Um sistema eficiente de máquinas elétricas para geração de energia eólica com acionamento por meio de um regulador eletromagnético de frequência

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REQUÊNCIA

Tese de Doutorado apresentada ao Programa de

Pós-Graduação em Engenharia Elétrica e de Computação da Universidade Federal do Rio Grande do Norte (área de concentração: Automação e Sistemas) como parte dos requisitos para a obtenção do título de Doutor em Ciências.

Universidade Federal do Rio Grande do Norte - UFRN Sistema de Bibliotecas - SISBI

Catalogação de Publicação na Fonte. UFRN - Biblioteca Central Zila Mamede

Ramos, Thales Augusto de Oliveira.

Um sistema eficiente de máquinas elétricas para geração de energia eólica com acionamento por meio de um regulador

eletromagnético de frequência / Thales Augusto de Oliveira Ramos. - 2019.

149 f.: il.

Tese (doutorado) - Universidade Federal do Rio Grande do Norte, Centro de Tecnologia, Programa de Pós-graduação em Engenharia Elétrica e de Computação, Natal, RN, 2019.

Orientador: Prof. Dr. Manoel Firmino de Medeiros Júnior.

1. Energia eólica - Tese. 2. Dinâmica de aerogeradores - Tese. 3. Máxima eficiência - Tese. 4. Máxima extração de potência eólica - Tese. 5. Regulador eletromagnético de frequência - Tese. 6. Topologia de aerogerador - Tese. I. Medeiros Júnior, Manoel Firmino de. II. Título.

RN/UF/BCZM CDU 621.548.2(043.2)

Para minha filha, Lívia. Com todo amor.

Agradecimentos

A Deus, acima de tudo, pela minha saúde e dom da vida.

Aos meus pais, Saulo e Iloneide Ramos, por acreditarem que a educação é a maior herança que se pode deixar para os filhos.

À minha esposa, Camilla Ramos, pelo amor, companheirismo e compreensão desde os tempos da graduação.

Ao meu orientador, Prof. Manoel Firmino, por todo conhecimento transmitido e valiosa colaboração para o aperfeiçoamento desta Tese em todos os aspectos.

Ao Instituto Federal de Educação, Ciência e Tecnologia do Rio Grande do Norte por tornar o meu sonho de concluir o Doutorado possível.

À Universidade Federal do Rio Grande do Norte por manter um Programa de pós-Graduação em Engenharia Elétrica de alto nível.

Aos membros da banca, Prof. Ricardo Pinheiro, Prof. José Tavares, Prof. Paulo Vitor e Prof. João Paulo, por aceitarem o convite e pelas importantes considerações desde o Exame de Qualificação.

Aos meus irmãos, Thiago e Thiara Ramos, pelo amor incondicional. À minha segunda mãe, Rita Cabral, por todo apoio logístico.

Aos colegas da Base de Pesquisa, que dividiram comigo frustrações e realizações ao longo deste trabalho. Desejo muito sucesso a cada um deles.

A todos da minha família Oliveira e Ramos por estarem sempre presentes em todas as etapas da minha vida.

Ao amigo Ralyson Rayala pelo auxílio no desenho da figura da topologia em três dimensões.

Resumo

Uma nova topologia foi desenvolvida recentemente para acionar geradores com o objetivo de possibilitar a hibridização de duas fontes de energia. Particularmente, se uma dessas fontes for eólica, atende-se ainda ao objetivo de evitar dispositivos eletrônicos de potência diretamente conectados à rede. O sistema é composto por uma máquina de indução com rotor em gaiola de esquilo e uma armadura rotativa dotada de um enrolamento trifásico que é alimentado por uma fonte secundária. Essa nova estrutura de máquina foi denominada Regulador Eletromagnético de Frequência (REF). O objetivo estabelecido em uma primeira pesquisa foi converter uma velocidade variável imposta pela turbina eólica à armadura, em uma velocidade constante a ser desenvolvida pelo rotor da gaiola, acionando um eixo de gerador síncrono. Um primeiro objetivo desta Tese é modelar matematicamente a topologia e simulá-la inserida numa turbina eólica de grande porte. Em seguida, é proposto o uso de um gerador de indução em vez de um síncrono, objetivando buscar o ponto de máxima extração de potência eólica disponível. A partir de análises de regime permanente, são propostos dois sistemas de controle possíveis: um controle escalar, que objetiva obter uma velocidade desejada para o rotor do sistema, e um controle que adota a estratégia de obtenção da máxima eficiência possível para o REF. Simulações de regime permanente são realizadas a fim de comparar os dois sistemas de controle apresentados. Assim, verifica-se que o controle por estratégia de máxima eficiência obtém melhores resultados quando comparados com os correspondentes obtidos a partir do controle escalar. Simulações dinâmicas realizadas para as duas topologias propostas mostram que ambas são viáveis e suportam variações na velocidade do vento e distúrbios na rede elétrica.

Palavras-chave: Dinâmica de aerogeradores, energia eólica, máxima eficiência, máxima extração de potência eólica, Regulador Eletromagnético de Frequência, topologia de aerogerador.

Abstract

A new topology has recently been developed to drive generators to enable hybridization of two power sources. Particularly, if one of these sources is wind power, it also serves the purpose of avoiding power electronic devices directly connected to the grid. The system consists of a squirrel cage rotor induction machine and a rotational armature with a three-phase winding that is powered by a secondary source. This new machine frame has been named the Electromagnetic Frequency Regulator (EFR). The objective established in a first research was to convert a variable speed imposed by the wind turbine to the armature, in a constant speed to be developed by the cage rotor, driving a synchronous generator shaft. A first objective of this Thesis was to mathematically model the topology and simulate it inserted in a large wind turbine. Then, it was proposed to use an induction generator instead of a synchronous generator, aiming to find the maximum extraction point of available wind power. From steady state analyzes, two possible control systems are proposed: a scalar control, which aims to obtain a desired speed for the system rotor, and a control that aims at the strategy of obtaining the maximum possible efficiency for the REF. Permanent regime simulations are performed in order to compare the two control systems presented. Thus, it is verified that the control by maximum efficiency strategy obtains better results when compared with the correspondents obtained from the scalar control. Dynamic simulations performed for the two proposed topologies show that both are viable and support variations in wind speed and disturbances in the power grid.

Keywords: Electromagnetic Frequency Regulator, Maximum Efficiency, Maximum Power Point Tracking, Wind Energy, Wind Turbine Dynamics, Wind Turbine Topology.

Lista de Figuras

Figura 1 – Turbina eólica do tipo 1 ... 29

Figura 2 – Turbina eólica do tipo 2 ... 31

Figura 3 – Turbina eólica do tipo 3 ... 32

Figura 4 – Turbina eólica do tipo 4 com GSIP ... 33

Figura 5 – Turbina eólica do tipo 4 com GSRB ... 35

Figura 6 – Topologia de geração eólica com caixa multiplicadora com distribuição .... 36

Figura 7 – Topologia de geração eólica com gerador conectado à turbina através de conversor mecânico ... 37

Figura 8 – Topologia de geração eólica com caixa multiplicadora e conversor pleno .. 38

Figura 9 – Topologia com gerador de indução duplamente alimentado sem escovas ... 39

Figura 10 – Curvas de coeficiente de potência em função da relação de velocidades e ângulos das pás ... 44

Figura 11 – Representação das bobinas de uma máquina de indução ... 46

Figura 12 – Diagrama esquemático do REF ... 53

Figura 13 – Diagrama esquemático do REF com caixa multiplicadora ... 65

Figura 14 – Diagrama esquemático apresentado em Silva (2015) ... 67

Figura 15 – Diagrama esquemático da topologia de geração proposta ... 69

Figura 16 – Fluxo de potência na topologia proposta ... 70

Figura 17 – Desenho esquemático em três dimensões da topologia de geração ... 70

Figura 18 – Circuito equivalente monofásico de uma máquina de indução trifásica ... 72

Figura 19 – Circuito equivalente desprezando a perda no núcleo ... 73

Figura 20 – Torque eletromagnético do gerador de indução em função do escorregamento ... 74

Figura 21 – Potência ativa entregue ao estator do gerador de indução em função do escorregamento ... 76

Figura 22 – Potência reativa entregue ao estator do gerador de indução em função do escorregamento ... 76

Figura 23 – Fator de potência indutivo no gerador de indução em função do escorregamento ... 77

Figura 24 – Módulos das correntes de fase do gerador de indução em função do escorregamento ... 78

Figura 25 – Perda elétrica no gerador de indução em função do escorregamento ... 78

Figura 26 – Diagrama de bloco do CES ... 80

Figura 27 – Diagrama de bloco do Controle por Estratégia de Máxima Eficiência (CEME) do REF ... 84

Figura 28 – Variáveis do REF relativas à velocidade com CEME ... 87

Figura 29 – Velocidade relativa do campo girante do REF com relação ao rotor no CEME ... 88

Figura 30 – Tensão em quadratura da saída do inversor no CEME ... 88

Figura 31 – Contribuição de potências da turbina e do inversor em RP com CEME .... 89

Figura 32 – Contribuição de potência reativa e aparente do inversor em RP com CEME ... 90

Figura 33 – Fator de potência do inversor em RP com CEME ... 90

Figura 34 – Corrente eficaz na saída do inversor em RP com CEME ... 91

frequência ... 94

Figura 37 – Frequência angular das correntes do inversor na armadura do REF em RP para diferentes constantes ... 95

Figura 38 – Tensão em quadratura na armadura do REF em RP para diferentes constantes ... 95

Figura 39 – Potência ativa trifásica entregue pelo inversor ao REF em RP para diferentes constantes ... 96

Figura 40 – Potência reativa trifásica entregue pelo inversor ao REF em RP para diferentes constantes ... 97

Figura 41 – Fator de potência do REF em RP para diferentes constantes ... 98

Figura 42 – Corrente eficaz na saída do inversor em RP para diferentes constantes ... 98

Figura 43 – Perdas elétricas no REF em RP para diferentes constantes ... 99

Figura 44 – Perdas elétricas no REF em RP para diferentes constantes e baixas velocidades de vento ... 100

Figura 45 – Rendimento no REF em RP para diferentes constantes ... 101

Figura 46 – Comparação de potências em RP com a constante 𝐾 igual a 8 ... 102

Figura 47 – Velocidade angular do rotor na estratégia de CES com degrau positivo de vento ... 103

Figura 48 – Frequência das correntes na saída do inversor na estratégia de CES com degrau positivo de vento ... 104

Figura 49 – Velocidade angular da armadura na estratégia de CES com degrau positivo de vento ... 104

Figura 50 – Potências ativas e mecânica na estratégia de CES com degrau positivo de vento ... 105

Figura 51 – Torques mecânico e eletromagnéticos na estratégia de CES com degrau positivo de vento ... 106

Figura 52 – Corrente elétrica eficaz na estratégia de CES com degrau positivo de vento ... 107

Figura 53 – Velocidade angular do rotor na estratégia de CES com degrau negativo de vento ... 108

Figura 54 – Frequência das correntes na saída do inversor na estratégia de CES com degrau negativo de vento ... 108

Figura 55 – Velocidade angular da armadura na estratégia de CES com degrau negativo de vento ... 109

Figura 56 – Potências ativas e mecânica na estratégia de CES com degrau negativo de vento ... 109

Figura 57 – Torques mecânico e eletromagnéticos na estratégia de CES com degrau negativo de vento ... 110

Figura 58 – Corrente elétrica eficaz na estratégia de CES com degrau negativo de vento ... 110

Figura 59 – Frequência angular das correntes do inversor na estratégia de CEME com degrau positivo de vento ... 111

Figura 60 – Tensão em quadratura na estratégia de CEME com degrau positivo de vento ... 112

Figura 61 – Velocidade do rotor na estratégia de CEME com degrau positivo de vento ... 113

vento ... 114 Figura 64 – Torques mecânico e eletromagnéticos na estratégia de CEME com degrau positivo de vento ... 114 Figura 65 – Corrente elétrica eficaz na estratégia de CEME com degrau positivo de vento ... 115 Figura 66 – Frequência angular das correntes do inversor na estratégia de CEME com degrau negativo de vento ... 116 Figura 67 – Tensão em quadratura na estratégia de CEME com degrau negativo de vento ... 116 Figura 68 – Velocidade do rotor na estratégia de CEME com degrau negativo de vento ... 117 Figura 69 – Velocidade da armadura na estratégia de CEME com degrau negativo de vento ... 118 Figura 70 – Potências ativas e mecânica na estratégia de CEME com degrau negativo de vento ... 118 Figura 71 – Torques mecânico e eletromagnéticos na estratégia de CEME com degrau negativo de vento ... 119 Figura 72 – Corrente elétrica eficaz na estratégia de CEME com degrau negativo de vento ... 119 Figura 73 – Variação na velocidade de vento simulada ... 121 Figura 74 – Velocidade angular do rotor na estratégia de CES para variações na

velocidade de vento ... 121 Figura 75 – Frequência das correntes do inversor na estratégia de CES para variações na velocidade de vento ... 122 Figura 76 – Velocidade angular da armadura na estratégia de CES para variações na velocidade de vento ... 122 Figura 77 – Potências ativas e mecânica na estratégia de CES para variações na

velocidade de vento ... 123 Figura 78 – Torques mecânico e eletromagnéticos na estratégia de CES para variações na velocidade de vento ... 124 Figura 79 – Corrente elétrica eficaz na estratégia de CES para variações na velocidade de vento ... 124 Figura 80 – Frequência angular das correntes do inversor na estratégia de CEME para variações na velocidade de vento ... 125 Figura 81 – Tensão em quadratura na estratégia de CEME para variações na velocidade de vento ... 126 Figura 82 – Velocidade do rotor na estratégia de CEME para variações na velocidade de vento ... 127 Figura 83 – Velocidade da armadura na estratégia de CEME para variações na

velocidade de vento ... 127 Figura 84 – Potências ativas e mecânica na estratégia de CEME para variações na velocidade de vento ... 128 Figura 85 – Torques mecânico e eletromagnéticos na estratégia de CEME para

variações na velocidade de vento ... 128 Figura 86 – Corrente elétrica eficaz na estratégia de CEME para variações na

velocidade de vento ... 129 Figura 87 – Requisitos de suportabilidade de subtensões de alguns procedimentos de rede ... 130 Figura 88 – Tensão de linha nos terminais do gerador de indução ... 131

terminais do gerador ... 131 Figura 90 – Torques mecânico e eletromagnéticos na estratégia de CES frente a um curto-circuito nos terminais do gerador ... 132 Figura 91 – Corrente elétrica eficaz na estratégia de CES frente a um curto-circuito nos terminais do gerador ... 133 Figura 92 – Velocidade do rotor na estratégia de CEME frente a um curto-circuito nos terminais do gerador ... 134 Figura 93 – Torques mecânico e eletromagnéticos na estratégia de CEME frente a um curto-circuito nos terminais do gerador ... 134 Figura 94 – Corrente elétrica eficaz na estratégia de CEME frente a um curto-circuito nos terminais do gerador... 135 Figura 95 – Requisitos de suportabilidade de subtensões do Operador Nacional do Sistema Elétrico ... 135 Figura 96 – Velocidade do rotor na estratégia de CEME frente a um afundamento de tensão ... 136 Figura 97 – Torques mecânico e eletromagnéticos na estratégia de CEME frente a um afundamento de tensão ... 137 Figura 98 – Corrente elétrica eficaz na estratégia de CEME frente a um afundamento de tensão ... 137

Lista de Tabelas

Tabela 1 – Comparação entre as topologias mais tradicionais ... 41

Tabela 2 – Comparação energética entre os sistemas de controle para variações na velocidade de vento ... 130

Tabela 3 – Parâmetros do REF ... 148

Tabela 4 – Parâmetros do gerador de indução ... 148

Lista de Abreviaturas e Siglas

CA Corrente alternada

CC Corrente contínua

CEME Controle por Estratégia de Máxima Eficiência

CES Controle Escalar do Sistema

GIDA Gerador de indução duplamente alimentado

GIGE Gerador de indução com rotor em gaiola de esquilo

GIRB Gerador de indução com rotor bobinado

GSIP Gerador síncrono de ímã permanente

MI Máquina de indução

MPPT Maximum power point tracking

ONS Operador Nacional do Sistema Elétrico

PI Proporcional Integral

PWM Pulse width modulation

REF Regulador Eletromagnético de Frequência

Lista de Símbolos

𝑃_𝑡 Potência mecânica turbinada dos ventos

𝜌 Densidade do ar

𝑅 Comprimento da pá

𝐶_𝑝 Coeficiente de potência da turbina

𝑉𝑣 Velocidade do vento

𝜆 Relação entre a velocidade linear na ponta da pá e a velocidade de vento

𝜔_𝑡 Velocidade angular da turbina eólica

𝛽 Ângulo de pitch das pás dado em graus

𝑇𝑡 Torque mecânico produzido pela ação do vento

𝑛_𝑠 Velocidade síncrona

𝑓 Frequência elétrica

𝑃 Quantidade de polos da máquina

𝑠 Escorregamento percentual

𝑛 Velocidade angular do rotor

𝜔𝑚 Velocidade angular espacial do rotor

𝐿_𝑠1 Indutância própria de qualquer bobina do estator

𝐿𝑠2 Indutância própria de qualquer bobina do rotor

𝐿_𝑚 Máxima indutância mútua entre bobinas do estator e do rotor

𝜃2 Posição angular do rotor

𝜔_𝑚𝑒 Velocidade angular elétrica do rotor

𝜔_𝑒 Frequência angular síncrona

𝜆 Fluxo magnético concatenado

𝑖 Corrente elétrica

𝑣 Tensão elétrica

𝑇𝑒 Torque eletromagnético desenvolvido pela máquina

𝑇_𝑚 Torque mecânico disponível no rotor do REF

𝐾_𝐷 Constante de atrito do rotor

𝐽 Momento de inércia da máquina

𝜔_𝑐𝑔 Velocidade do campo girante

𝑓_𝑖 Frequência da corrente elétrica injetada na armadura

𝜔𝑖 Frequência angular das correntes de saída do inversor

𝑃_𝑅 Quantidade de polos do REF

𝑣_𝑑1𝑅, 𝑣_𝑞1𝑅 Tensões na armadura do REF nos eixos d e q

𝑖_𝑑1𝑅, 𝑖_𝑞1𝑅 Correntes na armadura do REF nos eixos d e q

𝑖_𝑑2𝑅, 𝑖_𝑞2𝑅 Correntes no rotor do REF nos eixos d e q

𝑅2𝑅 Resistência nos enrolamentos de rotor do REF

𝜆_𝑑2𝑅, 𝜆_𝑞2𝑅 Fluxos concatenados de rotor do REF nos eixos d e q

𝐽_𝑡 Momento de inércia da turbina somado à armadura

𝑇_𝑎 Torque mecânico na armadura do REF

𝑇𝑒𝑅 Torque eletromagnético no entreferro do REF

𝐾_𝐷𝑡 Constante de atrito da armadura

𝜔_𝑟 Velocidade relativa do campo girante com relação ao rotor do REF

𝑃1 Potência ativa trifásica entregue à armadura do REF

𝑄₁ Potência reativa trifásica entregue à armadura do REF

𝑃_𝑅1 Perdas trifásicas por efeito Joule na armadura do REF

𝑃𝑅2 Perdas trifásicas por efeito Joule no rotor do REF

𝑃_𝑚 Potência mecânica disponível no eixo do rotor do REF

𝑔𝑏 Relação de transmissão da caixa multiplicadora

𝜔𝑎 Velocidade angular da armadura

𝑃_𝑔𝑒𝑟 Potência ativa trifásica gerada pelo gerador de indução

𝑇_𝑔𝑒𝑟 Torque eletromagnético do gerador

𝑇∗ Torque desejado na armadura do REF

𝑅_𝑐𝑔 Resistência de perda no núcleo do gerador

𝑋_𝑚𝑔 Reatância de magnetização do gerador

𝑋2𝑔 Reatância de dispersão do rotor referida ao estator do gerador

𝑅2𝑔 Resistência do rotor referida ao estator do gerador

𝑠𝑔 Escorregamento do gerador

𝑉_{1𝑔 Tensão de fase de terminal do estator do gerador}

𝐸_2𝑔 Tensão induzida no rotor referida ao estator do gerador

𝜔_𝑠𝑔 Velocidade mecânica angular síncrona do gerador

𝑛_{𝑓𝑎𝑠𝑒𝑠} Número de fases do gerador

𝑃1𝑔 Potência ativa trifásica entregue pelo estator do gerador à rede

𝑄1𝑔 Potência reativa trifásica entregue pelo estator do gerador à rede

𝜔_𝑚∗ _{Velocidade desejada para o rotor}

𝑠∗ _{Escorregamento desejado do gerador}

𝜔𝑟∗ Velocidade relativa desejada do campo girante com relação ao rotor do REF

𝜔_𝑖∗ Frequência angular das correntes de saída do inversor desejada

𝜔_𝑎∗ _{Velocidade angular da armadura desejada}

𝑣_𝑞1𝑅∗ Tensão desejada em quadratura na armadura do REF

𝑉_𝑎1𝑅 Tensão eficaz de fase na armadura do REF

𝐾 Constante que relaciona tensão com frequência

Sumário

1 Introdução ... 21

2 Topologias comerciais para geração eólica ... 27

2.1 Tipo 1: gerador de indução com rotor em gaiola ... 29

2.2 Tipo 2: gerador de indução com rotor bobinado ... 30

2.3 Tipo 3: gerador de indução duplamente alimentado ... 31

2.4 Tipo 4: gerador conectado à rede elétrica através de um conversor pleno ... 33

2.5 Outras topologias de geração eólica ... 35

2.5.1 Geração com caixa multiplicadora com distribuição ... 35

2.5.2 Gerador conectado à turbina através de conversor mecânico ... 36

2.5.3 Gerador com caixa multiplicadora e conversor pleno ... 37

2.5.4 Gerador de indução duplamente alimentado sem escovas ... 38

2.6 Comparação entre topologias de geração eólica ... 40

3 Modelagem matemática ... 42

3.1 Turbina eólica ... 42

3.2 Máquina de Indução (MI) ... 44

3.2.1 Funcionamento da máquina de indução ... 45

3.2.2 Máquina de indução segundo indutâncias ... 46

3.2.3 Transformação dq0 ... 48

3.2.4 Equações na transformação dq0 ... 50

4 Regulador Eletromagnético de Frequência (REF) ... 52

4.1 Análise de regime permanente ... 57

4.2 Importância da caixa multiplicadora de velocidades ... 63

5 Topologia de geração proposta ... 67

5.1 Especificação do ponto de operação do gerador ... 71

5.2 Hipóteses para controle do sistema ... 79

5.2.1 Controle Escalar do Sistema (CES) ... 79

5.2.2 Controle por Estratégia de Máxima Eficiência (CEME) do REF ... 81

6 Resultados ... 85

6.1 Resultados em regime permanente ... 86 6.1.1 Resultados para o Controle por Estratégia de Máxima Eficiência (CEME) do REF 86

6.2.2 Respostas às variações de velocidade do vento ... 120

6.2.3 Respostas a curto-circuito e afundamento de tensão ... 130

7 Conclusões e discussões ... 139

8 Sugestões de trabalhos futuros ... 142

9 Publicação decorrente desta Tese ... 143

10 Referências Bibliográficas ... 144

Apêndice A – Parâmetros da máquina de indução ... 148

1 Introdução

A necessidade humana por energia elétrica cresce continuamente. Dessa forma, o uso de recursos renováveis, que requer impactos mínimos ao meio ambiente é fortemente desejável. Entre as energias renováveis utilizadas mundialmente predominavam, em 2017, os recursos hidráulicos (1.114 GW) e eólicos (539 GW) para a geração de energia elétrica (Renewables 2018 Global Status Report, 2018).

A capacidade instalada global de potência eólica aumentou 473% entre os anos de 2007 e 2017 (Renewables 2018 Global Status Report, 2018). Neste mesmo período, a capacidade instalada de geração eólica no Brasil cresceu, aproximadamente, 5.000% (Anuário Estatístico de Energia Elétrica 2018: ano base 2017, 2018). Em dezembro de 2018, a capacidade instalada de geração eólica brasileira atingiu 14,39 GW, o que representou quase 9% na matriz energética do Brasil (Balanço Energético Nacional 2019: Ano base 2018, 2019).

O crescimento da energia eólica é de fundamental importância para o meio ambiente visto que produz um menor impacto ambiental quando comparada com outras fontes de energia. Contudo, algumas dificuldades e desafios podem ser encontrados quando a fonte eólica passa a ter uma contribuição significativa em uma rede elétrica. A elevação do número de parques eólicos contribui para o surgimento de instabilidade no sistema de potência (VIEIRA, 2009). Por essa razão, os procedimentos de redes elétrica dos países com maior penetração de energia eólica têm sido cada vez mais exigentes, quanto ao fornecimento de serviços, por parte dos parques eólicos. Como exemplo de serviços requeridos pelos procedimentos de redes, podem-se citar: (i) a exigência que os aerogeradores permaneçam conectados frente a variações de tensão de curta duração; (ii) controle de injeção de potência reativa na rede elétrica; (iii) limitação de distorções harmônicas nas ondas de tensão e corrente elétrica.

Atualmente, existem várias topologias de geradores eólicos, cada uma apresentando vantagens e desvantagens. Yaramasu et al. (2015) apresentam as topologias mais utilizadas em parques eólicos. Os aerogeradores são compostos por máquinas síncronas com rotor de imã permanente ou de polos salientes ou em máquinas de indução com rotor bobinado ou em gaiola. A caixa multiplicadora de velocidades é um componente mecânico necessário na maioria das

topologias, porém, pode ser evitada casos específicos. Os conversores de eletrônica de potência podem ser dimensionados para drenarem toda a potência do gerador ou apenas uma parte dela. A combinação desses três componentes (gerador, caixa multiplicadora de velocidades e conversor eletrônico) e a forma com que eles estão conectados definem a topologia do aerogerador.

A topologia de geração eólica mais utilizada na contemporaneidade em grandes turbinas eólicas é o Gerador de Indução Duplamente Alimentado (GIDA). Várias são as vantagens dessa tecnologia para utilização em parques eólicos terrestres. Entretanto, a principal desvantagem é a dificuldade que o gerador apresenta em permanecer operando após afundamentos de tensão na rede elétrica. O alto valor inicial da corrente de curto-circuito, circulando no estator, induz elevadas correntes no circuito do rotor (TSILI e PAPATHANASSIOU, 2009). Portanto há, nessa condição, a possibilidade de danificar o conversor do lado do rotor e o capacitor do barramento de corrente contínua. Vários estudos (LÓPEZ et al., 2009), (MENDES et al., 2011), (FOSTER, XU e FOX, 2010) e (ARRIBAS et al., 2014) foram realizados com o objetivo de contornar esse problema.

Novas tecnologias foram propostas nos últimos anos, buscando melhorar a qualidade da energia entregue, otimizar a energia gerada ou reduzir os custos com manutenção. Por exemplo, Vasconcelos, Ferreira e Stephan (2015) e Löhdefink, Dietz e Möckel (2015) apresentam um sistema de geração baseado em duas máquinas de indução de dupla alimentação em cascata. Uma das máquinas tem a função de realizar o controle, enquanto a outra é responsável pela geração de energia. Outro conceito é um novo gerador usando ímã permanente abordando um grande número de polos cujo objetivo principal é eliminar a necessidade de caixa multiplicadora de velocidades (LI et al., 2010). Outras topologias baseadas em ímã permanente são apresentadas por Jamil, Gupta e Singh (2012).

Considerando o aumento do uso de energias renováveis e a busca por topologias de geração mais eficientes, alguns esforços também foram realizados com o objetivo de integrar diferentes recursos em um esquema de geração híbrida. Nesse sentido, a proposta apresentada por Abdel-Geliel et al. (2014) consiste em um sistema híbrido composto por uma turbina eólica e uma micro turbina acionada por vapor produzido por aquecedores solares. Os resultados de um estudo mostrando os efeitos da variação na intensidade solar e velocidade do vento, no desempenho de um sistema híbrido de geração isolada, são apresentados por Kalaivani, Divylakshmi e Subramaniam (2017). Alguns estudos, como Daniel e Ammasaigounden (2004),

Liu, Chau e Zhang (2010) e Verma et al. (2018) apresentam alternativas à hibridização das gerações solar e eólica.

Seguindo essa tendência, uma nova topologia foi desenvolvida recentemente para acionar geradores, com o objetivo de evitar dispositivos de eletrônica de potência, conectados diretamente à rede elétrica e possibilitar a hibridização da fonte de energia eólica com alguma outra. Esse sistema é denominado Regulador Eletromagnético de Frequência (REF) e consiste em uma máquina de indução com rotor em gaiola e uma armadura rotativa dotada de enrolamentos trifásicos que são alimentados por uma fonte secundária (SILVA, 2015). Embora o termo estator seja típico para máquinas de indução, ele não é usado neste trabalho, pois sugere algo estacionário. Silva (2015) optou por designá-lo como rotor assíncrono, uma vez que o outro rotor aciona uma máquina síncrona e, portanto, gira a uma velocidade síncrona. Como neste trabalho não é necessário classificar as peças em relação à velocidade síncrona, uma vez que o gerador adotado é uma máquina de indução, é utilizada a nomenclatura das peças do REF simplesmente como armadura (conectada à caixa multiplicadora) e rotor (conectado ao eixo do gerador). O REF foi idealizado para ter como principal função converter uma velocidade variável imposta pela turbina eólica na armadura em uma velocidade desejável, a ser desenvolvida no eixo do rotor.

Outra topologia de geração semelhante à proposta em Silva (2015), é apresentada por You et al. (2013). A topologia apresentada consiste em uma máquina de indução com rotor em gaiola na qual não há parte estacionária, isto é, ambas as partes estão girando. O dispositivo apresentado por You et al. (2013) é denominado acoplador eletromagnético. Os trabalhos de Silva (2015) e You et al. (2013) ainda têm a semelhança do uso de um gerador síncrono conectado ao eixo de alta velocidade da máquina de indução. Existem duas diferenças principais entre as topologias. Enquanto o REF usa a gaiola conectada ao gerador síncrono, o acoplador eletromagnético tem a gaiola conectada ao eixo da caixa multiplicadora de velocidades. Além disso, o inversor do REF é CC/CA e precisa ser conectado a uma fonte de energia externa, enquanto a estrutura com o acoplador eletromagnético usa um conversor estático bidirecional que recebe energia da rede. Uma vantagem de ambas as topologias em relação às mais tradicionais (e.g. GIDA e máquina síncrona com conversor pleno) é o desacoplamento mecânico entre a turbina eólica e o gerador. Outro estudo apresentou um novo controle para o acoplador eletromagnético com o objetivo de melhorar a resposta dinâmica desse sistema, além de validar experimentalmente a topologia (YOU et al., 2017)

Este trabalho apresenta uma nova aplicação para o REF: em vez de usar um gerador com velocidade constante (síncrona), acoplado ao seu eixo, propõe-se o uso de um gerador de indução, possibilitando o rastreamento do ponto de extração máxima de potência do vento. Isso pode ser conseguido, impondo-se um torque eletromagnético ao REF que corresponda à extração máxima da energia eólica.

O principal objetivo desta Tese é realizar simulações computacionais para verificar as condições operativas da topologia de geração proposta, em uma turbina eólica de grande porte, a fim de demonstrar sua viabilidade.

Além da contribuição mencionada no parágrafo anterior, constituem-se ainda em contribuições originais, duas proposições de sistema de controle: uma estratégia de controle escalar, cuja estrutura já é bem conhecida na literatura, e uma estratégia de controle que busca a máxima eficiência do Regulador Eletromagnético de Frequência. Para fundamentar esse último sistema de controle, uma análise detalhada de regime permanente (RP) do REF é apresentada.

Os resultados de regime permanente são utilizados para determinar as contribuições para a energia gerada a partir da fonte eólica e da fonte suplementar. Além disso, é possível comparar as respostas dos sistemas de controle propostos. Simulações dinâmicas são introduzidas para avaliar a robustez de cada sistema de controle em face de eventos tais como distúrbios do vento (degraus, rampas, turbulências e rajada), bem como a capacidade de sobrevivência a afundamentos de tensão, decorrentes de defeitos na rede elétrica (ride-through fault), de acordo com os procedimentos de rede de alguns países, incluindo os do Brasil.

Esta Tese de Doutorado está estruturada em capítulos, cujos resumos são apresentados a seguir.

O Capítulo 1 apresenta uma breve introdução ao tema. Alguns trabalhos prévios que se relacionam com este são contextualizados. As motivações pertinentes para a realização deste trabalho e os principais objetivos são estabelecidos.

O Capítulo 2 discorre sobre topologias de turbinas eólicas. Primeiramente, são apresentados os tipos mais tradicionais utilizados pelos fabricantes para grandes turbinas eólicas. As características, vantagens e inconvenientes de cada topologia são discutidas. Em seguida, outras topologias que ainda não foram instaladas em grandes turbinas são apresentadas.

Essas ainda estão em fase de estudos e testes laboratoriais, a fim de verificar a possibilidade de se tornarem topologias comerciais.

Encontram-se, no Capítulo 3, as equações matemáticas que descrevem o funcionamento de uma turbina eólica de eixo horizontal. Nesta Tese não será abordada a turbina eólica de eixo vertical. Ainda nesse capítulo, descreve-se o funcionamento de uma máquina de indução e sua modelagem matemática para representação em análises dinâmicas. A transformação dq0, que consiste em representar o sistema trifásico da máquina referenciado a dois eixos ortogonais girantes, também é mostrada no Capítulo 3.

O Capítulo 4 é reservado à apresentação do Regulador Eletromagnético de Frequência (REF). As equações no domínio do tempo, que descrevem o funcionamento dessa máquina, são exibidas para possibilitar a realização das simulações dinâmicas. As equações de regime permanente, que permitem especificar pontos ótimos de operação, são detalhadas. A partir de uma análise dessas equações, é possível provar a importância da utilização de uma caixa multiplicadora de velocidades para uma turbina eólica de grande porte.

O Capítulo 5 mostra a topologia de geração que é proposta neste trabalho. As semelhanças e diferenças dessa com outras que a antecederam são apresentadas. Além disso, esse capítulo explica como é possível fazer com que o sistema de controle possa buscar a máxima extração de potência do vento e, ao mesmo tempo, otimizar as condições operativas do gerador de indução. Esta Tese apresenta duas hipóteses de controle que permitem que o sistema proposto atinja esses objetivos.

O Capítulo 6 apresenta os resultados obtidos nas simulações, incluindo os dois sistemas de controle propostos. Os resultados de regime permanente permitem estabelecer uma comparação das respostas obtidas pelos dois sistemas de controle e, ainda, auxiliam na escolha de uma importante constante para funcionamento do controle escalar. O comportamento dinâmico das variáveis relevantes para cada sistema de controle é apresentado para diferentes distúrbios possíveis. Primeiramente, os resultados dinâmicos, frente a degraus positivos e negativos na velocidade de vento, são apresentados. Em seguida, modela-se a velocidade do vento para um período de 60 s, simulando situações extremas, tais como degraus, rampa, rajada e turbulência. Por fim, os sistemas de controle são simulados frente a severas variações na rede elétrica conectada ao gerador: simula-se a aplicação, nos terminais do gerador, de um curto-circuito por 150 ms e um afundamento de tensão por 500 ms.

O Capítulo 7 apresenta as principais conclusões deste trabalho encorajando a aplicação prática da topologia proposta. Algumas discussões são apresentadas.

Finalmente, o Capítulo 8 apresenta algumas sugestões para a continuação deste trabalho. Em seguida, a publicação decorrente desta Tese é exibida. As referências bibliográficas e os anexos estão apresentados no final do documento.

2 Topologias comerciais para geração eólica

Com o passar dos anos, especialmente a partir da década de 1990, várias topologias de aerogeradores foram estudadas e testadas. Neste capítulo, são apresentadas, de forma descritiva, as topologias mais usuais dentre as existentes.

O eixo da turbina eólica pode estar alinhado horizontal ou verticalmente. Turbinas de eixo horizontal são as mais usadas nos parques eólicos atuais (MUNTEANU et al., 2010). Essas turbinas possuem como vantagem a exposição a maiores velocidades de vento devido à altura da torre, tendo assim um maior potencial energético. Já como desvantagem, pode-se elencar o peso do gerador, da caixa multiplicadora de velocidades e do transformador que se localizam na nacele e devem ser elevados tanto na construção quanto em algumas manutenções, além da necessidade de uma torre robusta para suportar todo esse peso.

As turbinas de eixo vertical têm como principal vantagem a localização do gerador, da caixa multiplicadora e do transformador que estão todos no nível do solo. Em compensação, a velocidade do vento à baixa altura é menor, resultando em uma turbina com menor geração de energia elétrica.

Os geradores mais comuns encontrados em parques eólicos são geradores de indução duplamente alimentados e geradores síncronos a ímã permanente ou de rotor bobinado.

As turbinas eólicas também podem ser classificadas como velocidade fixa ou velocidade variável. Essa denominação, muito comum na literatura, indica em que faixa de velocidade de vento as turbinas eólicas são capazes de gerar energia elétrica. Em esquemas eólicos de velocidade fixa, cujo máquina utilizada é o gerador de indução em gaiola, a energia é gerada apenas com velocidade superior à síncrona e a faixa de velocidade que corresponde à geração é muito curta. Esse foi o primeiro esquema utilizado nos parques eólicos, devido à sua simplicidade, baixo custo e robustez do gerador. Os geradores são máquinas de indução com rotor em gaiola.

Já os esquemas eólicos de velocidade variável podem operar com uma faixa de variação de vento muito maior que os de velocidade fixa. Isso é realizado com a utilização de conversores estáticos que podem ser ligados ao estator ou ao rotor da máquina. Atualmente esse é o esquema mais utilizado em grandes parques eólicos. Como vantagens desse esquema podem-se citar: a maior eficiência energética, a possibilidade de geração abaixo da velocidade síncrona do gerador e o menor estresse mecânico nos componentes da turbina. Em compensação, há um custo mais elevado tanto na implantação quanto na manutenção desse esquema.

Os principais componentes elétricos de uma turbina eólica são os geradores e os conversores de eletrônica de potência. A combinação de diferentes geradores e conversores permitem a criação de inúmeras topologias de geração eólica com características bem distintas. É comum encontrar na literatura especializada algumas topologias (EL-SHARKAWI, 2016) que foram ou são muito utilizadas e, por isso, receberam uma nomenclatura específica sendo numeradas de 1 a 4, quais sejam:

• Tipo 1: Gerador de indução com rotor em gaiola de esquilo (GIGE, ou SCIG na sigla em inglês) diretamente conectado à rede elétrica;

• Tipo 2: Gerador de indução com rotor bobinado (GIRB, ou WRIG na sigla em inglês) diretamente conectado à rede elétrica;

• Tipo 3: Gerador de indução duplamente alimentado (GIDA, ou DFIG na sigla em inglês) com rotor conectado através de conversor;

• Tipo 4: Gerador conectado à rede elétrica através de um conversor pleno. Apesar da turbina eólica do tipo 4 suportar alguns diferentes geradores, o gerador síncrono de ímã permanente (GSIP, ou PMSG na sigla em inglês) é o mais comumente utilizado (YARAMASU et al., 2015).

Nas próximas seções, são apresentados esses quatro tipos de topologias, com suas características, vantagens e desvantagens. Em seguida, outras topologias mais recentes são apresentadas.

2.1 Tipo 1: gerador de indução com rotor em gaiola

A turbina eólica do tipo 1 é um sistema de velocidade fixa que tem um gerador de indução com rotor de gaiola de esquilo (GIGE). Como a velocidade da turbina é muito baixa, faz-se necessária uma caixa multiplicadora de velocidades (ou caixa de engrenagens) para se elevar a velocidade de rotação do rotor do gerador e reduzir o torque mecânico. Essas caixas multiplicadoras podem ter um, dois ou três estágios de transformação. Para essa topologia, normalmente são utilizados três estágios. De forma semelhante aos motores de indução, na turbina deste tipo, faz-se necessária a conexão de um conversor tipo soft starter para reduzir a corrente na partida do gerador. Após o procedimento de partida, a chave de by-pass atua desconectando qualquer conversor de potência. A turbina eólica do tipo 1 é apresentada, de forma esquemática, na Figura 1.

Figura 1 – Turbina eólica do tipo 1

Fonte: autoria própria.

Essa topologia, conhecida também por “conceito dinamarquês”, é a mais antiga utilizada em turbinas eólicas com mais de 1 MW de potência. Ela foi amplamente utilizada pelos fabricantes da Dinamarca entre as décadas de 1980 e 1990. O gerador de indução tem, normalmente, 4 ou 6 polos para 50 Hz ou 60 Hz, respectivamente. A velocidade de operação do gerador varia em torno de 1% da correspondente velocidade síncrona para diferentes velocidades de vento e, por isso, essa configuração é chamada de velocidade fixa de operação. Nessa topologia, o gerador necessita consumir potência reativa e, portanto, é necessária a utilização de um banco de capacitores para evitar o suprimento de reativos pela rede elétrica.

As vantagens dessa topologia incluem a simplicidade, robustez do gerador, baixo custo de instalação e manutenção, além de operação confiável. As principais desvantagens dessa tecnologia são: (i) como a velocidade não é controlada e o escorregamento mínimo é em torno de -1%, para que não haja uma grande dissipação de energia no rotor, o rendimento energético desta configuração é muito baixo quando comparado com os de velocidade variável; (ii) faltas na rede elétrica são traduzidas diretamente em variações bruscas no torque eletromagnético que causa severo estresse mecânico no sistema (gerador, caixa multiplicadora e turbina); (iii) uma caixa multiplicadora de três estágios é requerida nessa topologia, sendo um componente pesado para nacele e que demanda alto investimento.

Apesar dessa tecnologia ter sido muito utilizada algumas décadas atrás, é cada vez mais raro o uso dessa configuração em grandes turbinas eólicas, devido às desvantagens apresentadas.

Alguns exemplos de turbinas comerciais com a topologia do tipo 1 são: Vestas V82, 1.65 MW e Siemens SWT 2.3–101, 2.3 MW.

2.2 Tipo 2: gerador de indução com rotor bobinado

A turbina eólica do tipo 2, também conhecida como conceito Optislip (escorregamento ótimo), é muito semelhante à turbina do tipo 1, mudando apenas o gerador utilizado. Na turbina do tipo 2, utiliza-se um gerador de indução com rotor bobinado (GIRB) com o intuito de inserir uma resistência no circuito de rotor que é ajustada por um conversor de potência. A turbina desse tipo é mostrada na Figura 2.

As mesmas características de partida, utilizando soft starter e utilização de banco de capacitores para prover potência reativa descritas na turbina do tipo 1, são também requeridas nessa configuração.

A vantagem de inserir uma resistência variável no circuito de rotor é aumentar a faixa de velocidade de vento em que é possível gerar energia. Geralmente, atinge-se uma faixa de variação de velocidades próximas a 10% da correspondente velocidade síncrona. Por isso, é comum designar essa topologia como velocidade limitadamente variável.

Figura 2 – Turbina eólica do tipo 2

Fonte: autoria própria.

Quando se compara com a topologia de turbina eólica do tipo 1, há uma elevação na eficiência energética dessa configuração devido à elevação da faixa de velocidade de operação. Contudo, há uma elevação das perdas por efeito Joule no circuito de rotor. Há ainda outra vantagem de elevar a faixa de velocidades, que é diminuir o estresse mecânico no sistema, devido a faltas na rede elétrica e variações na velocidade de vento.

Essa tecnologia começou a ser utilizada em meados de 1990 pela Vestas e surgiu como uma evolução, comparativamente à turbina do tipo 1. Não obstante, hoje em dia, essa topologia vem sendo cada vez menos utilizada devido à limitada faixa de velocidade e a baixa eficiência energética quando comparada com as demais configurações.

Alguns exemplos de turbinas que utilizam a topologia do tipo 2 de geração eólica são: Vestas V66-2.0 MW e Suzlon Energy S88-2.1 MW.

2.3 Tipo 3: gerador de indução duplamente alimentado

A turbina do tipo 3 é atualmente o mais utilizado pelos fabricantes de turbinas eólicas (YARAMASU et al., 2015). É composto por um gerador de indução com rotor bobinado em que o estator é diretamente conectado à rede elétrica e o rotor é alimentado pela rede elétrica através de dois conversores, um CA/CC e outro CC/CA. É por isso que ele é chamado de gerador de indução duplamente alimentado (GIDA ou doubly fed induction generator – DFIG, do Inglês). Na Figura 3, são apresentados os principais componentes da turbina do tipo 3. Semelhantemente aos tipos 1 e 2, essa topologia também utiliza a caixa multiplicadora de velocidades, pois um GIDA com muitos polos é inviável tecnicamente (LISERRE et al., 2011).

Contudo, o dispositivo de partida (soft starter) e a compensação reativa (banco de capacitores) não são necessários.

Figura 3 – Turbina eólica do tipo 3

Fonte: autoria própria.

Esse conceito permite a operação numa ampla faixa de velocidade e, por isso, é considerado de velocidade variável. Como o fluxo de potência no rotor é bidirecional, a turbina eólica do tipo 3 é capaz de gerar energia tanto na velocidade acima da síncrona como abaixo desta. Os conversores utilizados nessa topologia são dimensionados para suportar até 30% da capacidade do gerador, o que torna o conceito atrativo do ponto de vista econômico. Outra característica do DFIG é a possibilidade de controlar a potência reativa, dentro de um determinado limite, gerada pelo conversor do lado da rede.

Na topologia de geração eólica do tipo 2, uma parte da energia é dissipada no circuito do rotor através da resistência. Já na topologia do tipo 3, o circuito do rotor pode fornecer energia através dos conversores para a rede elétrica. Ademais, o DFIG é capaz de rastrear o ponto de potência máxima (maximum power point tracking – MPPT, do Inglês) em toda faixa de velocidade de vento, resultando numa boa eficiência energética. Essas características garantem uma grande fatia de mercado para a topologia desde tipo atualmente.

Algumas das principais desvantagens dessa topologia são: (i) a utilização de uma caixa multiplicadora, que aumenta o peso, o barulho e os custos de instalação e manutenção da turbina eólica; (ii) sob condições de falta na rede elétrica (curto-circuito) há um elevado pico de corrente elétrica no estator do gerador que resulta em alta corrente no circuito de rotor, que possui um conversor conectado. Dessa forma, o dispositivo de eletrônica de potência necessita de uma proteção adicional que normalmente é feita com a utilização de uma resistência elétrica

(crowbar, em Inglês), cujo objetivo é proteger o conversor do lado do rotor durante faltas momentâneas na rede elétrica (ABAD et al., 2011); (iii) os conversores são ligados ao rotor através de anéis deslizantes e escovas que têm vida útil entre 6 e 12 meses (YARAMASU et

al., 2015), requisitando constantes manutenções em turbinas com esta topologia.

Algumas turbinas eólicas que utilizam a topologia do DFIG são: Repower 6M, 6.0 MW; Bard 5.0, 5 MW; e Acconica AW-100/3000, 3 MW.

2.4 Tipo 4: gerador conectado à rede elétrica através de um

conversor pleno

A turbina eólica tipo 4 é composta por um gerador conectado à rede elétrica através de dois conversores plenos (CA/CC e CC/CA) que drenam toda potência gerada. O gerador utilizado pode ser o gerador síncrono de ímã permanente (GSIP), gerador síncrono de rotor bobinado (GSRB) ou gerador de indução com rotor em gaiola (GIGE). Esta topologia pode ser utilizada sem o uso da caixa de engrenagens desde que o gerador seja dotado de muitos polos. A configuração mais comum do tipo 4, que dispensa a utilização de caixa multiplicadora de velocidades e faz uso do GSIP, é ilustrada esquematicamente na Figura 4.

Figura 4 – Turbina eólica do tipo 4 com GSIP

Fonte: autoria própria.

Como os conversores de potência devem ter a mesma capacidade do gerador, então o tamanho, o custo e a complexidade do sistema geral aumentam. Eles devem ser capazes de converter a tensão e frequência elétrica geradas em tensão e frequência com valores nominais

da rede. Entretanto, os conversores permitem que o sistema realize a compensação de potência reativa e permita uma conexão com a rede elétrica mais suave. Dessa forma, há uma melhor conformidade com os requisitos de rede exigidos.

A caixa multiplicadora tem a função de elevar a velocidade de rotação das pás da turbina eólica, enquanto reduz o torque mecânico no eixo do gerador. Contudo, essa caixa tem custo elevado, é bastante pesada e fonte de diversos problemas, e, dessa forma, aumenta os custos de manutenção. Caso a topologia dispense a caixa de engrenagens, o gerador gira a uma velocidade baixa, porque o rotor do gerador está diretamente conectado à turbina. Para fornecer uma certa potência, a velocidade menor exige a necessidade de produzir um torque maior. Um torque maior significa um tamanho maior do gerador. Portanto, para geradores diretamente conectados à turbina, a operação de baixa velocidade e alto torque requer uma máquina com muitos polos, que exigem um maior diâmetro do rotor.

Essa topologia permite a operação em toda faixa de velocidade de vento devido ao uso do conversor pleno e, portanto, tem a melhor eficiência energética quando comparada com as turbinas eólicas dos outros 3 tipos (POLINDER et al., 2006).

As principais desvantagens desta topologia é o alto custo do conversor, que deve ser dimensionado para a mesma potência do gerador (YARAMASU et al., 2015) e a redução da qualidade da energia, devido à geração de flicker e harmônicos pelo conversor diretamente conectado à rede elétrica.

Algumas turbinas eólicas que empregam essa topologia são: Enercon E126, 7.5 MW; Multibrid M5000, 5 MW; Zephyros Z72, 2 MW e Senvion 4.2M148, 4,2 MW.

Outra topologia empregando ainda o conceito de turbina eólica do tipo 4 pode ser construída utilizando o gerador síncrono de rotor bobinado. Como a turbina está diretamente conectada ao gerador, esse possui elevado número de polos. O rotor é alimentado eletricamente em corrente contínua (CC) através de um conversor (LI e CHEN, 2008). Os polos do rotor podem ser salientes ou cilíndricos, não obstante, polos salientes são mais usuais em aplicações de baixas velocidades, como é o caso de gerador diretamente conectado à turbina. A conexão à rede elétrica é realizada com um conversor pleno. A forma esquemática dessa topologia é apresentada na Figura 5.

Figura 5 – Turbina eólica do tipo 4 com GSRB

Fonte: autoria própria.

A vantagem dessa topologia, quando comparada com a turbina do tipo 4 utilizando gerador síncrono de ímã permanente, é a possibilidade de controlar o fluxo concatenado no rotor para minimizar as perdas em diferentes faixas de potência. Isso pode ser feito controlando a corrente de excitação por meio do conversor no lado do rotor. Outra vantagem é que essa topologia não utiliza ímãs permanentes que representam uma grande parcela de custo do gerador e que pode sofrer perda de desempenho em severas condições atmosféricas.

Pode-se citar como desvantagens dessa topologia, além das já citadas para a turbina do tipo 4, a necessidade de mais um conversor para alimentar anéis e escovas rotativas que aumentam os custos de manutenção e as perdas para a geração do campo.

Um exemplo de turbina comercial com essa topologia é a Enercon E-115 EP3 4.000, 4 MW.

2.5 Outras topologias de geração eólica

2.5.1 Geração com caixa multiplicadora com distribuição

O conceito de caixa multiplicadora com distribuição pode ser utilizado com a topologia de geração eólica tipo 4, para formar uma nova estrutura de geração. A caixa de engrenagens com distribuição tem sua entrada acoplada mecanicamente ao eixo da turbina eólica e há vários eixos de saída com alta velocidade. Dessa forma, é possível conectar vários geradores à mesma turbina eólica. Nessa topologia, o gerador síncrono de ímã permanente é o mais comumente

utilizado. Devido à caixa de engrenagens com distribuição e a múltiplos geradores, uma maior densidade de potência pode ser alcançada. Adicionalmente, caso haja uma falha em um dos conversores, os demais podem continuar a operar normalmente. A principal desvantagem é a complicação do sistema mecânico de transformação de velocidades. Um desenho esquemático de uma caixa multiplicadora com distribuição de quatro velocidades é mostrado na Figura 6.

Figura 6 – Topologia de geração eólica com caixa multiplicadora com distribuição

Fonte: adaptado de Yaramasu et al. (2015).

Uma aplicação comercial desta topologia pode ser encontrada na turbina eólica Clipper Liberty C96 de 2,5 MW.

2.5.2 Gerador conectado à turbina através de conversor mecânico

Alguns autores chamam esta topologia de tipo 5, apesar dessa nomenclatura não ser unânime. Ela consiste em acoplar um gerador síncrono de rotor bobinado a uma turbina eólica por intermédio de uma caixa multiplicadora e um conversor mecânico de velocidade e torque (POLINDER et al., 2013). Esse conversor é semelhante a uma transmissão automática de um automóvel cuja função é manter o eixo do gerador na velocidade síncrona. Esse é um conceito bastante antigo para turbinas eólicas, em que a operação de velocidade variável é obtida pelo conversor mecânico em vez do conversor elétrico. O gerador opera na velocidade síncrona e é diretamente conectado à rede elétrica. Essa topologia é apresentada na Figura 7. A vantagem nessa topologia é a ausência de qualquer conversor de potência elétrico, enquanto a desvantagem é o complicado sistema mecânico de conversão de velocidades.

Figura 7 – Topologia de geração eólica com gerador conectado à turbina através de conversor mecânico

Fonte: adaptado de Yaramasu et al. (2015).

Um exemplo de solução comercial usando esta tecnologia é a turbina DeWind D8.2 de 2,2 MW.

2.5.3 Gerador com caixa multiplicadora e conversor pleno

Essa topologia se assemelha com a turbina eólica do tipo 4 em que toda a energia gerada perpassa dois conversores plenos CA/CC e CC/CA antes de se conectar à rede elétrica. A diferença é a utilização da caixa multiplicadora de velocidades entre a turbina e o gerador eólico. Nesse tipo de geração eólica a caixa multiplicadora tem uma taxa de conversão de velocidade baixa comparada com outras topologias, podendo inclusive ter apenas um estágio planetário (LISERRE et al., 2011). Esse conceito ganhou a atenção porque tem as vantagens de uma velocidade mais alta que o conceito de acionamento direto e um componente mecânico mais baixo que o conceito de caixa multiplicadora de múltiplos estágios. A máquina elétrica utilizada pode ser o gerador síncrono de ímã permanente ou o gerador de indução com rotor em gaiola. A topologia descrita é ilustrada na Figura 8.

Essa tecnologia pode ser entendida como um misto entre as turbinas dos tipos 1 e 4. As vantagens e desvantagens dessa topologia dependem de qual o objeto de comparação. Quando comparada ao GIDA tem como pontos positivos possuir uma caixa de engrenagens mais simples e, portanto, com menor taxa de defeitos; a ausência de escovas e anéis coletores; e uma maior capacidade de atender às exigências dos códigos de rede frente às faltas da rede elétrica. Se a comparação for com a turbina do tipo 4, como a velocidade do eixo do gerador é maior, é possível a utilização de uma máquina elétrica com menor quantidade de polos e, dessa forma, com menor diâmetro do rotor e melhor eficiência energética.

Figura 8 – Topologia de geração eólica com caixa multiplicadora e conversor pleno

Fonte: autoria própria.

As desvantagens com relação à turbina do tipo 3 são: a utilização de um conversor dimensionado para 100% da potência do gerador em vez de apenas 30%, aumentado o custo e reduzindo a qualidade da energia gerada e aumento nas perdas elétricas no conversor, visto que toda potência gerada passa através dele. Com relação à turbina do tipo 4, a desvantagem é a utilização da caixa multiplicadora.

Os exemplos de turbinas comerciais que utilizam esse conceito são Multibrid M5000 de 5 MW; WinWinD WWD-3 D90 de 3 MW; e General Electric GE 2.5-103 com 2,5 MW.

2.5.4 Gerador de indução duplamente alimentado sem escovas

Uma desvantagem da topologia do gerador de indução duplamente alimentado é a utilização de escovas e anéis deslizantes. Esses materiais aumentam muito os custos com a manutenção devido ao desgaste das escovas e ao acúmulo de carbono nos componentes internos. Dessa forma, uma topologia foi desenvolvida para usar uma estrutura semelhante ao GIDA sem o uso de escovas: gerador de indução duplamente alimentado sem escovas. Gowaid

et al. (2013), Neves et al. (2012) e Löhdefink, Dietz e Möckel (2015) apresentam essa topologia

com duas máquinas de indução enquanto que Strous, Polinder e Ferreira (2017) e Mcmahon et

al. (2006) utilizam apenas uma. Na Figura 9 é apresentada a topologia com duas máquinas para

Figura 9 – Topologia com gerador de indução duplamente alimentado sem escovas

Fonte: autoria própria.

Nessa topologia, o gerador principal está diretamente conectado à rede elétrica e é o responsável pela geração de energia. O estator da máquina de controle é ligado à rede através de um conversor que tem a função de controlar a potência reativa e a velocidade para extração da máxima potência ativa. O rotor de uma máquina é acoplado ao outro rotor tanto mecânica como eletricamente. Caso apenas uma máquina fosse utilizada, que é a tecnologia mais aceita atualmente, ela seria constituída de apenas um rotor e dois enrolamentos de estator, cada um com uma quantidade distinta de números de polos.

Similarmente à topologia do GIDA, o conversor de eletrônica de potência é dimensionado para apenas 30% da potência nominal do gerador. Além disso, a operação e o controle das duas topologias são muito semelhantes. A vantagem da estrutura apresentada nesta subseção em comparação com a turbina do tipo 3 é a ausência de anéis e escovas, diminuindo, dessa forma, a periodicidade da manutenção e seus custos. Contudo, o princípio de operação da máquina e sua montagem são relativamente mais complexos e há uma necessidade de espaço maior devido ao enrolamento adicional de estator. Alguns recentes estudos relatam que o GIDA sem escovas é propenso a vibrações adicionais e uma qualidade de energia reduzida. Não obstante, vários estudos estão sendo realizados atualmente para superar essas desvantagens.

Algumas máquinas foram recentemente produzidas utilizando o conceito de gerador de indução duplamente alimentado sem escovas, incluindo uma de 70 kW no Brasil, uma chinesa

de 200 kW e uma de 250 kW fabricada no Reino Unido. Até o presente momento, nenhum fabricante de turbina eólica utilizou esta topologia para geração maior que 1 MW.

2.6 Comparação entre topologias de geração eólica

Os 10 principais fabricantes de turbinas eólicas representavam, em 2012, quase 80% de toda a capacidade instalada de geração eólica no mundo (YARAMASU et al., 2015). Dentre eles, apenas a Goldwind e a Enercon fabricam apenas a turbina do tipo 4 enquanto a Nordex Acciona e a Suzlon trabalham apenas com a turbina do tipo 3. Os outros seis principais fabricantes produzem tanto a turbina do tipo 3 como a turbina do tipo 4.

Consultando as informações técnicas dos fabricantes, percebe-se que há uma maior tendência de uso do gerador de indução duplamente alimentado para as aplicações em terra (onshore) e geradores com conversor pleno e sem escovas para parques eólicos no mar (offshore). Como mais de 96% das turbinas eólicas estão localizadas em terra, a parcela de mercado que utiliza o GIDA como topologia é a maior, atualmente (Global Wind Report 2018, 2019).

A Tabela 1 resume as principais características das turbinas eólica mais tradicionais nos parques eólicos.

Tabela 1 – Comparação entre as topologias mais tradicionais

Tipo 1 Tipo 2 Tipo 3 Tipo 4

Gerador GIGE GIRB GIDA GIGE ou GSIP

Capacidade do conversor

0% 10% 30% 100%

Ligação do conversor Não há No rotor do gerador

No rotor do gerador

Conectado à rede elétrica

Soft Starter Necessário Necessário Não há Não há

Caixa multiplicadora 3 estágios 3 estágios 3 estágios 3/2/1/0 estágios Uso de crowbar Não há Não há Necessário Não há

Busca da máxima potência

Não é possível

Limitada Alcançável Alcançável

Compensação externa de potência reativa

Necessário Necessário Não há Não há

Geração de distorções harmônicas

Baixa Média Média Alta

Fonte: autoria própria.

A modelagem matemática da turbina eólica e da máquina de indução são apresentadas no próximo capítulo.

3 Modelagem matemática

As equações matemáticas que descrevem o funcionamento de uma turbina eólica de eixo horizontal e uma máquina de indução (MI) são apresentadas neste capítulo.

3.1 Turbina eólica

A extração de potência mecânica a partir dos ventos para uma turbina eólica de eixo horizontal é determinada por:

𝑃𝑡 = 1 2𝜌𝜋𝑅 2_𝐶 𝑝(𝜆, 𝛽)𝑉𝑣3 ₍₁₎ onde: 𝜌 é a densidade do ar; 𝑅 é o comprimento da pá; 𝐶_𝑝 é o coeficiente de potência; e 𝑉𝑣 é a velocidade do vento.

O coeficiente de potência é uma característica de uma turbina eólica, que depende de dois parâmetros: 𝜆 que é a relação entre a velocidade linear na ponta da pá e a velocidade de

vento e 𝛽 que é o ângulo de pitch da pá. A relação entre velocidades 𝜆 pode ser

matematicamente determinada por:

𝜆 = 𝜔𝑡𝑅

𝑉_𝑣 (2)

onde:

As turbinas eólicas caracterizadas como de velocidade variável, normalmente possuem um controle de ângulo das pás, 𝛽. A função desse controlador é evitar que a potência mecânica extraída do vento ultrapasse a potência nominal da turbina e do gerador. Dessa forma, o ângulo

de pitch é 0o (zero grau), desde a velocidade mínima da turbina até a velocidade nominal.

Quando esta é atingida, o controle atua aumentando o ângulo e, consequentemente, reduzindo a potência extraída.

O parâmetro 𝐶_𝑝 que consta em (1) é o coeficiente de potência que descreve o

desempenho aerodinâmico da turbina, cujo valor máximo teórico é conhecido como “limite de Betz” e é igual a 0,593. Cada turbina eólica possui a sua própria curva de coeficiente de potência. Vários estudos foram realizados para aproximar uma equação matemática que

descreva o coeficiente de potência 𝐶_𝑝 em função da relação de velocidades 𝜆 e do ângulo de

pitch das pás 𝛽. Uma equação que é bem aceita nos textos acadêmicos e que se aproxima muito das curvas encontradas nos dados técnicos de fabricantes de turbina eólica, pode ser escrita como (SLOOTWEG, 2003): 𝐶_𝑝(𝜆, 𝛽) = 0,73 (151 𝜆_𝑖 − 0,58𝛽 − 0,02𝛽 2,14_{− 13,2) 𝑒}−18,4𝜆𝑖 (3) onde: 𝜆_𝑖 = ( 1 𝜆 − 0,02𝛽+ 0,003 𝛽3_{+ 1}) −1 (4) sendo 𝛽 o ângulo de pitch das pás, dado em graus.

Apresentam-se na Figura 10 as curvas de coeficiente de potência, utilizando as Equações (3) e (4), para quatro valores de ângulos 𝛽 distintos. O valor máximo do coeficiente de potência

para a Equação (3) (𝐶𝑝_𝑚𝑎𝑥) é aproximadamente 0,441, que corresponde à relação de

velocidades 𝜆 = 𝜆ó𝑡𝑖𝑚𝑜 = 7,206, situação em que o ângulo de pitch das pás da turbina está no

Figura 10 – Curvas de coeficiente de potência em função da relação de velocidades e ângulos das pás

Fonte: autoria própria.

O torque mecânico produzido pela ação do vento e entregue ao eixo da turbina pode ser calculado, dividindo-se a potência mecânica em watts pela velocidade angular mecânica do eixo em rad/s: 𝑇_𝑡 = 𝑃𝑡 𝜔_𝑡 = 1 2𝜌𝜋𝑅 3𝐶𝑝(𝜆, 𝛽) 𝜆 𝑉𝑣 2 (5)

3.2 Máquina de Indução (MI)

Desde a criação da máquina de indução por Nicola Tesla, ela foi usada, na maioria das vezes, como motor. Até a década de 1970, era muito raro o uso como gerador devido à ausência de um circuito de excitação. A partir dessa década, muitos estudos foram realizados usando a máquina de indução como gerador com novas topologias para superar esse inconveniente. As vantagens da MI são a sua robustez, seu baixo custo e sua pouca manutenção.

Dependendo da construção do rotor, a máquina de indução pode ser do tipo gaiola ou rotor bobinado. O rotor em gaiola é constituído por barras condutoras encaixadas em ranhuras no ferro e curto-circuitadas em cada lado por anéis. Já o rotor bobinado é construído com enrolamentos polifásicos semelhantes aos do estator, contendo o mesmo número de polos. Os terminais do enrolamento do rotor são conectados a anéis deslizantes montados sobre o eixo (FITZGERALD, KINGSLEY JR. e UMANS, 2006).