faltas na rede b´asica.

Figura 1.3: Curva LVRT do c´odigo de rede brasileiro.

V (%)

100

85 90

Brazilian grid code Germany grid code

t (s)

20

0 0,15 0,5 1,0 1,5 3,0 5,0

Fonte: Adaptada de ONS (2010).

Além dos requisitos de suportabilidade a subtensões, o código brasileiro possui outros

crit´erios para conex˜ao ao Sistema Interligado Nacional (SIN) (ONS, 2010), a saber:

(23)

nal, sem a atuação dos relés de sobtensão e sobretensão temporizados;

• Manter a conexão da central geradora para valores entre 0,85 e 0,90 p.u. da tensão nomi-nal, por um tempo até de 5 segundos;

• O parque eólico deve operar, quando solicitado pelo Operador Nacional do Sistema (ONS) e em potência ativa nominal, com fator de potência indutivo (m´ınimo de 0,95) ou

capaci-tivo (m´ınimo de 0,95);

• Para tensões no ponto de conexão entre 0,90 e 1,10 p.u. da tensão nominal, não é permi-tida a redução da potência ativa da central geradora, em caso de frequências entre 58,5 e

60,0 Hz;

• Somente é permitida a redução da potência de sa´ıda em até 10%, caso as frequências atinjam os valores entre 57,0 e 58,5 Hz; e

• A acessante deve assegurar que a operação dos seus equipamentos, bem como outros efeitos em suas instalações, não causem distorções harmônicas na tensão, tanto no ponto

de conex˜ao na rede b´asica, quanto no barramento do transformador.

1.3 Tipos de Gerador

Um aerogerador pode ser classiﬁcado de diversas formas, podendo citar a velocidade

do rotor, a posição do eixo e a limitação de potência. Podem estar presentes em pequenos

sistemas, alimentando uma pequena carga isoladamente, ou em grandes sistemas, fazendo parte

do sistema elétrico de um pa´ıs. Com a expansão no número de parques instalados, as tecnologias

empregadas em aerogeradores foram se desenvolvendo e hoje v´arios tipos de geradores s˜ao

utilizados, sendo os principais apresentados a seguir.

1.3.1 Gerador de Induc¸˜ao Gaiola de Esquilo

Máquina mais utilizada em sistemas eólicos de velocidade fixa, o gerador de indução

gaiola de esquilo (SCIG, do inglˆes,Squirrel Cage Induction Generator) apresenta como

princi-pais vantagens a sua simplicidade e robustez quando comparada com outras tecnologias, o que

se traduz num custo mais baixo. O gerador é conectado diretamente à rede elétrica e, assim, a velocidade do rotor é definida pela frequência da rede elétrica, independente da velocidade do

vento incidente nas p´as (AKHMATOV, 2003).

Esta tecnologia apresenta como principais desvantagens o funcionamento a velocidade

(24)

Figura 1.4: Gerador de induc¸˜ao gaiola de esquilo com dispositivo de partida e bancos capacitivos.

Fonte: Pr´oprio autor.

elevada para a maioria dos regimes de vento, a necessidade de potˆencia reativa para

funciona-mento e o fato de a qualidade da energia produzida reﬂetir os efeitos da variabilidade do recurso prim´ario (ACKERMANN, 2005;AKHMATOV, 2003).

Na Figura 1.4 est´a representada a topologia de um sistema de convers˜ao de energia

eólica com gerador de indução gaiola de esquilo em série com um dispositivoso f t-starter, para

limitar a corrente de partida, e em paralelo com um banco de capacitores para suprir a demanda

de reativo da máquina, pois o gerador de indução requer potência reativa da rede (ACKERMANN, 2005).

Outra configuração para conexão do gerador de indução gaiola de esquilo com a rede se

dá através de um conversorback-to-backcom potência plena. Esta tecnologia foi muitas vezes

escolhido por fabricantes de turbinas eolielétricas para sistemas autônomos de baixa potência,

mas recentemente tem sido usada para turbinas de alta potˆencia (TEODORESCU; LISERRE;

RO-DRIGUEZ, 2011). A Figura 1.5 mostra um gerador de indução gaiola de esquilo conectado à

rede atrav´es de conversor de potˆencia plena.

Ao processar totalmente a energia do gerador, maior suporte e controle da potˆencia

reativa podem ser obtidos, bem como maior suporte à rede na ocorrência de falha, porém é

uma tecnologia mais cara, uma vez que os conversores são projetados para potência nominal do aerogerador. No entanto o sistema não contribui para a potência de curto-circuito porque o

conversor limita a corrente de fuga e, consequentemente, a coordenação da proteção deve ser

(25)

Figura 1.5: Gerador de indução gaiola de esquilo com conversor de potência plena.

1.3.2 Gerador S´ıncrono com ´Im˜a Permanente

O gerador s´ıncrono com ´ım˜a permanente (PMSG, do inglˆes,Permanent Magnetic

Syn-chronous Generator) não depende de fornecimento externo de energia para a excitação, o que

permite uma operação a um fator de potência elevado e uma eficiência alta. No entanto, os

ma-teriais utilizados para a produção dos imãs permanentes são caros e dif´ıceis de trabalhar durante

a fabricac¸˜ao.

Figura 1.6: Gerador s´ıncrono com ´ım˜a permanente.

Utilizado em sistemas eólicos de velocidade variável, o gerador s´ıncrono com imã

permanente, tem como vantagem o fato de a energia poder ser gerada em qualquer velocidade,

de modo a se adequar às condições do momento. No entanto, sua utilização em sistema eólicos

(26)

frequência de geração para a tensão e a frequência de transmissão, respectivamente. Esta é

uma despesa adicional. Além disto, os materiais magnéticos são sens´ıveis à temperatura e o

im˜a pode perder as suas qualidades magn´eticas a temperaturas elevadas, durante uma falha, por

exemplo. Portanto, a temperatura do rotor de um PMSG deve ser supervisionada e um sistema de arrefecimento ´e necess´ario (ACKERMANN, 2005;BOLDEA, 2005).

1.3.3 Gerador de Induc¸˜ao Duplamente Alimentado

Utilizado em sistemas eólicos de velocidade variável, o gerador de indução duplamente

alimentado (DFIG, do inglês, Doubly Fed Induction Generator) possui os enrolamentos do estator ligados diretamente à rede elétrica, enquanto que os enrolamentos do rotor são ligados à

rede atrav´es de dois conversores com topologia back-to-back_{, o que permite o ﬂuxo de energia}

de forma bidirecional. Os dois conversores s˜ao controlados de forma independente um do outro.

Dependendo da condic¸˜ao operacional, o rotor pode absorver ou fornecer energia para a rede.

Figura 1.7: Gerador de induc¸˜ao duplamente alimentado.

O DFIG tem a capacidade de controlar a potˆencia reativa e dissociar o controle de

potência ativa e reativa, não requer, necessariamente, energia de magnetização da rede e também

é capaz de gerar energia reativa. O conversor não necessita ter 100% da potência nominal do

gerador, diminuindo assim os custos de projeto. Uma desvantagem do DFIG ´e a inevit´avel

(27)

1.3.4 Gerador S´ıncrono com Rotor Bobinado

O gerador s´ıncrono com rotor bobinado (WRSG, do inglˆes,Wound Rotor Synchronous

Generator) é conectado à rede através de um conversor de escala plena e pertence ao grupo

dos aerogeradores de velocidade variável. A velocidade do gerador s´ıncrono é determinada pela frequência do campo rotativo e pelo número de pares de polos do rotor. Ao contrário

do gerador de indução, o gerador s´ıncrono não precisa de sistema de compensação de energia

reativa. De acordo com o projeto, pode ou n˜ao fazer uso de uma caixa de engrenagem (gearbox)

(note que na Figura 1.8 a representação das engrenagens está com linhas pontilhadas), mas as

consequˆencias de um projeto sem engrenagens ´e um gerador grande e pesado, com um elevado

n´umero de pares de polo (ACKERMANN, 2005;BOLDEA, 2005).

Figura 1.8: Gerador s´ıncrono com rotor bobinado.

1.4 Equipamentos FACTS e a Geração Eólica

O sistema de energia, e o seu funcionamento, foi projetado e desenvolvido em torno de

usinas de energia convencionais com geradores s´ıncronos diretamente acoplados `a rede. Mas os

aerogeradores tˆem caracter´ısticas diferentes dos geradores convencionais, o que traz a

necessi-dade de um sistema de acoplamento desses ao sistema existente. Neste contexto (como poderá ser comprovado na revisão bibliográfica), muitos estudos têm surgido em torno do emprego de

equipamentos FACTS (do inglˆes, Flexible AC Transmission Systems) para melhorar o

desem-penho dos aerogeradores, pois permitem que este objetivo seja atingido sem grandes alterac¸˜oes

(28)

O nome FACTS, foi introduzido em 1988 por Narain Hingorani. Esta tecnologia ´e

empregada para melhorar a flexibilidade, a capacidade e a segurança de sistemas elétricos

(SILVA, 2008). São equipamentos baseados em eletrônica de potência que foram

desenvolvi-dos para executar nos sistemas de energia as mesmas funções que os controladores tradicio-nais, tais como transformadores comutáveis, transformadores de mudança de fase,

capacito-res de compensação, etc. Oferecem um tempo de capacito-resposta mais rápido e menocapacito-res custos de

manutenção em comparação com a tecnologia eletromecânica convencional, além de controlar

todos os parâmetros que determinam a transmissão de energia ativa e reativa: fluxos de potência

nas linhas de transmissão, ângulo de fase da carga, a impedância, a corrente ou a tensão, nos

sistemas CA. Fornecem assim uma utilização mais eficaz da energia produzida dispon´ıvel e

evita que interrupções se espalhem para áreas mais amplas (HINGORANI; GYUGYI, 2000).

Os FACTS são classificados em gerações, como segue (GYUGYI, 2000):

• Na primeira geração estão os dispositivos FACTS que utilizam tiristores. Exemplos de equipamentos ligados em paralelo à rede e pertencentes a este grupo são: o SVC (do

inglˆes,Static Var Compensator), o TCR (do inglˆes,T hyristor Controlled Reactors) e o

TSC (do inglˆes, T hyristor Switched Compensator). Equipamentos que s˜ao conectados

em série com a rede são: o TSSC (do inglês, T hyristor Switched Series Compensator)

e o TCSC (do inglˆes,T hyristor Controlled Series Compensator). Um equipamento que

possui as caracter´ısticas s´erie e paralelo de forma integrada ´e oPhase Shi f ter.

• A segunda geração é composta por equipamentos que utilizam transistores tipo IGBT (do inglês, Insulated Gate Bipolar Transistor). Equipamentos dessa geração são os

com-pensadores est´aticos paralelo, STATCOM (do inglˆes,Static Synchronous Compensator),

e s´erie, SSSC (do inglˆes,Static Synchronous Series Compensator).

• A terceira geração de equipamentos FACTS é composta pela interação conjunta de con-versores série e paralelo numa mesma linha de transmissão, tal como fazem os

equi-pamentos UPQC (do inglˆes, U ni f ied PowerQuality Conditioner) e UPFC (do inglˆes,

U ni f ied Power Flow Controller). O UPFC é o resultado de uma combinação do

STAT-COM com o SSSC.

Pode-se considerar a existência de uma quarta geração de equipamentos FACTS, em

que a integração dos equipamentos série e paralelo é feita em linhas diferentes. Isso resulta

em equipamentos com os nomes IPFC (do inglˆes, Interline Power Flow Controller), CSC (do

inglˆes,Convertible Static Compensator) e outras possibilidades.

De fato, h´a uma ampla quantidade de siglas para designar equipamentos FACTS

exis-tentes e com a disseminação desta tecnologia o número de siglas/equipamentos tende a

(29)

A revisão bibliográfica desta dissertação aborda trabalhos que contemplam o emprego

de dispositivos FACTS em conjunto com sistemas de geração eólicos.

1.5 Revisão Bibliográfica

O objetivo desta seção é fazer uma revisão sobre os trabalhos pesquisados que

mos-tram o estado da arte do tema que será abordado no decorrer da dissertação. São apresentadas

algumas referências e suas contribuições no que diz respeito ao uso de equipamentos FACTS

operando em conjunto com aerogeradores.

No trabalho de Carneiro (2014), foi apresentado um estudo sobre operac¸˜ao

coorde-nada entre o dispositivo STATCOM e um aerogerador com DFIG com topologia reduzida. A

proposta difere das convencionais uma vez que utiliza apenas um conversor conectado do lado

da m´aquina, que controla de forma independente as potˆencias ativa e reativa. Foi realizada

uma an´alise, de forma isolada, da capacidade do DFIG e do STATCOM de compensar potˆencia

reativa para reestabelecer a tensão no PCC. O sistema proposto foi simulado no so f tware PS-CAD e mostrou-se capaz de proporcionar, simultaneamente, regulação do fator de potência e

regulação de tensão no PCC.

O estudo elaborado por Lucas (2015), investiga a operac¸˜ao do STATCOM em um

sistema elétrico de 8 barras, sendo que em duas delas há a conexão de parques de geração

eo-lioelétrica equipados com DFIG (capazes de conceder suporte à tensão da rede). Além disto o trabalho apresenta uma técnica para dimensionamento do STATCOM para dois cenários

di-ferentes: sendo o primeiro contemplando a inserc¸˜ao do dispositivo FACTS em uma parte do

sistema elétrico do Nordeste brasileiro (cenário real) e o segundo em um sistema elétrico

hi-pot´etico. Para o primeiro cen´ario, usou-se inicialmente o so f tware ANAREDE par analisar

a atuação do STATCOM de modo a fornecer suporte de energia reativa ao sistema de tensão.

Com base na tens˜ao encontrada na barra que foi regulada, e a potˆencia reativa demandada

para a adequação desta tensão, foi elaborado um ábaco para dimensionamento do STATCOM,

e os resultados foram comprovados através dos so f twaresMatLab e ANAREDE. O segundo cenário, com dados de um sistema elétrico hipotético, foi implementado e os dados utilizados

na elaboração do ábaco foram validados através dosso f twaresMatLab e PSCAD.

O artigo escrito por Jayanti et al. (2009) investiga o uso do UPQC para integrac¸˜ao

do aerogerador de velocidade fixa com a rede elétrica de forma a atender os códigos de rede

da Irlanda. A capacidade do UPQC manter o aerogerador conectado `a rede durante uma falta foi comprovada, tanto para uma falha balanceada quanto para curto-circuito desbalanceado.

Como no código de rede Irlandês, durante um afundamento de tensão, a tensão nos terminais

do aerogerador n˜ao necessita ser compensada para 100%, as potˆencias nominais individuais

(30)

do UPQC e do STATCOM e concluiu-se que para cumprir com o c´odigo de rede irlandˆes, o

STATCOM demanda maior potência, além disto o desempenho do sistema global será superior

com o uso do UPQC.

O trabalho escrito por Wang e Truong (2012) faz uma comparac¸˜ao entre o emprego

de dois dispositivos FACTS distintos, por´em de mesma potˆencia, ligado em uma linha de

transmiss˜ao de um sistema composto por duas linhas paralelas, que conectam dois geradores

s´ıncronos de 615 MVA e um parque eoliel´etricoo f f shorede 80 MVA equipado com geradores

s´ıncronos de im˜a permanente (PMSG) ao PCC. Os FACTS utilizados no estudo foram o SSSC

e o SVC. Após o sistema ser simulado considerando três cenários, (sem o dispositivo FACTS, com o SSSC e com o SVC), constatou-se que a presença do dispositivo FACTS oferece melhora

no desempenho da fazenda e´olica, sendo o SVC o equipamento que apresentou a melhor e mais

rápida resposta. Ao analisar as respostas à variações na tensão do PCC, ambos os dispositivos

se mostraram ineficazes para amortecer as oscilações na barra. O mesmo pode-se dizer com

relação ao amortecimento das variações de energia reativa no Gerador S´ıncrono e nas linhas de

transmiss˜ao.

Em Okedu et al. (2011) ´e apresentado o uso de um STATCOM para melhorar a

es-tabilidade de um parque e´olico composto por DFIG durante falha na rede. Caso a tens˜ao no

elo CC exceda o valor máximo permitido, a proteção crowbar é acionada, o DFIG passa a se

comportar como um gerador de indução convencional e, assim, perde-se o controle da potência

ativa e reativa. O STATCOM é instalado próximo ao PCC e durante um afundamento de tensão

com acionamento do crowbar, o FACTS fornece energia reativa adicional para o sistema,

me-lhorando assim o desempenho da tens˜ao nos terminais do DFIG.

O artigo apresentado por Marques e Lopes (2007) descreve uma metodologia para

definir a melhor localização e dimensionamento de STATCOMs no sistemas lusitano (modelado

através de 57 barras), com base em simulações com algoritmoAnnealing. O uso de STATCOMs

foi estudado com o objetivo de fornecer compensac¸˜ao de reativo para estender a capacidade dos

aerogeradores se manterem conectados à rede na ocorrência de um afundamento de tensão, visto que, no cenário estudado, mais de 1.670 MW de geração eólica (de um sistema que comporta

um total de 4.985 MW) eram desconectados sempre que a tens˜ao da rede baixava de 80% do

valor nominal. O cenário estudado corresponde a uma situação em que 50% da capacidade de

geração eolielétrica instalada é baseada em máquinas DFIG, 30% de gerador s´ıncrono e 20%

de gerador de indução. O estudo chegou a uma poss´ıvel redução de aproximadamente 24% na

perda de produção de energia eólica com a instalação de STATCOMs (o trabalho não definiu

uma quantidade absoluta) com uma capacidade total instalada de 818 Mvar.

O artigo escrito por Ferdosian, Abdi e Bazaei (2015) analisa e compara o uso de dois

equipamentos FACTS, o STATCOM e o UPFC, para melhorar a capacidade do gerador de

(31)

Além de amortecer as oscilações de velocidade do rotor de gerador de indução sob falha. Os

sis-temas propostos foram simulados em PSCAD/EMTDC e mostraram que o STATCOM n˜ao

in-fluencia no valor da tensão nos terminais do PCC durante um curto-circuito e após a eliminação

da falta só restaura a tensão parcialmente. Já o UPFC não deixa que a tensão nos terminais do aerogerador caia a zero durante o curto-circuito e faz com que esta tensão seja restaurada por

inteiro após a eliminação da falta. Além disto, ao utilizar o UPFC, melhora-se a estabilidade do

rotor e diminui-se significativamente a absorção de energia reativa da rede, o que ajuda a evitar

outros problemas, como o colapso de tens˜ao.

O trabalho apresentado por Ali e Wu (2010), faz uma comparação entre 4 métodos dis-tintos para estabilização de um sistema aerogerador de velocidade fixa equipado com gerador de

induc¸˜ao gaiola de esquilo. Os equipamentos utilizados foram: o resistor de frenagem, o

disposi-tivo STATCOM, o sistema de controle de ˆangulo de passo (Pitch) e o Super condutor Magn´etico

de Armazenamento de Energia (SMES, do inglˆes,Superconducting Magnetic Energy Storage).

A análise é efetuada em termos de melhoria da estabilidade transitória, complexidade do

contro-lador e custo. Os resultados das simulações mostram que os quatro métodos são eficazes para

melhorar a estabilidade transit´oria do sistema proposto, sendo que o SMES ´e o equipamento

que mais contribuiu para melhoria da estabilidade transitória e foi capaz de minimizar tanto flutuações da potência, quanto da tensão fornecida, mas por outro lado é o método mais caro e o

que possui o controle mais complexo. Depois do SMES, o STATCOM é a solução que se

mos-trou mais eficaz para melhorar a estabilidade, além de possuir uma boa relação custo-benef´ıcio

e ter um controle menos complexo que o SMES, no entanto, pode minimizar apenas flutuações

de tensão. O resistor de frenagem é o método que possui o controle mais simples, melhora a

estabilidade transitória, mas não é capaz de minimizar flutuações de tensão e potência na linha.

O controle de ângulo de passo é o método mais barato e o seu controle só não é mais simples

que o método de resistor de frenagem, mas está em último lugar quando se analisa a estabilidade transitória, o controle de flutuação de tensão e de potência, e, apesar de conseguir estabilizar o

aerogerador, n˜ao pode estabilizar o sistema de forma global como os demais m´etodos.

1.6 Motivac¸˜ao

O aumento da capacidade das instalações de geração de energia eólica tem trazido novos desafios para os operadores do sistema de transmissão. Este novo cenário força-os a rever

os códigos de rede, que contêm requisitos espec´ıficos relativos à operação de aerogeradores.

Os primeiros aerogeradores instalados operavam com velocidade ﬁxa (ABAD et al.,

2011). Esta designação é devido ao fato da rotação do eixo do rotor que interliga a turbina

(32)

Esta tecnologia tem a vantagem de ser simples, robusta e segura (ABAD et al., 2011).

Somado a isto tem-se o baixo custo de aquisição do equipamento, bem como de suas peças

elétricas e de sua manutenção (ACKERMANN, 2005;OLIVEIRA et al., 2012). É comum a instalação

de bancos de capacitores em paralelo com os aerogeradores para suprir a demanda de reativo destas máquinas e melhorar o fator de potência no ponto de conexão.

Tamb´em conhecidos como turbinas de ”Conceito Dinamarquˆes”, os aerogeradores de

velocidade fixa representam um marco na evolução de unidades eólicas comerciais (CARVALHO,

2003). No in´ıcio de 1980, pequenos aerogeradores de velocidade ﬁxa de potˆencia 55 kw eram

o principal produto de exportação dinamarquesa para a Califórnia, e foram estas mesmas tur-binas que deixaram a Califórnia em destaque no mercado eólico e estabeleceram a Dinamarca

como principal fornecedor internacional de aerogeradores da ´epoca, todos usando Conceito

Di-namarquˆes (MAEGAARD; KRENZ; PALZ, 2013). Apesar deta tecnologia dominar completamente

o mercado até meados de 1990 (ABAD et al., 2011), tubinas de conceito dinamarquês têm sido

substitu´ıdas gradualmente por aerogeradores com velocidade vari´avel. Isto porque o

aerogera-dor de velocidade vari´avel ´e capaz de ajustar sua velocidade, de modo a seguir a velocidade do

vento e otimizar a produc¸˜ao de energia.

Apesar da maioria dos aerogeradores instalados atualmente serem de velocidade

va-ri´avel, muitos aerogeradores de velocidade ﬁxa ainda se encontram em funcionamento. De

acordo com Aghdam e Karegar (2014), a participac¸˜ao desta tecnologia representa 25% dos

aerogeradores instalados em todo o mundo. Mas, aerogeradores equipados com gerador de

indução gaiola de esquilo não têm capacidade de atenderem aos requisitos dos códigos de rede

sem a operac¸˜ao conjunta com outros equipamentos.

Com o surgimento e evolução da eletrônica de potência, a integração de aerogeradores

com equipamentos FACTS passou a ser uma alternativa para resolver estas quest˜oes.

Por outro lado, as funcionalidades do i-UPQC podem contribuir para o processo de

modernização e readequação dos aerogeradores de velocidade fixa ao cenário atual do sistema

elétrico, em que os códigos de rede possuem requisitos espec´ıficos para conexão e operação de

aerogeradores.

Assim, o estudo da associação de aerogeradores de velocidade fixa operando conjun-tamente com o i-UPQC se justifica.

1.7 Objetivos do Trabalho

Este trabalho prop˜oe uso do dispositivo FACTS i-UPQC associado ao aerogerador de

(33)

forne-cida pelo aerogerrador de veloforne-cidade ﬁxa e o aumento da capaforne-cidade deste se manter conectado

durante um afundamento momentˆaneo da tens˜ao no PCC.

Dentro dos objetivos espec´ıﬁcos tem-se:

• Avaliac¸˜ao do desempenho do sistema de controle empregado;

• Dminuição das correntes harmônicas drenadas do aerogerador;

• Comparação entre duas configurações diferentes de conexão do i-UPQC com o aeroge-rador e a rede, sendo o conversor paralelo ora conectado entre o geaeroge-rador e o conversor série, ora conectado entre o conversor série e o PCC.

1.8 Organização da Dissertação

Para que os objetivos deste trabalho sejam alcanc¸ados, o segundo cap´ıtulo traz um

estudo sobre os aerogeradores de velocidade fixa equipados com gerador de indução gaiola de esquilo e aborda as caracter´ısticas e particularidades do sistema em questão, bem como trará o

modelo matemático da máquina de indução.

No terceiro cap´ıtulo ´e apresentado o princ´ıpio de funcionamento do i-UPQC e

mo-delo matemático deste dispositivo, além de suas caracter´ısticas e funcionalidades. Também são

mostradas as duas configurações poss´ıveis para a estrutura do i-UPQC (conversor paralelo co-nectado entre o conversor série e o PCC e conversor paralelo coco-nectado entre o aerogerador e o

conversor s´erie).

O quarto cap´ıtulo trata da associac¸˜ao das tecnologias (aerogerador e i-UPQC)

apre-sentadas nos cap´ıtulos dois e trˆes. S˜ao apreapre-sentadas a metodologia para dimensionamento dos

conversores em condições normais de operação para as duas configurações de conexão do i-UPQC e as respectivas estratégias de controle.

Aﬁm de demonstrar o desempenho do i-UPQC para melhoria da qualidade da energia

fornecida e para aumento a capacidade do aerogerador se manter conectado à rede em condições

de afundamento de tens˜ao, o quinto cap´ıtulo mostra, em diferentes cen´arios, os resultados das

simulac¸˜oes do sistema proposto.

Por fim, no sexto cap´ıtulo são apresentadas as conclusões, além de alguns temas para

pesquisas futuras, que possam vir a dar continuidade ao presente trabalho.

1.9 Artigos Publicados

Alguns artigos, produto deste trabalho, foram publicados em anais de congressos

(34)

• UCHOA, J. I. L.; LIMA, F. K. A.; BRANCO, C. G. C. FACTS applied to ﬁxed speed wind turbines to meet grid code requirements. In: International Symposium on Industrial

Electronics, 2015, B´uzios - Brazil. Proceedings of The International Symposium on

Industrial Electronics, junho 2015.

• UCHOA, J. I. L.; ARA ´UJO R. G.; LIMA, F. K. A.; BRANCO, C. G. C. i-UPQC para

melhoria dos ´ındices de QEE em sistemas aerogeradores de velocidade ﬁxa. Conferˆencia

Brasileira sobre Qualidade da Energia El´etrica - XI CBQEE, Campina Grande - Brasil,

(35)

2 AEROGERADORES DE VELOCIDADE FIXA

Aerogeradores de velocidade fixa são geralmente equipados com gerador de indução

gaiola de esquilo tendo o rotor conectado ao eixo da turbina por meio de uma caixa de

engre-nagem (STIEBLER, 2008). O estator, por sua vez, é ligado diretamente à rede elétrica sem o uso

de conversores de eletrˆonica de potˆencia (ACKERMANN, 2005).

A velocidade do vento varia em func¸˜ao do tempo e da altura e pode afetar

signiﬁca-tivamente a qualidade da energia produzida, dependendo da tecnologia empregada no

aeroge-rador. Este tipo de aerogerador possui um forte acoplamento entre a velocidade do rotor e os

parâmetros elétricos (AKHMATOV, 2003). Desta maneira, oscilações na velocidade do vento são

transmitidas para o eixo do gerador elétrico, podendo levar a ondulações na tensão nos terminais

do gerador de indução. Essas ondulações serão maiores ou menores dependendo do valor da

potˆencia de curto-circuito no ponto de conex˜ao comum. Evidentemente, para valores elevados

da potência de curto-circuto no PCC, as ondulações na tensão da rede serão minimizadas.

Tendo em vista as altas correntes de energizac¸˜ao, decorrentes dos afundamentos de

tens˜ao, usualmente utiliza-se um dispositivo para minimiz´a-las, sendo comum o uso do so f t

-starter, durante a inicializac¸˜ao, para limitar a corrente de partida e, assim, reduzir as

perturba-ções na rede. Também é usual a conexão de um banco de capacitores em paralelo com os

terminais do gerador de indução para fornecer suporte de potência reativa ao sistema (

ACKER-MANN, 2005).

2.1 Gerador de Induc¸˜ao Gaiola de Esquilo

Um gerador de indução corresponde essencialmente a um motor de indução com um

torque mecânico aplicado ao seu eixo, embora existam pequenas alterações construtivas da máquina para otimização de seu desempenho na operação como gerador (NUNES, 2003). No

funcionamento como motor, o enrolamento do estator cria um campo magn´etico girante que

induz corrente alternada no enrolamento do rotor, assim, as correntes no rotor s˜ao estabelecidas

através do fenômeno da indução magnética. Por essa razão, tais máquinas são denominadas

como geradores de induc¸˜ao, sendo seu princ´ıpio de funcionamento similar aos dos

transforma-dores. A diferença é que, além de haver transformação de tensão, há também transformação de

frequˆencia.

Quando a máquina de indução está em funcionamento, fluem correntes em ambos os

enrolamentos do estator e rotor, que produzem campos magn´eticos girantes, que ir˜ao interagir

no entreferro. O campo girante produzido pelo estator gira `a velocidade s´ıncrona. O campo

produzido pelo rotor também é girante à mesma velocidade s´ıncrona do estator, pois o campo

(36)

no estator de frequência igual à de alimentação e produzem tensões no rotor com a frequência

de escorregamento, sendo esta a diferenc¸a entre a frequˆencia do campo girante do estator e a

frequência de rotação do rotor.

´

E importante salientar que a indução de tensões no rotor só ocorre se sua velocidade

de rotação for diferente da velocidade s´ıncrona. Caso contrário não haveria variação no enlace

de fluxo e, consequentemente, indução de tensão no rotor.

No funcionamento como motor sem carregamento, o escorregamento ´e desprez´ıvel.

Se o rotor for acionado por uma fonte prim´aria, por exemplo uma turbina eoliel´etrica, a uma

velocidade maior que a velocidade do campo do estator, o escorregamento torna-se negativo

e a polaridade das tensões induzidas é invertida, resultando em um torque eletromagnético no

sentido oposto ao de rotação. A máquina opera, então, como um gerador de indução (NUNES,

2003).

Considere um gerador de indução simétrico e livre de saturação, com baixa resistência

e indutância de dispersão estatóricas. Os enrolamentos do rotor sendo idênticos e

senoidal-mente distribu´ıdos. Ent˜ao, de acordo com Abad et al. (2011), a tens˜ao no estator e no rotor nas

coordenadas do estator e do rotor, respectivamente, no referencial estacion´ario s˜ao dadas por:

~vs_s=Rs·~iss+

d~ψs s

dt , (2.1)

e

~vr_r =Rr·~irr+

d~ψr r

dt . (2.2)

Sendo respectivamente: Rs e Rr as resistˆencias do estator e do rotor,~iss e~irr os vetores de corrente do estator e do rotor, e~ψs

s e~ψrr os vetores de fluxo magnético do estator e do rotor. Além disto, os sobrescritossersão os referênciais do estator e do rotor.

As indutâncias mútuas são variáveis com a posição do rotor em relação ao estator e,

portanto, variáveis no tempo. Porém, se as tensões e os enlaces de fluxo forem analisados

usando transformação de coordenadas estacionárias para coordenadas s´ıncronas, as correntes

e as tensões se tornarão constantes em regime permanente e terão frequência reduzida durante per´ıodos transitórios, propiciando precisão numérica com passo de integração relativamente

grande (OLIVEIRA et al., 2012).

Afim de escrever as equações anteriores no referencial s´ıncrono, a equação (2.1) deve

ser multiplicada pelo termo e−jµ, enquanto que a equac¸˜ao (2.2) deve ser multiplicada por

e−j(θslip)_{. Sendo que} _µ _e θ

(37)

respectivamente (CARNEIRO, 2014). Assim, temos:

~vs_se−jµ=Rs·~isse−jµ+

d~ψs s

dt e

−jµ_, _(2.3)

e

~vr_re−j(θslip)₌_R

r·~irre−j(θslip)+

d~ψr r

dt e

−j(θslip)_. _(2.4)

Sabendo que:

d~ψ

dt e

−jµ₌ d(~ψe−jµ)

dt +jωs·~ψe

−jµ_, _(2.5)

e

d~ψr r

dt e

−jθslip ₌ d(~ψ

r

re−jθslip)

dt +jωr·~ψ

r

re−jθslip, (2.6)

então, os últimos termos das equações (2.3) e (2.4) podem ser substituidos, resultando em:

~vs=Rs·~is+

d(~ψs)

dt +jωs·~ψs, (2.7)

e

~vr =Rr·~ir+

d(~ψr)

dt +jωslip·~ψr, (2.8)

onde,ω_slip é a diferença entre a frequência angular do fluxo do estator,ωs, e a frequência

angu-lar do eixo do rotor,ωr, e também pode ser escrito em função do escorregamento da máquina,

s, tal que:

ω_slip=dθslip

dt =sωs, (2.9)

Importante observar que as grandezas sem os sobrescritos s˜ao utilizadas para o

refe-rencial s´ıncrono.

Como o gerador de induc¸˜ao gaiola de esquilo possui os terminais do rotor em

curto-circuito e utilizando (2.9), a equac¸˜ao (2.8) pode ser escrita como:

0=Rr·~ir+

d(~ψr)

dt +j(s·ωs)·~ψr. (2.10)

Considerando as equações dos fluxos magnéticos, tem-se:

(38)

e

~ψr=Lr·~ir+Lm·~is, (2.12)

em que Ls e Lr são as indutâncias próprias do estator e do rotor respectivamente e Lm é a indutância de magnetização da máquina.

2.1.1 Circuito Equivalente do Gerador de Induc¸˜ao Gaiola de Esquilo

Em condições de regime permanente, o termo d(_dt~ψ), presente nas equações (2.7) e (2.10), desaparece e subistituindo as equações (2.11) e (2.12) nessas, temos:

~vs=Rs·~is+ jωs·Ls·~is+jωs·Lm·~ir, (2.13)

e

0=Rr·~ir+s·jωs·Lr·~ir+s·jωs·Lm·~is. (2.14)

E mais, se dividirmos a equac¸˜ao (2.14) porsteremos:

0= Rr

s ·

~_i_r₊_j_ω_s_·_L_r_·~_i_r₊ _j_ω_s_·_L_m_·~_i_s_. _(2.15)

Adicionando e subtraindo o termo jωs·Lm·~isna equac¸˜ao (2.13), esta pode ser reescrita como:

~vs=Rs·~is+ jωs·(Ls−Lm)·~is+jωs·Lm·(~is+~ir). (2.16)

Adicionando e subtraindo o termo jωs·Lm·irna equac¸˜ao (2.15), esta pode ser reescrita como:

0= Rr

s ·

~_i_r₊_j_ω_s_·₍_L_r₋_L_m₎_·~_i_r₊_j_ω_s_·_L_m_·₍~_i_s₊~_i_r₎_. _(2.17)

As equac¸˜oes (2.16) e (2.17) podem ser escritas como:

~vs=Rs·~is+ jωs·Lls·~is+jωs·Lm·(~is+~ir), (2.18)

e

0= Rr

s ·~ir+jωs·Llr·~ir+jωs·Lm·(~is+~ir). (2.19)

(39)

rotor, respectivamente.

As equações (2.18) e (2.19) descrevem o modelo, por fase, para a máquina de indução

com rotor gaiola de esquilo, em regime permanente, conforme mostrado na Figura 2.1.

Figura 2.1: Circuito equivalente, por fase, da máquina de indução gaiola de esquilo.

s

v

R

L

R

s

r

i

s

i

ls

s lr

r

m

As indutâncias de dispersão que aparecem no circuito são dadas por:

Lls=Ls−Lm, (2.20)

e

Llr=Lr−Lm. (2.21)

Além disto, vale lembrar que o escorregamento da máquina é definido por:

s= ωs−ωr

ωs

. (2.22)

Tal que, se s>0 a máquina está operando como motor e se s<0 a máquina está operando como gerador.

Para simpliﬁcar an´alises futuras, com base no circuito equivalente, pode-se dispor das

impedˆancias da m´aquina vistas pelos terminais do estator como segue:

Zt=Rt+jXt, (2.23)

onde, Rt é a resistência da máquina e Xt é a reatância da máquina, ambas vistas dos terminais

do estator, tal que:

Rt(s) =Rs+

Rr

s ·X

2

m

(Rr

s )

2

+ (Xm+Xlr)2

(40)

Xt(s) =Xls+

Xm·((R_sr)

2

+Xlr(Xm+Xlr))

(Rr

s )

2

+ (Xm+Xlr)2

. (2.25)

Nas equações anteriores,Xmé a reatância de magnetização da máquina,Xlr é a reatância

de dispersão do rotor eXls é a reatância de dispersão do estator.

A partir da Figura 2.1 e das equações anteriores, que definem a impedância da máquina

vista pelos terminais do estator, pode-se observar que a resistˆencia equivalente muda de acordo

com o sinal des, ou seja, a potˆencia ativa processada pode ser consumida (motor) ou fornecida

(gerador) pela máquina. Já o valor da reatância equivalente tem sempre caracteristicas indutivas,

independente do modo de operação da máquina (motor ou gerador), isto porque o gerador de

indução gaiola de esquilo sempre consome potência reativa indutiva. Assim, a máquina de

indução necessita da energia reativa para ficar magnetizada, sendo esta energia fornecida pela

rede el´etrica ou atrav´es de bancos capacitivos ou conversores de energia.

2.1.2 Instabilidade do Gerador

Instabilidade de geradores de indução conectados à rede, bem como de aerogeradores

equipados com tais m´aquinas, remete ao risco de uma desconex˜ao dos mesmos durante uma

falha da rede.

Para facilitar a an´alise, consideremos as frequˆencias angulares dadas em pu, tal que ωs=1 e, assim, o escorregamento pode ser reescrito como:

s=1₋ωr. (2.26)

Desta forma, as equações (2.24) e (2.25), podem ser reescritas em função da velocidade

angular do rotor,ωr

Rt(ωr) =Rs+

Rr

ωr−1·X

2

m

( Rr

ωr−1)

2

+ (Xm+Xlr)2

, (2.27)

Xt(ωr) =Xls+

Xm·((_ωR_r₋r₁)

2

+Xlr(Xm+Xlr))

( Rr

ωr−1)

2

+ (Xm+Xlr)2

. (2.28)

Segundo Akhmatov (2003), ao calcular o torque el´etrico, deve-se considerar a

de-pendˆencia da amplitude da tens˜ao terminal, Vs e a velocidade do rotor do aerogerador, ωr, tal

que:

Te(ωr) =

Pe ωr

=V

2

s ωr ·

Rt(ωr)

R2_t(ωr) +Xt2(ωr)