UFPA
UNIVERSIDADE FEDERAL DO PARÁ
IMPACTO DA INSERÇÃO DE PARQUES EÓLICOS
NO SISTEMA ELÉTRICO DO NORDESTE DO PARÁ
UTILIZANDO ESTUDO DE FLUXO DE CARGA
EDWIR MARCELO ALVES NOGUEIRA
2º Semestre / 2012
UNIVERSIDADE FEDERAL DO PARÁ
CAMPUS UNIVERSITÁRIO DO GUAMÁ
INSTITUTO DE TECNOLOGIA
BELÉM – PARÁ
IMPACTO DA INSERÇÃO DE PARQUES EÓLICOS NO SISTEMA ELÉTRICO DO NORDESTE DO PARÁ UTILIZANDO ESTUDO DE FLUXO DE CARGA
Monografia apresentada ao Curso de Engenharia Elétrica da Universidade Federal do Pará, como requisito parcial para obtenção do título de En-genheiro Eletricista.
Orientador: João Paulo Abreu Vieira
Co-orientador: Marcus Vinicius Alves Nunes
Belém - Pará 2012
IMPACTO DA INSERÇÃO DE PARQUES EÓLICOS NO SISTEMA ELÉTRICO DO NORDESTE DO PARÁ UTILIZANDO ESTUDO DE FLUXO DE CARGA
Monografia apresentada ao Curso de Engenharia Elétrica da Universidade Federal do Pará, como requisito parcial para obtenção do título de En-genheiro Eletricista.
__________________________________________ Prof. João Paulo Abreu Vieira, Dr. Eng.
ORIENTADOR
__________________________________________ Prof. Marcus Vinicius Alves Nunes, Dr Eng.
CO-ORIENTADOR
__________________________________________ Prof. Ubiratan Holanda Bezerra, Dr Sc. MEMBRO DA BANCA EXAMINADORA
faculdades necessárias para a realização deste trabalho.
A minha mãe Ana, melhor exemplo de caráter, honestidade e de bom coração que en-contrei na minha vida, principal responsável pela formação do homem que sou hoje.
A minha família: Maurício, Mariângela, Marcelo Henrique, Marcelo Antônio, Miguel Ângelo, Mariza, Jakson, que foi meu suporte e principal motivo para a conclusão desta gradu-ação.
Aos meus avós Albertina e Benedito, por exercerem papel de suporte para toda a famí-lia.
Ao professor João Paulo, pela orientação, disponibilidade, conhecimento compartilha-do e oportunidade para a realização deste trabalho.
Aos meus amigos do CEAMAZON: Bernard, Douglas, Felipe, Peter, Thiago, e espe-cialmente Dione, pois sua grande ajuda, paciência e colaboração foram essenciais para a reali-zação deste trabalho.
Aos meus antigos companheiros de turma: Fábio, Priscila, Henrique, Samille, Adriane, que contribuíram muito para a primeira etapa da minha jornada.
Aos meus novos companheiros de turma, que me acompanharam na segunda etapa da minha graduação: André, Bruno, Breno, Clécio, Edilson, Érich, Flávio, Rafael, Yvig, em es-pecial Adriano e Anderson, por sua amizade.
Ao professor Marcos Galhardo e ao GEDAE por cederem os dados eólicos necessários para a realização deste trabalho.
Este trabalho apresenta um estudo sobre o comportamento em regime permanente do sistema elétrico do Nordeste Paraense com a inserção de um parque eólico de 100 MW na SE-Salinopólis 69 kV, considerando os valores máximo (8m/s), mínimo (4,59 m/s) e médio anual (6,82m/s) de velocidades do vento, valores estes calculados para uma altura de 60m a partir de dados registrados para a região à uma altura de 20m. Neste estudo foi realizada uma compara-ção entre a insercompara-ção de geradores de inducompara-ção em gaiola de esquilo ou (SCIG, do inglês Squir-rel Cage Induction Generator), geradores de indução duplamente excitados ou (DFIG, do in-glês double fed Induction Generator) e geradores síncronos com conversor pleno ou (DDSG, do inglês Direct Drive Synchronous Generator), respectivamente. As simulações foram reali-zadas no programa ANAREDE (desenvolvido pelo CEPEL), utilizando o modelo do sistema elétrico do Nordeste Paraense. Os resultados das simulações de fluxo de carga mostraram que as inserções dos parques eólicos necessitam de ajustes e/ou reforços na rede para solucionar os eventuais problemas ocorridos oriundos da inserção das respectivas tecnologias de aeroge-radores.
Figura 2 - Capacidade Mundial Acumulativa Instalada de Geração de Energia Eólica
1996-2011 [1]. ... 2
Figura 3 - Capacidade Anual Instalada de Geração de Energia Eólica 2003-2011 [2]. ... 3
Figura 4 - Distribuição Territorial de Potência Eólica Atual e Prevista [3] ... 6
Figura 5 - Volume de Ar Cilíndrico ... 11
Figura 6 - Curva Potência x Velocidade do vento para Geradores TWT-1.65, TWT-2.3 e TWT-2.5 ... 14
Figura 7 - Gerador de Indução Gaiola de Esquilo (SCIG) conectado à rede Através do Uso de uma “Soft-Starter”. ... 15
Figura 8 - Circuito Monofásico Equivalente para uma Máquina de Indução ... 16
Figura 9 – Curva Característica Torque x Velocidade de Uma Máquina de Indução ... 17
Figura 10 - Estrutura de Aerogeradores DFIG ... 18
Figura 11 - DFIG Curto-circuitado a Partir do Crwobar ... 20
Figura 12 - Aerogerador PMSG em Configuração Com Uso de Retificador ... 22
Figura 13 - Aerogerador PMSG em Configuração Com Uso de Dois Inversores ... 23
Figura 14 - Esquema Simplificado de um Aerogerador WRSG ... 24
Figura 15 - Inclusão dos Dados de Barra no Software ANAREDE ... 28
Figura 16 - Inclusão dos Dados de Linha no Software ANAREDE ... 29
Figura 17 - Inclusão dos Dados de Shunt de Barra no ANAREDE ... 30
Figura 18 - Inclusão dos do Grupo Limite de Tensão no ANAREDE ... 31
Figura 19 - Inclusão dos do Grupo Base de Tensão no ANAREDE ... 32
Figura 20 - Janela para Inserção dos Dados de Barra no Saftware ANAREDE Através da Interface Gráfica ... 33
Figura 21 - Janela para Inserção dos Dados de Barra no Saftware ANAREDE Através da Interface Gráfica ... 33
Figura 22 - Curva Cp(λ,β) para o Modelo de Máquina de Indução do ANATEM ... 34
Figura 23 - Inserção dos Dados de Barra do Aerogerador de Indução no Software EditCEPEL35 Figura 24 - Inclusão dos Dados da Máquina de Indução no Software ANAREDE ... 35
Figura 25 - Estrutura de um Aerogerador DFIG no ANATEM ... 36
Figura 26 - Esquema Simplificado de Controle do Aerogerador DFIG. ... 36
Figura 27 - Curva Cp(λ,β) para o Modelo de Máquina DFIG do ANATEM ... 38
Figura 31 - Curva Cp(λ,β) para o Modelo de Aerogerador Síncrono do ANATEM ... 41 Figura 32 - Inserção dos Dados de Barra do Aerogerador Síncrono no EditCEPEL ... 42 Figura 33 - Diagrama Unifilar Nordeste Paraense ... 44 Figura 34 - Diagrama Unifilar da Rede de Salinópolis Com a Inclusão de Uma Barra PV para a Determinação do Valor de Shunt Acoplado ao Aerogerador Tipo Gaiola ... 48 Figura 35 - Diagrama Unifilar do Aerogerador de Indução em Gaiola Sem Correção com Ventos de 4,59 m/s. ... 49 Figura 36 - Diagrama Unifilar do Aerogerador de Indução em Gaiola Após Correção com Ventos de 4,59 m/s. ... 50 Figura 37 - Diagrama Unifilar do Aerogerador de Indução em Gaiola Sem Correção com Ventos de 6,82 m/s. ... 51 Figura 38 - Diagrama Unifilar do Aerogerador de Indução em Gaiola Após Correção com Ventos de 6,82 m/s. ... 53 Figura 39 - Diagrama Unifilar do Aerogerador de Indução em Gaiola Sem Correção com Ventos de 8m/s. ... 54 Figura 40 - Diagrama Unifilar do Aerogerador de Indução em Gaiola Após Correção com Ventos de 8m/s. ... 55 Figura 41 - Diagrama Unifilar do Aerogerador DFIG Sem Correção com Ventos de 4,59 m/s.57 Figura 42 - Diagrama Unifilar do Aerogerador de DFIG Após Correção com Ventos de 4,59 m/s... ... 58 Figura 43 - Diagrama Unifilar do Aerogerador DFIG Sem Correção com Ventos de 6,82 m/s.59 Figura 44 - Diagrama Unifilar do Aerogerador de DFIG Após Correção na Rede com Ventos de 6,23 m/s. ... 60 Figura 45 - Diagrama Unifilar do Aerogerador DFIG Sem Correção com Ventos de 8m/s. ... 61 Figura 46 - Diagrama Unifilar do Aerogerador de DFIG Após Melhorias com Ventos de 8m/s.62 Figura 47 - Diagrama Unifilar do Aerogerador de DDSG Sem Correção, com Ventos de 6,52 m/s... ... 63 Figura 48 - Diagrama Unifilar do Aerogerador de DDSG Após Correção na Rede, com Ventos de 6,52 m/s. ... 64 Figura 49- Diagrama Unifilar do Aerogerador de DDSG Sem Correção, com Ventos de 8m/s.65 Figura 50 - Diagrama Unifilar do Aerogerador de DDSG Após Correção na Rede, com Ventos de 8 m/s. ... 66
Tabela 2 - Capacidade Acumulativa Instalada de Geração de Energia Eólica em 2011 [1]. ... 4
Tabela 3- Histórico da Implementação da Penetração Eólica do Projeto Proinfra [1]. ... 5
Tabela 4 - Capacidade Instalada Atual e Previsão da Geração Eólica no Brasil para 2013 [3]. 5 Tabela 5 - Médias de Velocidade de Vento no Nordeste Paraense [4]. ... 7
Tabela 6 - Grupos Limites de Tensão ... 44
Tabela 7 - Grupos Base de Tensão ... 44
Tabela 8 - Dados de Barra da Rede Nordeste Paraense Para Cargas Pesadas... 45
Tabela 9 – Dados de Linha da Rede Nordeste Paraense Para Cargas Pesadas ... 46
Tabela 10 – Dados das Barras que Apresentaram Violações na Rede com DFIG 100 MW e Ventos de 4,59m/s Sem Correção... 49
Tabela 11 – Dados das Barras que Apresentaram Violações na Rede com DFIG 100 MW e Ventos de 4,59m/s Após Correção ... 50
Tabela 12– Dados das Barras que Apresentaram Violações na Rede com DFIG 100 MW e Ventos de 6,23 m/s Sem Correção... 52
Tabela 13 – Dados das Barras que Apresentaram Violações na Rede com DFIG 100 MW e Ventos de 6,82m/s Sem Correção... 53
Tabela 14 - Dados das Barras que Apresentaram Violações na Rede com DFIG 100 MW e Ventos de 8m/s Antes da Correção... 54
Tabela 15 - Dados das Barras que Apresentaram Violações na Rede com DFIG 100 MW e Ventos de 8m/s Após Correção ... 56
Tabela 16 – Dados das Barras que Apresentaram Violações na Rede com DFIG 100 MW e Ventos de 4,59m/s Sem Correção... 57
Tabela 17 – Dados das Barras que Apresentaram Violações na Rede com DFIG 100 MW e Ventos de 4,59m/s Após Correção na Rede ... 58
Tabela 18 – Dados da Barra que Apresentou Violação na Rede com DFIG 100 MW e Ventos de 6,82m/s Sem Correção ... 59
Tabela 19 – Dados da Barra que Apresentou Violação com DFIG 100 MW e Ventos de 6,23m/s Após Correção na Rede ... 60
Tabela 20 – Dados das Barras que Não Apresentaram Violações Porém Apresentaram Valores Preocupantes na Rede com DFIG 100 MW e Ventos de 8m/s Sem Correção ... 61
Tabela 21 – Dados das Barras Que Possuiam Valores Preocupantes Após Alterações na Rede com DFIG 100 MW e Ventos de 8m/s ... 62
Tabela 23 – Dados das Barras que Apresentaram Violações na Rede com DDSG 100 MW e Ventos de 6,52m/s Após Correção na Rede ... 65 Tabela 24 – Dados das Barras que Apresentaram Violações na Rede com DDSG 100 MW e Ventos de 8m/s Sem Correção na Rede... 66 Tabela 25 – Dados das Barras que Apresentaram Violações na Rede com DDSG 100 MW e Ventos de 8m/s Após Correção na Rede ... 67 Tabela 26 - Dados Operativos de Máquinas para velocidade de Vento de 4,59 m/s ... 67 Tabela 27 - Quantidade de Violações e Grau de Severidade mais Elevado para Violações Encontradas para Velocidade de Vento de 4,59 m/s ... 68 Tabela 28 - Dados Operativos de Máquinas para Velocidade de Vento de 6,82 m/s ... 69 Tabela 29 - Quantidade de Violações e Grau de Severidade mais Elevado para Violações Encontradas para Velocidade de Vento de 6,82 m/s ... 69 Tabela 30 - Dados Operativos de Máquinas para Velocidade de Vento de 8m/s ... 70 Tabela 31 - Quantidade de Violações e Grau de Severidade mais Elevado para Violações Encontradas para Velocidade de Vento de 8m/s ... 70 Tabela 32 - Dados de Barra Para o Sistema Após a Inserção de Um Parque Eólico de 100 MW para Aerogeradores Tipo Gaiola e Regime de Ventos de Velocidade 4,19m/s Sem Correção na Rede ... 75 Tabela 33 - Dados de Barra Para o Sistema Após a Inserção de Um Parque Eólico de 100 MW para Aerogeradores Tipo Gaiola e Regime de Ventos de Velocidade 4,19m/s Após Correção na Rede ... 76 Tabela 34 - Dados de Barra Para o Sistema Após a Inserção de Um Parque Eólico de 100 MW para Aerogeradores Tipo Gaiola e Regime de Ventos de Velocidade 6,23m/s Sem Correção na Rede ... 77 Tabela 35 - Dados de Barra Para o Sistema Após a Inserção de Um Parque Eólico de 100 MW para Aerogeradores Tipo Gaiola e Regime de Ventos de Velocidade 6,23m/s Após Correção na Rede ... 78 Tabela 36 - Dados de Barra Para o Sistema Após a Inserção de Um Parque Eólico de 100 MW para Aerogeradores Tipo Gaiola e Regime de Ventos de Velocidade 7,31m/s Sem Correção na Rede ... 79
na Rede ... 80 Tabela 38 - Dados de Barra Para o Sistema Após a Inserção de Um Parque Eólico de 100 MW para Aerogeradores Tipo DFIG e Regime de Ventos de Velocidade 4,19m/s Sem Correção na Rede 81
Tabela 39 - Dados de Barra Para o Sistema Após a Inserção de Um Parque Eólico de 100 MW para Aerogeradores Tipo DFIG e Regime de Ventos de Velocidade 4,19m/s Após Correção na Rede ... 82 Tabela 40 - Dados de Barra Para o Sistema Após a Inserção de Um Parque Eólico de 100 MW para Aerogeradores Tipo Gaiola e Regime de Ventos de Velocidade 6,23m/s Sem Correção na Rede ... 83 Tabela 41 - Dados de Barra Para o Sistema Após a Inserção de Um Parque Eólico de 100 MW para Aerogeradores Tipo Gaiola e Regime de Ventos de Velocidade 6,23m/s Após Correção na Rede ... 84 Tabela 42 - Dados de Barra Para o Sistema Após a Inserção de Um Parque Eólico de 100 MW para Aerogeradores Tipo Gaiola e Regime de Ventos de Velocidade 7,31m/s Sem Correção na Rede ... 85 Tabela 43 - Dados de Barra Para o Sistema Após a Inserção de Um Parque Eólico de 100 MW para Aerogeradores Tipo Gaiola e Regime de Ventos de Velocidade 7,31m/s Após Correção na Rede ... 86 Tabela 44 - Dados de Barra Para o Sistema Após a Inserção de Um Parque Eólico de 100 MW para Aerogeradores Tipo DDSG e Regime de Ventos de Velocidade 6,23m/s Sem Correção na Rede ... 87 Tabela 45 - Dados de Barra Para o Sistema Após a Inserção de Um Parque Eólico de 100 MW para Aerogeradores Tipo Gaiola e Regime de Ventos de Velocidade 6,23m/s Após Correção na Rede ... 88 Tabela 46 - Dados de Barra Para o Sistema Após a Inserção de Um Parque Eólico de 100 MW para Aerogeradores Tipo Gaiola e Regime de Ventos de Velocidade 7,31m/s Sem Correção na Rede ... 89 Tabela 47 - Dados de Barra Para o Sistema Após a Inserção de Um Parque Eólico de 100 MW para Aerogeradores Tipo Gaiola e Regime de Ventos de Velocidade 7,31m/s Após Correção na Rede ... 90
BEN – Balanço Energético Nacional
CEAMAZON – Centro de Excelência em Eficiência Energética da Amazônia CELPA – Centrais Elétricas do Pará
CEPEL – Centro de Pesquisas de Energia Elétrica CA – Corrente Alternada
CC – Corrente Contínua
CIE – Comércio Internacional de Emissões DDSG – Direct Drive Synchronous Generator DFIG – Gerador de Indução Duplamente Excitado EDWA – European Wind Energy Association
ELETRONORTE – Centrais Elétrica do Norte do Brasil GWEC – Global Wind Energy Council
GE – General Eletrics
GEDAE – Grupo de Estudos e Desenvolvimento de Alternativas Energéticas IC – Implementação Conjunta
IGBT – Insulated Gate Bipolar Transistor
MTEP – Milhões de Toneladas Equivalentes de Petróleo MDL – Mecanismo do Desenvolvimento Limpo
ONG – Organização Não Governamental
PMSG – Permanent Magnetic Synchronous Generator
PROINFA – Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica SCIG – Squirrel Cage Induction Generator
STATCOM – Static Synchronous Compensator WRSG – Wound Rotor synchronous Generator
v – Velocidade Linear [m/s] s – Escorregamento
w – Velocidade Angular [rad/s] f – Frequência [Hertz] P – Potência Ativa [Watt] Q – Potência Reativa [Var] V – Tensão [Volt] ρ – Densidade do Ar [kg/m3 ] V – Volume [m3] R – Raio [m] L – Comprimento [m] T – Tempo [s] Pmec – Potência Mecânica [Watt]
Pdisp – Potência Disponível Transportada pelo vento [Watt] Cp – Coeficiente de Potência
ηT – Rendimento da Turbina
ηM – Rendimento do Multiplicador de Velocidade ηE – Rendimento Elétrico
λ – Tip Speed Ratio
ω – Velocidade de rotação da turbina eólica [rad/s] I – Corrente [A] V – Tensão [V] R - Resistência [Ω] X – Reatância [Ω] Xm - Reatância de Magnetização [Ω]
1. CAPÍTULO 1 - Introdução ... 1
1.1. Motivação ... 1
1.2. Crescimento da Geração Eólica no Brasil e no Mundo ... 2
1.3. Potencial Eólico no Estado do Pará ... 7
1.4. Objetivo do Trabalho ... 8
1.5. Organização do Trabalho... 8
2. CAPÍTULO 2 - Tecnologias de Aerogeradores ... 10
2.1. Aproveitamento Eólico ... 10
2.2. Velocidade Fixa – SCIG (Gerador de indução em Gaiola de Esquilo) ... 14
2.3. Velocidade Variável – DFIG e DDSG (Direct Drive Synchronous Generator) ... 18
2.4. DFIG ... 18
2.5. DDSG ... 21
2.6. PMSG ... 22
2.7. WRSG ... 24
3. CAPÍTULO 3 - Modelagem de aerogeradores para estudos de fluxo de carga no software anarede 26 3.1. Introdução ... 26
3.2. Descrição dos Componentes e Características da Rede no Software ANAREDE ... 27
3.3. Barra (DBAR) ... 27
Barra Referência ou swing (TIPO 2) ... 27
3.4. Linha (DLIN) ... 29
3.5. Dados de Shunt de Barra (DBSH) ... 30
3.6. Grupo Limite de Tensão (DGLT) ... 31
3.7. Grupo Base de Tensão (DGBT) ... 32
3.8. Modelagem do Equivalente da Rede de Distribuição ... 32
3.9. Modelos de aerogeradores de Indução em Gaiola ... 34
3.10. Modelos de Aerogeradores DFIG ... 35
3.11. Modelos de Aerogeradores Síncronos ... 39
4. CAPÍTULO 4 - Análise dos Resultados ... 43
4.1. Introdução ... 43
e 8m/s para carga pesada. ... 47
4.3.4.2Inserção de um Parque Eólico com Aerogeradores DFIG com Nível de Penetração de 100 MW – Cenários com Regime de Velocidade dos Ventos 4,59m/s, 6,82m/s e 8m/s para carga pesada. ... 56
4.3.4.3Inserção de um Parque Eólico com Aerogeradores Síncronos com Nível de Penetração de 100 MW – Cenários com Regime de Velocidade dos Ventos 4,59m/s, 6,82m/s e 8m/s Pesada. ... 62
4.3.4.4Análise dos Resultados Obtidos ... 67
4.3.4.5Comparação entre o Impacto da Inserção dos Modelos de Máquinas para Velocidade do Vento de 4,59 m/s ... 67
4.3.4.6Comparação entre o Impacto da Inserção dos Modelos de Máquinas para Velocidade do Vento de 6,82 m/s ... 68
4.3.4.7Comparação entre os Modelos de Máquinas para Velocidade do Vento de 8m/s ... 70
5. CAPÍTULO 5 - Conclusões ... 71
5.1. Considerações Finais ... 71
5.2. Sugestões Para Trabalhos Futuros ... 71
dados de barra do aerogerador gaiola de indução para as três velocidades de vento estudadas antes e após correções na rede ... 75
dados de barra do aerogerador DFIG para as três velocidades de vento estudadas antes e após correções na rede ... 81
dados de barra do aerogerador DDSG para as três velocidades de vento estudadas antes e após correções na rede ... 87
1. CAPÍTULO 1 - INTRODUÇÃO 1.1. Motivação
O processo de desenvolvimento tecnológico pelo qual o mundo passa atualmente propor-ciona a expansão de diversos setores da sociedade como a indústria, o comércio e a prestação de serviços, o que nos faz observar que a energia elétrica assume um papel de fundamental importância para o desenvolvimento de qualquer país, e pode ser considerada como a funda-ção do crescimento econômico e da elevafunda-ção da qualidade de vida.
Tendo em vista esta expansão, verifica-se que a demanda de energia elétrica aumentou de forma exponencial no último século, fato este que acabou por impulsionar de maneira signifi-cativa a pesquisa por formas de geração de energia mais eficientes e econômicas. Outro fator que contribuiu sobremaneira para os investimentos pesados no setor de pesquisa de fontes alternativas de energia foi a grande quantidade de crises que o setor energético enfrentou nas últimas décadas, crises estas que foram originadas por uma grande quantidade de motivos, os quais passam por pressões por parte de ambientalistas e ONGs, variações no preço do petróleo ocasionadas por políticas protecionistas ou instabilidades sociais de alguns países até mudan-ça de normas e regulamentações no que tange ao setor energético de algumas nações.
Observa-se que a grande maioria da energia produzida no mundo atualmente é oriunda de hidrelétricas, termelétricas e usinas nucleares, e que os materiais que são consumidos para a produção desta mesma energia em sua grande maioria são carvão, madeira, petróleo e até mesmo materiais radioativos, gerando uma quantidade de resíduos muitas vezes prejudiciais ao meio ambiente.
Ao ser verificada a necessidade atual de uma procura pela redução da dependência dos combustíveis fósseis aliada à redução dos problemas ambientais citados anteriormente, uma alternativa que vem ganhando bastante força nos últimos anos para a solução neste sentido é a utilização de energias oriundas de fontes renováveis como a água, o sol e os ventos, tendo em vista que as mesmas são fontes inesgotáveis, possuem grande apelo socioambiental e, depen-dendo das características de clima, relevo, vegetação e logística de implementação, como no caso de locais afastados, tornam-se mais economicamente viáveis às fontes convencionais de energia.
As políticas internacionais também têm contribuído de forma significativa para o desen-volvimento de pesquisas em busca de fontes limpas e renováveis de energia elétrica, como pôde ser visto com a assinatura do protocolo de Quioto, onde os países incluídos no anexo I,
ou seja, os países assinantes do mesmo, contam com mecanismos de flexibilização como o CIE (Comércio Internacional de Emissões), MDL (Mecanismo de Desenvolvimento Limpo) e IC (Implementação Conjunta).
Neste contexto, a energia eólica tem se destacado dentro de um conjunto específico de fontes renováveis, pelo fato de oferecer maior maturidade tecnológica para a geração de ener-gia elétrica.
1.2. Crescimento da Geração Eólica no Brasil e no Mundo
Nos últimos anos observou-se um elevado investimento em pesquisa e desenvolvimento de tecnologias referentes às energias renováveis. Destas, a que mais se destaca no cenário mundial é a eólica.
Verifica-se que há um grande aumento na quantidade de parques eólicos instalados no mundo. A figura 1 mostra a capacidade anual instalada de geração de energia eólica desde o ano de 1996 até o ano de 2011, ao passo que a figura 2 mostra a capacidade acumulativa ins-talada de geração eólica no mesmo período.
Figura 1 - Capacidade Mundial Anual Instalada de Geração de Energia Eólica 1996-2011 [1].
Figura 2 - Capacidade Mundial Acumulativa Instalada de Geração de Energia Eólica 1996-2011 [1].
Até meados da década passada, a Europa era o continente que mais possuía potência eólica instalada. Atualmente, observa-se que os países europeus perderam espaço como prin-cipais produtores de energia eólica para países como a China e os Estados Unidos, os quais atualmente produzem em torno de 46% da produção de energia eólica mundial. A figura 3 mostra a capacidade anual instalada por região desde 2003 até 2011, e as tabelas 1 e 2 mos-tram a capacidade instalada no ano de 2011 e a capacidade acumulativa até dezembro de 2011, respectivamente, dos dez países que mais geram energia eólica.
Figura 3 - Capacidade Anual Instalada de Geração de Energia Eólica 2003-2011 [2].
Tabela 1 - Capacidade Nova Instalada de Geração de Energia Eólica em 2011 [1].
Posição País MW % 1º China 18 44 2º Estados Unidos 6,81 17 3º Índia 3,019 7 4º Alemanha 2,086 5 5º Reino Unido 1,293 3.1 6º Canadá 1,267 3.1 7º Espanha 1,05 2.5 8º Itália 950 2.3 9º França 830 2.0 10º Suécia 763 1.9 Resto do Mundo 5,168 12.5 Total TOP 10 36,068 87.5 Total Mundial 41,236 100.0
Tabela 2 - Capacidade Acumulativa Instalada de Geração de Energia Eólica em 2011 [1]. Posição País MW % 1º China 62,733 26.3 2º Estados Unidos 46,919 19.7 3º Alemanha 29,060 12.2 4º Espanha 21,674 9.1 5º Índia 16,084 6.7 6º França 6,800 2.9 7º Itália 6,747 2.8 8º Reino Unido 6,540 2.7 9º Canadá 5,265 2.2 10º Portugal 4,083 1.7 Resto do Mundo 32,446 13.6 Total TOP 10 205,905 86.4 Total Mundial 238,351 100.0
Os primeiros parques eólicos, devido à potência gerada por cada turbina individualmente ser relativamente pequena, eram conectados diretamente a sistemas de distribuição de energia. Porém, com o desenvolvimento da tecnologia das turbinas eólicas, as mesmas já são conecta-das ao sistema de transmissão de energia elétrica.
Atualmente, todos os países que possuem políticas sobre implementação de parques eóli-cos desenvolvem pesquisas utilizando como referência sua geografia, mesmo países que não possuem grandes extensões litorâneas, como a Alemanha. No caso destes países, são imple-mentados parques eólicos no mar (Offshore). Existem também algumas empresas do setor privado que investem em pesquisa e na utilização de aerogeradores offshore como forma de minimizar os custos com energia elétrica, como as empresas no ramo de perfuração e extração de petróleo.
No Brasil, atualmente pode ser observado que há um grande investimento por parte do governo na produção de energia de fontes renováveis, como pode ser verificado em planos como o Programa de Incentivo às Fontes Renováveis (Proinfa), iniciado em 2004, que tinha por objetivo trazer novas tecnologias e formas renováveis de produção de energia em peque-nas centrais hidrelétricas (PHCs), usipeque-nas de biomassa e parques eólicos.
No Brasil, segundo dados do BEN (Balanço Energético Nacional) de 2012 – ano base 2011, quase toda a energia elétrica produzida no país é oriunda de usinas hidrelétricas (89,1%) e, devido ao fato de haver um esgotamento no potencial hídrico mais próximo aos
centros de carga além da dificuldade da obtenção de licenças ambientais, torna-se cada vez mais necessária a pesquisa e utilização de outros recursos para compensar esta dependência das hidrelétricas. Outro fator que contribui para o desenvolvimento de pesquisas em fontes alternativas de energia é referente às despesas referentes ao custo da energia que se tornam cada vez maiores, às vezes onerosos o suficiente para se optar por um sistema isolado ao invés de um sistema interligado.
Dentre as fontes de energia alternativas, a que mais cresce no Brasil atualmente é a eólica, pois o país possui clima e relevo bastante propícios para a implementação de parques eólicos. Segundo dados do Annual Market Update 2011, o Brasil alcançou uma produção eólica de 1325,6 MW em 2011, aumentando em 53,7% em relação ao ano de 2010, quando gerou 926,5 MW. O histórico de evolução dos parques eólicos instalados conforme os dados do projeto Proinfa são apresentados na tabela 3.
Tabela 3- Histórico da Implementação da Penetração Eólica do Projeto Proinfra [1].
Ano Projetos Eólicos Anual Acumulativa
Até 2005 10 Parques Eólicos 26,55 MW 26,6 MW
2006 05 Parques Eólicos 208,3 MW 236,8 MW 2007 01 Parque Eólico 10,2 MW 247,0 MW 2008 05 Parques Eólicos 94 MW 341,0 MW 2009 15 Parques Eólicos 261 MW 602,4 MW 2010 14 Parques Eólicos 326,6 MW 926,5 MW 2011 13 Parques Eólicos 399,1 MW 1325,6 MW
Apesar da crescente expansão da utilização da energia eólica no âmbito nacional, somente as regiões Nodeste e Sul se destacam na geração de energia eólica, pois juntas são responsá-veis por 97,965% do total nacional gerado. Na região Sudeste, somente o Rio de Janeiro pos-sui um parque eólico, e o restante do país não pospos-sui nenhum. A tabela 4 e a figura 4 mostram um resumo deste panorama.
Tabela 4 - Capacidade Instalada Atual e Previsão da Geração Eólica no Brasil para 2013 [3].
Estado Geração em Operação
(MW) Geração Futura – 2013 (MW) BRASIL 934,9 4389,1 NORTE 0 0 NORDESTE 734,5 3534,4 Alagoas 25,2 0 Bahia 0 977
Ceará 502,2 692 Paraíba 61,8 5,4 Pernambuco 25,2 0 Piauí 18 0 Rio Grande do Norte 102,1 1842 Sergipe 0 18 SUDESTE 28 135 Rio de Janeiro 28 135 CENTRO-OESTE 0 0 SUL 172,4 719,7 Santa Catarina 14,4 217,7 Rio Grande do Sul 158 502,0
Figura 4 - Distribuição Territorial de Potência Eólica Atual e Prevista [3]
Com base nos dados da tabela 4 e nas características de relevo e clima do Brasil, veri-fica-se que o país possui um potencial eólico muito grande que ainda não foi explorado, fato este observado quando verifica-se que a geração eólica atual no país é menor que três turbinas
de Tucuruí. Pode-se concluir de acordo com a figura 4 que uma grande porção do território nacional não possui parques eólicos, principalmente se for considerado a região Norte, a qual é a maior em área e possui grande faixa litorânea e ainda não foi explorada.
1.3. Potencial Eólico no Estado do Pará
No ano de 1994 o estado do Pará iniciou os estudos referentes à energia eólica com a im-plementação do primeiro sistema híbrido (eólica-solar-diesel) em Joanes, na ilha do Marajó. A velocidade média do vento registrada na localidade entre maio de 1994 e abril de 1995 foi de 6,6m/s. A partir dos dados obtidos em Joanes, o CEPEL e a ELETRONORTE, em conjun-to, decidiram ampliar a área de estudos e analisar o potencial eólico de alguns estados da parte brasileira da Amazônia Legal, mais precisamente Pará, Roraima, Maranhão e Roraima. No Pará, a instalação das estações foi realizada em parceria com a CELPA e as localidades esco-lhidas para a instalação das mesmas foram Vizeu, Ajuruteua, Salinópolis, Algodoal, Soures e Chaves, completando o total de sete ao ser considerada a já instalada Joanes. As instalações citadas acima começaram a funcionar em 1996, e a altura instalada dos anemômetros utiliza-dos nas mesmas foi de 30m [4].
O GEDAE, também realizou medições de velocidade e direção do vento nas localida-des citadas anteriormente e em outras estações como Mota, Tamatuteua, Praia Grande, e os resultados obtidos podem ser visualizados de forma completa no Relatório Técnico GE-DAE/ELETRONORTE, sendo abaixo exibidas as médias anuais das velocidades de vento nas estações citadas acima no período de março de 1997 a julho de 1999 [4].
Tabela 5 - Médias de Velocidade de Vento no Nordeste Paraense [4].
Estação Menor Média da Velocidade
de Vento Mensal (m/s)
Maior Média da Velocidade de Vento Mensal (m/s) Média da Velocidade de Vento Anual (m/s) Vizeu 3,18 5,88 4,75 Ajuruteua 6,19 10,01 7,96 Salinópolis 4,19 7,31 6,23 Mota 4,47 9,27 6,96 Algodoal 3,82 8,49 6,28 Tamaruteua 2,87 5,53 4,11 Praia Grande 3,09 7,08 5,05 Soure 4,67 7,92 6,38 Chaves 3,18 7,93 6,04
Conforme o verificado na tabela acima, a faixa litorânea do nordeste paraense apresen-ta características eólicas relativamente favoráveis para a implemenapresen-tação de um ou vários
par-ques eólicos, visto que, excetuando-se por Praia Grande, Tamaruteua e Vizeu, todas as outras estações mediram médias de velocidades de vento anuais maiores que 6 m/s, o que pode ser considerado como um índice satisfatório. É necessário observar que existem ainda outras lo-calidades nas quais não foram instaladas estações de medição, mas que podem possuir um valor tão satisfatório quanto às analisadas anteriormente, tendo em vista a extensão da faixa litorânea.
1.4. Objetivo do Trabalho
Este trabalho tem por objetivo apresentar um estudo dos impactos em regime perma-nente na rede elétrica do nordeste paraense da inserção de um parque eólico na SE-Salinópolis 69 kV, no sentido de verificar, de forma comparativa, a viabilidade técnica da inserção das diferentes tecnologias de aerogeradores de grande porte disponíveis comercialmente.
1.5. Organização do Trabalho
No primeiro capítulo foram apresentadas a motivação e as justificativas do presente trabalho, bem como o crescente investimento no que tange à expansão da quantidade de par-ques eólicos no Brasil e no mundo. Também foi realizado um comentário sobre o potencial eólico existente no Pará.
No segundo capítulo são apresentadas as características de aproveitamento eólico dos aerogeradores, bem como são descritas as tecnologias de aerogeradores de velocidade fixa: gerador de indução em gaiola de esquilo ou (SCIG, do inglês “Squirrel Cage Induction Gene-rator”); e os de velocidade variável: gerador de indução duplamente excitado ou (DFIG, do inglês “Doubly Fed Induction Generator”), e gerador síncrono com conversor pleno ou (DDSG, do inglês “Direct Drive Synchronous Generator”).
No terceiro capítulo, são apresentados os modelos dos aerogeradores tipo SCIG, DFIG e DDSG para estudo de fluxo de carga, bem como a inserção dos dados dos mesmos no sof-tware ANAREDE, ou seja, será demonstrada a forma de inserção dos dados de barra, linha, e das tecnologias das máquinas.
No quarto capítulo é apresentado o sistema elétrico em estudo, bem como os resulta-dos de simulações obtiresulta-dos por meio do uso do software ANAREDE, considerando os cenários para velocidades de vento de 4,19 m/s, 6,23 m/s e 7,31 m/s, além da descrição dos ajustes e/ou reforços considerados necessários para a solução dos problemas oriundos da inserção do parque eólico.
O capítulo 5 apresenta as conclusões das análises realizadas no capítulo 4, bem como as vantagens e desvantagens da inserção de cada tecnologia de aerogerador e a escolha do modelo de máquina que melhor satisfaz a implementação do parque eólico na rede em ques-tão, do ponto vista operacional.
2. CAPÍTULO 2 - TECNOLOGIAS DE AEROGERADORES 2.1. Aproveitamento Eólico
Tendo em vista que o vento é a fonte de energia primária de um aerogerador, é neces-sário que haja um conhecimento bastante profundo das características eólicas da localidade onde se tem a pretensão de instalar o aerogerador. Dentre todas as fases do processo de im-plantação de um aerogerador, que vão desde um estudo do atlas eólico até a inserção do mes-mo, uma das mais importantes refere-se à análise dos cálculos do potencial eólico-elétrico.
Para o cálculo da quantidade de energia elétrica gerada por um futuro parque eólico, são necessários os dados de velocidade, direção e frequência dos ventos, dados de pressão atmosférica, e temperatura do local, dados estes adquiridos em estações de medição como as citadas anteriormente, utilizando os valores médios destes calculados como referência, e estes valores devem ser medidos em um período mínimo de um ano, para poder cobrir todas as modificações de regime dos ventos naquela região. Usualmente as medições são feitas em duas alturas, uma localizada na altura do eixo do aerogerador e outra na altura da extremidade mais elevada da pá. Estas medições são feitas para verificar a variação da velocidade do vento com a altitude e prever o esforço mecânico ao qual será submetida a pá do aerogerador.
Para calcular aproximadamente a quantidade de potência que será entregue para uma unidade de aerogerador da central eólica, devemos utilizar a equação da energia cinética, que é dada pela equação 2.1:
(2.1) onde,
E – Energia (kg.m/s2); M – Massa (kg); v – Velocidade (m/s).
Os valores da densidade do ar no local podem ser calculados através da equação 2.2: (2.2) Onde, ρ – Densidade do ar (kg/m3 ); m – Massa (kg); V – Volume (m3).
Ao ser considerado cilíndrico o formato do vento que passa pelas pás dos aerogerado-res, conforme a figura 5, pode-se afirmar que o volume de ar que passa pelas pás do aerogera-dor é dado pela equação 2.3, conforme mostrado na figura 5:
Figura 5 - Volume de Ar Cilíndrico
(2.3) onde,
R – Raio da Pá (m);
L – Comprimento percorrido pela massa de ar (m).
Então, substitui-se a equação (2.2) em (2.1), e temos: (2.4) Assumindo: (2.5) (2.6) onde, P – Potência (Watt);
t – Tempo (s).
Ao serem inseridas as equações (2.4) e (2.6) na equação na equação (2.5), obtemos:
(2.7) Então, verifica-se que a potência de um aerogerador é determinada pelo tamanho das pás, pela densidade do ar no local e pelo cubo da velocidade do vento.
Porém, não é esta toda a potência entregue à turbina eólica, uma vez que existem per-das no processo, sendo então o (Coeficiente de Potência) dado por:
(2.8) onde,
Pmec – Potência Disponível no Eixo da Turbina (Watt); Pdisp – Potência Disponível Transportada pelo Vento (Watt).
De acordo com o limite de Betz, o maior valor que CP pode assumir é 0,593, ou seja, somente 59,3% de toda potência eólica é absorvida pelas pás do aerogerador, o restante da energia cinética continua com o vento quando ele atravessa a turbina [5]. Além da limitação determinada por Betz, existem também as limitações de rendimentos mecânicos, como pode-mos ver na equação 2.9 e incluí-los na equação 2.7, para então obterpode-mos a equação 2.10:
(2.9) onde,
ηT – Rendimento da Turbina (adimensional);
ηM – Rendimento do Multiplicador de Velocidade (adimensional); ηE – Rendimento Elétrico (adimensional);
Uma observação a ser feita é referente ao termo ηM, que só é empregado nos aerogera-dores de velocidade fixa.
A equação da potência, considerando o rendimento total é:
Usualmente, para o estudo e a implementação de turbinas eólicas, o rendimento total da turbina pode ser dado através de Cp(λ,β), sendo o que Cp depende de duas variáveis, λ e β.
O termo λ é denominado “tip speed ratio” e corresponde à razão entre a velocidade na extremidade da pá e a velocidade do vento, sendo descrito pela equação 2.11 [6].
(2.11) Onde,
λ – Tip Speed Ratio (adimensional);
ω – Velocidade de rotação da turbina eólica (rad/s);
O segundo termo da equação de Cp (β) é denominado ângulo de “pitch”, ou ângulo da orientação das pás. O controle do ângulo das pás é aplicado em aerogeradores de velocidade variável com o objetivo de maximizar a absorção da energia eólica e proteger a turbina no caso de uma súbita rajada de vento. Substituindo o termo ηt por Cp(λ,β), tem-se a equação (2.12):
(2.12) Na prática, devido ao rendimento total, os valores de CP tendem a variar, porém o va-lor mínimo a ser considerado aceitável é 0,2 e o máximo entre 0,4 e 0,5[7].
Conforme o demonstrado na equação (2.12) e explicito na equação (2.7), verificamos que velocidades de vento muito pequenas (geralmente menores que 4m/s) não são atrativas devido à quantidade de potência gerada pelas mesmas, bem como velocidades muito altas (geralmente acima de 25m/s), pois levam os aerogeradores à desenvolverem máquinas cada vez mais robustas, sendo que estas características seriam pouco aproveitadas, tendo em vista estas características eólicas não correspondem às velocidades de regime de ventos mais fre-quentemente encontradas.
As curvas de potência x velocidade do vento para cada modelo de aerogerador são dadas pelos fabricantes, porém não diferem muito umas das outras, e tem por característica principal demonstrarem o comportamento de geração de energia eólica em função da veloci-dade dos ventos que atingem as pás, demonstrando que algumas turbinas com sistemas de controle mais desenvolvidos não funcionam com velocidades baixas muito baixas (sistemas de controle estes geralmente utilizados para proteger a máquina de possíveis danos causados
por excesso de esforço na máquina devido à estas condições de regime de vento), além de demonstrarem que a partir de uma determinada velocidade, funcionam com geração de ener-gia praticamente constante, conforme a figura 6.
Figura 6 - Curva Potência x Velocidade do vento para Geradores TWT-1.65, TWT-2.3 e TWT-2.5
Estas características são comuns para todos os modelos de aerogeradores. Neste traba-lho são analisados três tipos de aerogeradores, os de velocidade fixa (gerador de indução em gaiola de esquilo) e os de velocidade variável (DFIG e DDSG).
2.2. Velocidade Fixa – SCIG (Gerador de indução em Gaiola de Esquilo)
Geradores de indução são os mais utilizados no mundo atualmente, principalmente em parques eólicos de baixa potência, porém, são também utilizados em sistemas isolados ou hidrelétricas e termelétricas de pequeno e médio porte. A grande utilização deste tipo de má-quina se dá em função de várias vantagens, dentre as quais pode-se citar:
Economia: O gerador de indução em gaiola de esquilo é economicamente viável para
potências de até 100 kVA, pelo fato de conseguir uma economia de até 40% na aquisição quando comparado à um gerador síncrono de mesma potência[8].
Robustez: Possui uma estrutura mais simples que as máquinas de polos salientes, o
Simplicidade: O fato deste tipo de máquina não possuir bobinas, anéis coletores no
rotor e escovas torna a manutenção neste tipo de máquina mínima (visto que não existe aco-plamento mecânico entre o estator e o rotor, o que reduz a quantidade de atritos e esforços nos eixos da máquina e consequentemente o desgaste da mesma), o que a torna uma excelente opção para a instalação em locais de difícil acesso;
Sincronismo: A máquina de indução conectada à rede e acionada por uma velocidade
superior à síncrona, gera uma tensão que tem a mesma amplitude e frequência da rede à qual está conectada, fazendo com que ele possa ser conectado diretamente à rede elétrica.
Como pode ser observado na figura 7, o gerador de indução é conectado às turbinas eólicas por intermédio de caixas de engrenagens (com a função de aumentar a velocidade an-gular do eixo na máquina de indução por estas funcionarem em elevadas velocidades com reduzido número de polos) [6] e posteriormente conectado à rede elétrica diretamente ou atra-vés de um dispositivo de controle de partida chamado “soft-starter”, dispositivo este que tem por finalidade reduzir a corrente de magnetização ou “inrush” que acontece quando a máquina é conectada à rede, pois a mesma ocorre devido ao fato de o gerador de indução exigir uma grande quantidade de reativo durante sua partida[9][10].
A forma de conexão do gerador de indução à rede utilizando a “soft-starter” é a mais comumente empregada, pois além de reduzir a corrente de “inrush”, proporciona uma partida mais suave para a máquina, reduzindo o torque sobre os acoplamentos e dispositivos durante a mesma e também não proporcionar “trancos” no sistema, além de provocar paradas mais sua-ves e proteções para o sistema mesmo.
A estrutura básicas de conexão um gerador de indução em gaiola à rede com o uso de uma “soft-starter” é apresentada na figura 7:
Figura 7 - Gerador de Indução Gaiola de Esquilo (SCIG) conectado à rede Através do Uso de uma “Soft-Starter”.
É verificada a presença de um banco de capacitores conectados à máquina de indução, sendo este incluído para autoexcitar o gerador, reduzindo o consumo de reativos e
melhoran-do os níveis de tensão da rede em regime permanente [6]. Tais bancos de capacitores são es-senciais em redes fracas e com alta impedância [9].
Para o melhor entendimento da máquina de indução, é necessário conhecer um modelo deste tipo de máquina, para que a mesma possa ser estudada. O circuito equivalente da má-quina de indução é apresentado na figura 7:
Figura 8 - Circuito Monofásico Equivalente para uma Máquina de Indução
onde,
I1: Corrente no Estator (A); I2: Corrente no Rotor (A);
Im: Corrente de Magnetização (A); V: Tensão Nominal (V); R1: Resistência do Estator (Ω); R2: Resistência do Rotor (Ω); Xl1: Reatância do Estator (Ω); Xl2: Reatância do Rotor (Ω); Xm: Reatância de Magnetização (Ω); S: Escorregamento (adimensional).
A máquina de indução opera a velocidade fixa, porém possui escorregamento que em-bora pequeno, altera a velocidade de rotação do gerador (entre 1 e 2%), pois o mesmo varia conforme a potência gerada pela máquina[10].
A frequência da rede e o número de polos são os fatores que determinam a velocidade de rotação do gerador, como descreve a equação 3.1 mostrada abaixo:
(3.1) onde,
– Velocidade de Síncrona de Rotação do Gerador (rad/s); p – Número de Polos;
f – Frequência da Rede (Hz).
O escorregamento pode ser determinado pela equação 3.2:
(3.2) onde,
– Velocidade de Síncrona de Rotação do Gerador (rad/s); n – Velocidade Real de Rotação do Rotor (rad/s);
s – Escorregamento do Motor/Gerador.
Verifica-se também que a máquina de indução pode se comportar tanto como motor quanto como gerador, e esta alternância entre comportamentos se dá através da velocidade de giro do rotor em comparação com a velocidade síncrona da máquina. Quando o rotor gira em uma velocidade menor que a velocidade síncrona, a máquina funciona como um motor e, quando mais rápido, a máquina comporta-se como gerador. A figura abaixo demonstra este comportamento:
Figura 9 – Curva Característica Torque x Velocidade de Uma Máquina de Indução
Observa-se no gráfico que próximo à velocidade síncrona a curva possui comporta-mento linear. Ao afastar-se deste ponto, a máquina começa a apresentar uma disparidade entre os valores de torque e velocidade, o que ocasiona uma elevada perda de potência, o que nos
leva a comprovar que o ponto ótimo de funcionamento deste modelo de máquina é na veloci-dade síncrona ou próximo dela, do contrário desperdiçará potência nas formas de calor e som. Uma grande desvantagem em geradores de velocidade fixa reside no fato de, por não haver controle de velocidade, qualquer variação na velocidade de rotação do gerador acarreta-rá em uma grande variação no torque da mesma, o que resultaacarreta-rá em variações na tensão de saída, exigindo, como dito anteriormente, a presença de equipamentos reguladores de tensão acoplados aos geradores como as “soft-starters”, diminuindo drasticamente as flutuações de tensão e consequentemente melhorando a qualidade da energia gerada.
2.3. Velocidade Variável – DFIG e DDSG (Direct Drive Synchronous Generator)
As estruturas de máquinas apresentadas a seguir serão os aerogeradores do tipo DFIG e DDSG, ambas diferem do modelo apresentado anteriormente por operaram a velocidade variável, sendo assim mais atrativas que a tecnologia de velocidade fixa, como no caso do aerogerador tipo gaiola.
2.4. DFIG
Máquinas DFIG (Double Fed Induction Generator) são constituídas por um rotor bo-binado cujo enrolamento do estator esta ligado diretamente à rede elétrica e cujo enrolamento do rotor encontra-se ligado à rede elétrica através do um conversor, e seu princípio de funcio-namento baseia-se no controle da velocidade de rotação pela variação da resistência do rotor [20]. Abaixo é mostrada uma das arquiteturas mais comuns de um aerogerador tipo DFIG.
Quando utilizado este modelo de máquina, faz-se necessária a implementação da con-figuração de conversores CA-CC-CA acoplados entre o rotor da máquina e a rede elétrica. O conversor acoplado à rede elétrica trabalha com sua frequência nominal, ou seja, 60 Hz, determinando consequentemente a frequência de saída da máquina DFIG e controlando a ten-são no barramento CC [10]. Entretanto não é sua única função, podendo também ser utilizado um STATCOM (Static Synchronous Compensator), injetando assim potência reativa na rede elétrica [6].
O conversor conectado ao rotor da máquina, diferentemente do acoplado à rede elétri-ca, trabalha com diversos valores de velocidade, sendo isto óbvio tendo em vista a velocidade dos ventos não ser constante, injetando valores controlados de tensão e corrente no rotor da máquina com o objetivo de realizar o controle desejado, seja ele de tensão ou fator de potên-cia [6].
Nos dias de hoje, a construção de conversores estáticos é feita através de IGBTs (Insu-lated Gate Bipolar Transistor) que possibilita a troca de potência ativa entre o rotor e a rede elétrica. Quando funcionando acima da velocidade síncrona, a potência ativa do rotor pode ser entregue à rede, contrariamente à situação onde a máquina funciona abaixo da velocidade síncrona, cenário onde o oposto acontece. Observa-se neste modelo de máquina que indepen-dentemente da velocidade de rotação do eixo do rotor, o mesmo é projetado para controlar potências ativas do estator e do rotor, de forma que a potência ativa total entregue à rede seja equivalente à potência total extraída da turbina eólica.
Um sistema de proteção contra sobretensões denominado “Crowbar” é utilizado nos conversores, prevenindo valores elevados de corrente que possam danificar os equipamentos em caso de o gerador ser rapidamente desconectado da rede elétrica, situação vista principal-mente na falta de uma fase, onde verifica-se uma elevada corrente no estator. O funcionamen-to do crowbar faz com que a elevada corrente induzida no rofuncionamen-tor atravesse resisfuncionamen-tores dissipado-res, evitando a queima dos conversores do rotor [10]. Estes resistores devem ser dimensiona-dos de forma correta para evitar uma sobretensão no conversor e consequentemente a retirada de funcionamento da máquina [11]. A figura 11 apresenta um aerogerador DFIG sendo curto-circuitado a partir do crowbar.
Figura 11 - DFIG Curto-circuitado a Partir do Crwobar
A atuação do crowbar acontecerá quando uma das condições abaixo for atendida: Vt < VtmnP
Vc > VcmxP Is > Ismxp Ir > IrmxP
O crowbar será desativado quando todas as condições abaixo forem atendidas simulta-neamente: Vt > VtmnD Vc > VcmxD Is < IsmxD Ir < IrmsD Onde,
Vt – Tensão na barra terminal; Vc – Tensão no capacitor; Is – Corrente no estator; Ir – Corrente no rotor;
VtmnP – Tensão mínima na barra terminal; VcmxP – Tensão máxima no capacitor; IsmxP – Corrente máxima no estator; IrmxP – Corrente máxima no rotor;
VcmxD – Tensão mínima na barra terminal; VcmxD – Tensão máxima no capacitor; IsmxD – Corrente máxima no estator; IrmxD – Corrente máxima no rotor;
O DFIG possui várias características que o tornam interessante, como por exemplo:
Opera em velocidade variável, diferentemente do tipo gaiola, o que o torna uma ótima opção para turbinas eólicas a serem instaladas onde não há um regime de ventos cons-tantes.
Possui conversores conectados ao rotor com potência de apenas 25% – 30% da capa-cidade nominal da máquina, o que diminui o custo do sistema [6];
Os filtros utilizados nos conversores de tensão, também por possuírem bem menos que a capacidade nominal, tornam-se mais econômicos e de tamanho reduzido [6];
O sistema possui alta eficiência, tendo em vista a grande redução das perdas no con-versor;
Podem ser realizados de forma bastante eficiente os controles de fator de potência e de tensão, sendo o primeiro possível devido ao funcionamento da máquina ser parecido com o da máquina síncrona [6];
O DFIG também possui algumas desvantagens, dentre as quais podemos citar:
A Presença de uma caixa de engrenagens para o funcionamento do mesmo [11];
A manutenção periódica necessária nas escovas do rotor devido ao seu desgaste [11];
A operação deste modelo de máquina é bastante sensível a perturbações na rede, tendo em vista sua conexão ser feita diretamente à rede elétrica [10];
Possui uma operação extremamente sensível à faltas no sistema elétrico, pois mesmo estas sendo afastadas das turbinas eólicas podem causar um afundamento de tensão nas barras das mesmas;
2.5. DDSG
A utilização deste modelo de máquina na utilização de energia eólica tem adquirido grande destaque tanto no cenário mundial quanto brasileiro, representando neste último à tec-nologia mais empregada atualmente. Este modelo de máquina é bastante utilizado em “onsho-re” (em terra) e “offsho“onsho-re” (no mar), sendo neste último bem mais utilizado recentemente.
Existem dois tipos principais de aerogeradores síncrono: o PMSG (Permanent Magne-tic Synchronous Generator) e o WRSG (Wound Rotor synchronous Generator).
2.6. PMSG
Este tipo de tecnologia vem ganhando destaque atualmente devido à sua característica de auto excitação, o que permite sua operação em um alto fator de potência e elevada eficiên-cia. Por operar em velocidade variável, tem a necessidade de utilizar um sistema de controle de “pitch” para realizar o ajuste dos ângulos das pás das turbinas e, consequentemente, captar de forma ótima a energia do vento. A energia extraída pela turbina é então transferida para o sistema elétrico através do conversor pleno que utiliza uma configuração em cascata CA-CC-CA. Através do barramento CC, o conversor conectado à rede elétrica funciona como um in-versor do tipo fonte de tensão utilizando chaves eletrônicas do tipo IGBT, determinando a frequência elétrica de saída do aerogerador a mesma da rede, no caso do Brasil 60 Hz. Dentre as configurações mais utilizadas, existem duas que apresentam destaque, que são exibidas nas figuras 12 e 13:
Figura 13 - Aerogerador PMSG em Configuração Com Uso de Dois Inversores
As principais vantagens deste tipo de tecnologia em relação aos outros modelos de máquinas são:
Podem ser comparadas às máquinas de indução em sua simplicidade de construção, devido à ausência de um sistema indutor convencional, como anéis e escovas, tornan-do-as mais confiáveis, de maior rendimento, e com custos de manutenção menores, tornando-as mais simples que os outros modelos de máquinas síncronas [21];
A redução considerável das perdas por efeito joule no rotor quando funcionando em regime permanente faz com que apresente rendimento superior às maquinas de indu-ção de potência equivalentes, podendo esta reduindu-ção nas perdas chegar até 25% [21];
São modelos de máquinas ideais para gerações offshore, pois apresentam reduzida ne-cessidade de manutenção e desgaste nas peças, o que proporciona uma economia em relação a transporte e substituição dos componentes do aerogerador;
As principais desvantagens apresentadas pelos aerogeradores síncronos PMSG são:
Quando comparadas às máquinas síncronas WRSG, as PMSG apresentam a desvanta-gem de não apresentarem eficiência no controle de tensão nos terminais de saída nem no controle do fator de potência das mesmas. Devido ao fato de hoje em dia ainda não se consiga realizar o controle de forma eficiente nestas duas características, máquinas de ímãs permanentes não são utilizadas em centrais hidrelétricas, porém sendo de grande aplicação em sistemas de geração de pequenas e médias potências, recorrendo à utilização de dispositivos de comutação eletrônica [6].
Outra desvantagem deste modelo de máquina reside no fato de os materiais magnéti-cos serem sensíveis a altas temperaturas, pois o ímã tende a perder suas propriedades magnéticas, o que pode ocorrer no caso de uma falha. Tendo em vista essa
proprieda-de, é necessário que um sistema de arrefecimento seja projetado para este modelo de máquina [6].
2.7. WRSG
O gerador síncrono de rotor bobinado e polos salientes é o modelo mais adequado para a implementação em parques eólicos conectados à rede elétrica, pois tem a possibilidade de ser construído com um grande número de polos (o que elimina a necessidade de uma caixa de engrenagens permitindo seu funcionamento em baixas velocidades) e alta potência [11]. Usu-almente, a velocidade de rotação da máquina síncrona apresenta uma velocidade entre 17 rpm e 36 rpm. A saliência do rotor aumenta o torque produzido pelo gerador, além de dar maior estabilidade para a máquina quando houver uma variação abrupta na velocidade dos ventos.
O aerogerador assíncrono deve ser conectado à rede elétrica através de um sistema de conversão em cascata CA-CC-CA, projetado para a potência nominal da turbina eólica. Este sistema de conversão tem como função também atuar como armazenador de possíveis varia-ções de potências ativa e reativa injetadas na rede, ocasionadas pela variação da velocidade dos ventos, bem como possíveis perturbações provindas da rede elétrica [6].
Verifica-se que o aerogerador WRSG possui um circuito de excitação composto por retificadores conectados ao enrolamento de campo do rotor, os quais são responsáveis pelo controle do torque eletromagnético do aerogerador e consequentemente regulação da tensão [11]. O circuito de excitação possui uma potência de aproximadamente 0,5% da potência nominal do aerogerador [6].
A figura 14 representa o esquema simplificado de um WRDG
Figura 14 - Esquema Simplificado de um Aerogerador WRSG
Opera em velocidade variável (faixa maior que 0.5-[1.1ωn22][11]) que assim como o PMSG e possui uma performance melhor para baixas velocidades devido o elevado número de polos, aproveitando de forma mais eficiente a energia gerada;
Não possui caixa de engrenagens, assim como o PMSG, reduzindo forma significativa as perdas mecânicas e os custos de manutenção;
Não consome potência reativa, o que torna este modelo de máquina ideal para a utili-zação em redes fracas [11];
Possui melhores controle das características de saída do gerador em sua conexão com a rede elétrica, propiciando uma conexão mais suave com flutuações de potência me-nos acentuadas, seja impedindo que as perturbações na rede atinjam a turbina, seja o oposto [11].
As principais desvantagens deste modelo de turbina eólica são:
As dimensões e o peso do aerogerador WRSG são maiores que os modelos DFIG e gaiola devido ao mesmo apresentar um elevado número de polos, o que acaba por tor-nar-se uma desvantagem tendo em vista que o mesmo localiza-se no topo da torre;
Apresenta a necessidade de um circuito com conversor adicional para a excitação do aerogerador;
Elevado custo de construção e consequentemente aquisição do aerogerador e dos con-versores de potência.
Possui menor robustez que os modelos DFIG e gaiola;
Existem poucos fabricantes para este tipo de tecnologia, possuindo manutenção ex-tremamente específica e realizada apenas pelo fabricante, o que encarece o custo da manutenção[11].
3. CAPÍTULO 3 - MODELAGEM DE AEROGERADORES PARA ESTUDOS DE FLUXO DE CARGA NO SOFTWARE ANAREDE
3.1. Introdução
A análise de fluxo de carga em uma rede de energia elétrica de um sistema de distri-buição de energia elétrica tem por objetivo determinar principalmente:
O carregamento das linhas de transmissão e nos transformadores, para verificar se há sobrecarga em algum destes elementos;
A potência gerada em cada uma das unidades de geração, com o objetivo de realizar uma análise de custos;
A potência consumida em cada unidade, com o objetivo de estima um crescimento de carga;
As tensões do sistema, com o objetivo de verificar possíveis violações dos limites pré-estabelecidos;
As perdas de transmissão, visando comparar as diversas alternativas de alimentação das cargas;
As consequências, em regime permanente, da perda de alguns elementos do sistema, objetivando verificar o nível de segurança do sistema;
Para a realização dos estudos de caso de fluxo de potência, a modelagem da rede apre-senta caráter estático, ou seja, matematicamente um conjunto de equações e inequações des-consideram quaisquer efeitos transitórios que possam ocorrer na rede e apenas levam em con-ta as características de regime permanente.
Levando em conta a importância da realização destes estudos, o CEPEL desenvolveu o ANAREDE, um software que tem por objetivo, através de simulações, realizar a análise estática de redes elétricas.
O ANAREDE é uma ferramenta poderosa e bastante completa que auxilia nos estudos sobre o comportamento do sistema, pois permite: 1) analisar fluxos de carga, 2) criar um equivalente para uma rede pré-existente, 3) realizar análise de sensibilidade de tensão e de fluxo, e 4) realizar redespacho de potência, análise de contingências, dentre outras funções.
O ANAREDE possui uma interface gráfica onde é possível desenhar o diagrama unifi-lar da rede estudada e um editor onde são inseridos os dados do sistema.
3.2. Descrição dos Componentes e Características da Rede no Software ANAREDE
Com o objetivo de realizar as simulações no software ANAREDE considerando a serção dos parques eólicos, foi necessário realizar uma sequência de procedimentos para in-clusão de cada modelo de máquinas SCIG, DFIG e DDSG, respectivamente, para a obtenção dos resultados adequados. A sequência necessária é descrita abaixo:
No programa EditCEPEL existe um código de execução para cada entrada de dados de um elemento da rede estudada e, abaixo do cabeçalho de cada entrada de dados, deve-se inse-rir o valor associado ao campo correspondente. Este processo é exibido de forma mais deta-lhada abaixo.
3.3. Barra (DBAR)
A implementação de dados no software ANAREDE deve ser realizada levando em considera-ção o tipo de barra CA, que pode ser:
Barra Referência ou swing (TIPO 2): Este tipo de barra estabelece um valor único para o
ângulo de fase da tensão, bem como o valor do módulo da tensão nela própria. Esta barra também é utilizada para atender o balanço de potência do sistema, considerando as perdas na transmissão. É necessário frisar que só há uma barra do tipo swing em todo o sistema [12].
Barra de Carga ou PQ (TIPO 0): É o tipo mais comum de barra e não apresenta controle de
tensão. A barra pode possuir gerador, porém este deverá gerar as potências ativa e reativa constantes [12].
Barra de Tensão Controlada ou PV (TIPO 1): Este tipo de barra possui a característica de
manter a tensão e a injeção de potência ativa em valores especificados, assim como gerador e compensador síncrono [12].
A entrada de dados no ANAREDE deve ser realizada através do código DBAR, como exibido na figura 15:
Figura 15 - Inclusão dos Dados de Barra no Software ANAREDE
Os principais itens do código DBAR são descritos abaixo:
NUM – Número de identificação da barra CA.
O – Adição, eliminação ou modificação de dados de barra. E – Estado da barra (ligada ou desligada).
T – Tipo de barra (PV, PQ ou Pθ).
Gb – Determina o grupo base de tensão da barra. ( NOME ) – Nome da barra.
Gb – Determina o grupo limite de tensão da barra. V – Valor da tensão na barra.
A – Ângulo de fase inicial de tensão na barra. Pg – Geração de potência ativa em MW. Qg – Geração de potência reativa em Mvar.
Qn – Valor mínimo da geração de potência reativa. Qm – Valor máximo da geração de potência reativa.
Bc – Determinação do número da barra que terá tensão controlada. Pl – Valor da carga ativa na barra em MW.
Ql – Valor da carga reativa na barra em Mvar
Sh – Valor total da potência reativa injetada em Mvar. Are – Número da área à qual pertence a barra.
3.4. Linha (DLIN)
A entrada de dados para o modelo adotado pelo ANAREDE de linhas de transmissão deve ser realizada através do código DLIN, como exibido na figura 16:
Figura 16 - Inclusão dos Dados de Linha no Software ANAREDE
Os principais itens do código DLIN são descritos abaixo:
(De ) – Número de uma das barras na extremidade da linha.
O (Operação) – Adição, eliminação ou modificação de dados de linha. (Pa ) – Número da barra na outra extremidade da linha.
C – Número da linha em paralelo.
E – Estado da linha (ligado ou desligado).
P – Determina se a linha pertence à barra da barra definida em (De) ou em (Pa). ( R% ) – Valor da resistência da linha em %.
( X% ) – Valor da reatância da linha em %. (Mvar) – Susceptância shunt da linha.
(Tap) – Valor do tap do transformador em p.u., o qual é referido à barra no campo (De). (Tmn) – Valor mínimo assumido pelo tap do transformador em p.u.;
(Tmx) – Valor máximo assumido pelo tap do transformador em p.u.; (Phs) – Valor do ângulo de defasamento para transformadores defasadores. (Bc ) – Número da barra controlada por transformador com tap automático. (Cn) – Capacidade nominal de carregamento da linha.
Ns – Número de steps do transformador.
(Cq) – Capacidade de carregamento com menor capacidade de carregamento conectado à
linha.
3.5. Dados de Shunt de Barra (DBSH)
Uma das estratégias para realizar o controle de tensão nas barras é utilizar banco de capacitores e/ou reatores com a finalidade de elevar ou reduzir o valor de tensão nas mesmas, fazendo com que as mesmas encontrem-se dentro dos limites de tensão superior e inferior pré-estabelecidos, sendo inseridos primeiros os dados de barra e de controle, e posteriormente os dados dos bancos shunt.
A forma de entrada dos dados no ANAREDE é exibida na figura 17:
Figura 17 - Inclusão dos Dados de Shunt de Barra no ANAREDE
Os principais itens do código DBSH que contém os dados de barra são descritos abaixo:
NFr – Número da barra à qual está conectado o banco shunt.
C – Modo do controle da barra para chaveamento automático do banco, que pode ser contínuo
(C), discreto (D) ou fixo (F).
Vmn – Valor mínimo de tensão aceita pelo software sem que atue o controle por
chaveamen-to auchaveamen-tomático.
Vmx – Valor máximo de tensão aceita pelo software sem que atue o controle por
chaveamen-to auchaveamen-tomático.
Bctrl – Número da barra que está sendo controlada. Qini – Valor da injeção de potência reativa inicial.
T – Tipo de controle a ser realizado, podendo ser em relação ao centro da faixa de tensão (C)
ou considerando o limite violado da faixa de tensão.
Os itens exibidos na figura e não especificados são referentes aos bancos shunts co-nectados às linhas, e não às barras.
Os itens do código DBSH que contém os dados dos bancos shunt são descritos abaixo:
