Faculdade de Engenharia da Universidade do Porto
Avaliação da Capacidade de Integração de
Potência Eólica na Rede Eléctrica da Ilha de São
Miguel
Henrique Tiago Silva Teixeira
Dissertação realizada no âmbito do
Mestrado Integrado em Engenharia Electrotécnica e de Computadores
Major Energia
Orientador: Prof. Doutor Carlos Coelho Leal Monteiro Moreira
Co-orientador: Mestre Bernardo Marques Amaral Silva
ii
iii
Resumo
Nesta dissertação é avaliada a capacidade de integração de potência eólica na rede eléctrica da ilha de São Miguel – Açores. O sistema electroprodutor da ilha de São Miguel consiste numa central térmica (convencional) equipada com grupos diesel, juntamente com duas centrais geotérmicas. Adicionalmente, existem ainda instaladas 7 centrais hídricas de pequena dimensão.
Tal como acontece na maioria das ilhas, as condições locais apresentam elevado potencial para a instalação de sistemas de geração do tipo eólico. A integração de produção dispersa baseada essencialmente em fontes de energia renováveis, como é o caso da energia eólica, requer uma avaliação prévia do impacto resultante da sua integração, juntamente com a identificação dos limites de integração, tendo em consideração a natural variação do recurso (ocos e rajadas de vento), bem como a potencial perda do sistema de geração do tipo eólico e a consequente perda de capacidade de produção aquando da ocorrência de um curto-circuito na vizinhança dessa instalação.
A integração de fontes de produção de origem renovável conduz a que, especialmente nas situações de carga mais reduzida (vazio), seja necessário reduzir substancialmente o número de máquinas térmicas convencionais em serviço no sentido de acomodar a produção renovável. Do ponto de vista da operação da rede no que se refere à capacidade de regulação de frequência, as condições de operação da rede podem degradar-se consideravelmente. Assim, torna-se necessário proceder à avaliação do interesse da instalação de dispositivos de armazenamento de energia, do tipo volante de inércia, para garantir a estabilidade da rede. No caso particular da ocorrência de curto-circuitos na rede, e no sentido de evitar a perda de capacidade de produção nos momentos subsequentes à eliminação do curto-circuito, importa ainda avaliar o interesse de instalar máquinas com capacidade de sobrevivência a cavas de tensão. Esta situação tem ainda particular relevância no caso da ilha de São Miguel, dado que uma parte substancial da potência produzida provém de sistemas geotérmicos que, do ponto de vista da capacidade de regulação potência/frequência não apresentam qualquer capacidade de resposta.
v
Abstract
This dissertation pretends to evaluate the capacity of integrating wind power on the electric power system of the Sao Miguel Island – Azores. The power generation system of the island of Sao Miguel consists of a thermal power plant (conventional) equipped with diesel units, along with two geothermal power plants. Additionally, there are still installed seven small hydro power plants.
As on most islands, local conditions have a high potential for the installation of wind generation type. The integration of dispersed production based mainly on renewable energy sources, such as wind energy, requires a prior assessment of the impact of the integration, together with the identification of the limits of integration, taking into account the natural variation of the resource (hollow and gusts of wind), as well as the potential loss of the wind generation type and the consequent loss of production capacity at the occurrence of a short circuit in the nearness of that installation.
The integration of sources of production from renewable sources leads to that, especially in situations during valley hours, it is necessary to reduce substantially the number of conventional thermal machines in service in order to accommodate the renewable production. From the viewpoint of network operation in relation to the capacity of frequency regulation, operating conditions of the network may degrade considerably. Thus, it is necessary to assess the interest of the installation of energy storage devices, of the flywheel type, to ensure network stability. In the particular case of the occurrence of short circuits, and in order to avoid loss of production capacity in the moments after the fault cleared, it remains to evaluate the benefits of installing machines with fault-ride through capability. This situation also has particular relevance in the case of the island of Sao Miguel, given that a substantial part of the produced power comes from geothermal systems that, from the standpoint of ability to regulate power/frequency show no response.
vii
Agradecimentos
Presto aqui os meus agradecimentos a todas as pessoas que directa ou indirectamente contribuíram com a sua ajuda para a elaboração e sucesso desta dissertação.
Em primeiro lugar, gostaria de agradecer aos meus Pais e Irmã, aos quais dedico esta dissertação, tudo o que fizeram por mim, em especial a educação que me proporcionaram, pois sem eles nada era possível.
Ao meu orientador, Professor Doutor Carlos Coelho Leal Monteiro Moreira, queria agradecer todo o seu apoio e acompanhamento, bem como a sua total disponibilidade para me aconselhar; a sua orientação foi fundamental para o desenrolar da presente dissertação.
Ao meu co-orientador, Mestre Bernardo Marques Amaral Silva, agradeço o constante incentivo e a sua boa disposição.
Por último, a todos os colegas e amigos, em especial ao André Quintino e ao Tiago da Rocha, com os quais vivi diariamente durante o meu percurso académico, agradeço a amizade, apoio e todos os momentos de diversão e alegria que vivemos.
ix
Índice
Resumo ... iii
Abstract ... v
Agradecimentos ... vii
Índice ... ix
Lista de figuras ... xi
Lista de tabelas ... xix
Abreviaturas ... xxi
Capítulo 1 ... 1
Introdução ... 1 1.1 - Motivação ... 1 1.2 - Objectivo do trabalho ... 2 1.3 - Estrutura da dissertação ... 2Capítulo 2 ... 5
Estado da Arte ... 5 2.1 - Energias Renováveis ... 52.2 - Redes Isoladas - Problemas de Segurança Dinâmica Provocadas pela Produção Eólica... 29
2.3 - Conclusões ... 31
Capítulo 3 ... 33
Modelos Matemáticos ... 33
3.1 - Introdução ... 33
3.2 - Máquina Diesel e Regulador de Velocidade ... 33
3.3 - Máquina Síncrona ... 35
3.4 - Sistemas de Conversão de Energia Eólica ... 41
3.5 - Volante de Inércia ... 58
3.6 - Conclusões ... 64
Capítulo 4 ... 65
Rede Eléctrica da Ilha de São Miguel ... 65
4.1 - Introdução ... 65
x
4.3 - Cenário Actual ... 69
4.4 - Cenário Futuro ... 72
4.5 - Conclusões ... 75
Capítulo 5 ... 77
Desenvolvimento da Plataforma de Simulação Dinâmica em Ambiente Matlab/Simulink ... 77
5.1 - Introdução ... 77
5.2 - Central Térmica do Caldeirão ... 77
5.3 - Centrais Geotérmicas ... 83
5.4 - Parque Eólico dos Graminhais ... 84
5.5 - Volante de Inércia ... 87
5.6 - Aspecto Geral da Rede Eléctrica da Ilha de São Miguel em Matlab/Simulink ... 90
5.7 - Conclusões ... 91
Capítulo 6 ... 93
Capacidade de Integração de Potência Eólica na Rede Eléctrica da Ilha de São Miguel ... 93
6.1 - Introdução ... 93
6.2 - Validação das condições de operação em regime permanente ... 94
6.3 - Despachos em análise ... 96
6.4 - Estudo de Estabilidade Transitória ... 99
6.5 - Parque Eólico com Dez Aerogeradores ... 101
6.6 - Parque Eólico com Dezasseis Aerogeradores ... 127
6.7 - Parque Eólico com Dezasseis Aerogeradores equipados com FRT (Fault-Ride Through) ... 144
6.8 - Conclusões ... 165
Capítulo 7 ... 169
Conclusões e Trabalhos Futuros ... 169
7.1 - Conclusões ... 169
7.2 - Trabalhos Futuros ... 170
xi
Lista de figuras
Figura 2.1 - Emissões de gases de efeito de estufa (kg CO2 equivalente – adaptado de [4]). ... 5
Figura 2.2 – Mix das fontes de energia nos Açores, de Fevereiro de 2009 a Janeiro de 2010 [EDA]. ... 7 Figura 2.3 - Utilização dos fluidos geotérmicos (derivado do quadro de Lindal, 1973 -
adaptado de [4]). ... 8 Figura 2.4 - Reservatório Geotérmico [8]. ... 9 Figura 2.5 - Diagrama esquemático de uma central geotérmica do tipo Dry Steam
(adaptado de [8]). ... 10 Figura 2.6 – Diagrama esquemático de uma central do tipo Single Flash Steam com
condensador [8]. ... 11 Figura 2.7 - Diagrama esquemático de uma central do tipo Double Flash Steam com
condensador [8]. ... 12 Figura 2.8 - Diagrama esquemático de uma central do tipo Binary Cycle usando o ciclo de
Rankine [8]. ... 13
Figura 2.9 - Evolução da capacidade geradora de base geotérmica no mundo, em 2010
[IGA]. ... 14 Figura 2.10 - Potencial geotérmico e potências instaladas no mundo [13]. ... 15 Figura 2.11 - Evolução da produção geotérmica em São Miguel, Açores (adaptado de [4]). ... 16 Figura 2.12 - Relação entre o diâmetro típico do rotor e a potência nominal da turbina
[15]. ... 18 Figura 2.13 - Representação esquemática de uma turbina eólica de eixo horizontal e
vertical. ... 19 Figura 2.14 - Esquema simplificado do sistema de conversão de velocidade constante
(adaptado de [18]). ... 20 Figura 2.15 - Esquema simplificado do sistema de conversão de velocidade variável
limitada (adaptado de [18]). ... 22 Figura 2.16 – Esquema simplificado do sistema de conversão de velocidade variável com
xii
Figura 2.17 - Esquema simplificado do sistema de conversão de velocidade variável com
conversor integral (adaptado de [18]). ... 24
Figura 2.18 - Evolução da capacidade geradora de base eólica na Europa e no mundo [INEGI]. ... 25
Figura 2.19 - Ranking de potência instalada e de novos parques eólicos no ano de 2010 [19]. ... 26
Figura 2.20 - Contribuição, por país, para a nova capacidade eólica instalada na Europa em 2010 [INEGI]. ... 27
Figura 3.1 - Modelo simplificado do regulador de velocidade e da máquina primária diesel. ... 34
Figura 3.2 – Máquina síncrona com rotor de pólos salientes (esquerda) e com rotor cilíndrico (direita), ambas com 1 par de pólos [1]. ... 36
Figura 3.3 – Modelo eléctrico equivalente da máquina síncrona no sistema de eixos d-q [26]. ... 37
Figura 3.4 – Modelo do regulador de tensão/excitação... 39
Figura 3.5 - Modelo da máquina síncrona implementado. ... 40
Figura 3.6 - Curva tensão-tempo da capacidade exigida às instalações de produção eólicas para suportarem cavas de tensão, em Portugal [29]. ... 42
Figura 3.7 - Curva de fornecimento de corrente reactiva pelas instalações de produção eólicas durante cavas de tensão, em Portugal [29]. ... 43
Figura 3.8 - Modelo eléctrico equivalente da máquina assíncrona no sistema de eixos d-q [26]. ... 45
Figura 3.9 - Modelo da máquina assíncrona implementado. ... 47
Figura 3.10 - Modelo da turbina eólica. ... 47
Figura 3.11 - Característica da turbina eólica... 48
Figura 3.12 - Controlo do conversor do lado do gerador [17]. ... 50
Figura 3.13 - Controlo do conversor do lado da rede [17]. ... 52
Figura 3.14 - Funcionalidade de controlo da tensão no barramento DC para a sobrevivência a cavas de tensão [17]. ... 53
Figura 3.15 - Diagrama das correntes [17]. ... 54
Figura 3.16 - Esquema de controlo da corrente activa [17]. ... 54
Figura 3.17 - Esquema de controlo da corrente reactiva [17]. ... 55
Figura 3.18 – Exemplo medido em Zero Power Mode, durante uma cava de tensão [30]. ... 57
Figura 3.19 - Modelo da capacidade de sobrevivência a cavas de tensão implementado. ... 58
xiii
Figura 3.21 - Esquema de um volante de inércia da Beacon Power. ... 60
Figura 3.22 - Característica de funcionamento do volante de inércia implementado. ... 61
Figura 3.23 - Modelo do volante de inércia implementado. ... 63
Figura 4.1 - Ilha de São Miguel – Açores (adaptado de [6]). ... 66
Figura 4.2 - Esquema unifilar da Rede de Transporte AT/MT da ilha de São Miguel [6]. ... 66
Figura 4.3 - Esquema unifilar da Central Térmica do Caldeirão [6]. ... 67
Figura 4.4 - Esquema unifilar da Central Geotérmica da Ribeira Grande [6]. ... 68
Figura 4.5 - Esquema unifilar da Central Geotérmica do Pico Vermelho [6]. ... 68
Figura 4.6 - Diagramas de carga característicos da ilha de São Miguel, em 2009 [6]. ... 69
Figura 4.7 - Diagramas de carga característicos da ilha de São Miguel, em 2010 [36]. ... 70
Figura 4.8 - Enquadramento geográfico do Parque Eólico dos Graminhais na ilha de São Miguel [38]... 72
Figura 4.9 - Esquema unifilar da Rede de Transporte AT/MT da ilha de São Miguel, em 2015 (adaptado de [6]). ... 73
Figura 5.1 – Modelo de um grupo gerador da Central Térmica do Caldeirão. ... 78
Figura 5.2 - Parâmetros da máquina diesel e regulador de velocidade. ... 79
Figura 5.3 - Parâmetros usados na configuração de uma máquina síncrona. ... 80
Figura 5.4 - Parâmetros utilizados no regulador de tensão/excitação. ... 82
Figura 5.5 - Modelo de uma central geotérmica - Central Geotérmica da Ribeira Grande neste caso. ... 84
Figura 5.6 - Modelo do Parque Eólico. ... 84
Figura 5.7 - Parâmetros usados na configuração da máquina assíncrona. ... 85
Figura 5.8 - Modelo do parque eólico equipado com máquina síncrona de velocidade variável e com capacidade de sobrevivência a cavas de tensão implementado. ... 87
Figura 5.9 - Parâmetros usados na configuração do volante de inércia. ... 88
Figura 5.10 - Rede eléctrica da ilha de São Miguel em ambiente Matlab/Simulink. ... 90
Figura 6.1 - Diagrama representativo das tensões nos barramentos e do fluxo de potências na rede de transporte, sem parque eólico. ... 95
Figura 6.2 - Diagrama representativo das tensões nos barramentos e do fluxo de potências na rede de transporte, com parque eólico constituído por 10 aerogeradores. ... 95
Figura 6.3 - Diagrama representativo das tensões nos barramentos e do fluxo de potências na rede de transporte, com parque eólico constituído por 16 aerogeradores. ... 96
Figura 6.4 - Esquema unifilar simplificado da Rede de Transporte AT/MT da ilha de São Miguel, em 2015 (adaptado de [6]). ... 99
xiv
Figura 6.5 – Variação da velocidade do vento. ... 100
Figura 6.6 - Frequência da rede. ... 101
Figura 6.7 - Potência activa injectada na rede por cada central. ... 102
Figura 6.8 - Potência reactiva injectada na rede por cada central. ... 103
Figura 6.9 - Tensão aos terminais da CTCL e do PEGR. ... 103
Figura 6.10 - Frequência da rede. ... 104
Figura 6.11 - Potência activa injectada na rede por cada central. ... 105
Figura 6.12 - Potência reactiva injectada na rede por cada central. ... 105
Figura 6.13 - Tensão aos terminais da CTCL e do PEGR. ... 106
Figura 6.14 - Frequência da rede. ... 106
Figura 6.15 - Potência activa injectada na rede por cada central. ... 107
Figura 6.16 - Potência reactiva injectada na rede por cada central. ... 108
Figura 6.17 - Tensão aos terminais da CTCL e do PEGR. ... 108
Figura 6.18 - Frequência da rede com e sem volante de inércia. ... 109
Figura 6.19 - Potência activa injectada na rede por cada central. ... 110
Figura 6.20 - Potência reactiva injectada na rede por cada central. ... 111
Figura 6.21 - Tensão aos terminais da CTCL e do PEGR. ... 112
Figura 6.22 - Frequência da rede com e sem volante de inércia. ... 112
Figura 6.23 - Potência activa injectada na rede por cada central. ... 113
Figura 6.24 - Potência reactiva injectada na rede por cada central. ... 114
Figura 6.25 - Tensão aos terminais da CTCL e do PEGR. ... 115
Figura 6.26 - Frequência da rede com e sem volante de inércia. ... 115
Figura 6.27 - Potência activa injectada na rede por cada central. ... 116
Figura 6.28 - Potência reactiva injectada na rede por cada central. ... 117
Figura 6.29 - Tensão aos terminais da CTCL e do PEGR. ... 117
Figura 6.30 - Frequência da rede. ... 118
Figura 6.31 - Potência activa injectada na rede por cada central. ... 119
Figura 6.32 - Potência reactiva injectada na rede por cada central. ... 120
Figura 6.33 - Tensão aos terminais da CTCL e do PEGR. ... 120
xv
Figura 6.35 - Potência activa injectada na rede por cada central. ... 122
Figura 6.36 - Potência reactiva injectada na rede por cada central. ... 122
Figura 6.37 - Tensão aos terminais da CTCL e do PEGR... 123
Figura 6.38 - Frequência da rede. ... 123
Figura 6.39 - Potência activa injectada na rede por cada central. ... 124
Figura 6.40 - Potência reactiva injectada na rede por cada central. ... 125
Figura 6.41 - Tensão aos terminais da CTCL e do PEGR... 125
Figura 6.42 - Tensão aos terminais da CTCL. ... 126
Figura 6.43 - Tensão aos terminais do PEGR. ... 127
Figura 6.44 - Frequência da rede. ... 128
Figura 6.45 - Potência activa injectada na rede por cada central. ... 129
Figura 6.46 - Potência reactiva injectada na rede por cada central. ... 129
Figura 6.47 - Tensão aos terminais da CTCL e do PEGR... 130
Figura 6.48 - Frequência da rede. ... 131
Figura 6.49 - Potência activa injectada na rede por cada central. ... 131
Figura 6.50 - Potência reactiva injectada na rede por cada central. ... 132
Figura 6.51 - Tensão aos terminais da CTCL e do PEGR... 133
Figura 6.52 - Frequência da rede. ... 133
Figura 6.53 - Potência activa injectada na rede por cada central. ... 134
Figura 6.54 - Potência reactiva injectada na rede por cada central. ... 135
Figura 6.55 - Tensão aos terminais da CTCL e do PEGR... 135
Figura 6.56 - Frequência da rede com e sem volante de inércia. ... 136
Figura 6.57 - Potência activa injectada na rede por cada central. ... 137
Figura 6.58 - Potência reactiva injectada na rede por cada central. ... 138
Figura 6.59 - Tensão aos terminais da CTCL e do PEGR... 138
Figura 6.60 - Frequência da rede com e sem volante de inércia. ... 139
Figura 6.61 - Potência activa injectada na rede por cada central. ... 140
Figura 6.62 - Potência reactiva injectada na rede por cada central. ... 140
Figura 6.63 - Tensão aos terminais da CTCL e do PEGR... 141
xvi
Figura 6.65 - Potência activa injectada na rede por cada central. ... 142
Figura 6.66 - Potência reactiva injectada na rede por cada central. ... 143
Figura 6.67 - Tensão aos terminais da CTCL e do PEGR. ... 143
Figura 6.68 – Influência do tempo de recuperação da potência activa (fornecida pelos aerogeradores) na frequência. ... 145
Figura 6.69 - Frequência da rede. ... 146
Figura 6.70 - Potência activa injectada na rede por cada central. ... 146
Figura 6.71 - Potência reactiva injectada na rede por cada central. ... 147
Figura 6.72 - Tensão aos terminais da CTCL e do PEGR. ... 148
Figura 6.73 - Frequência da rede. ... 148
Figura 6.74 - Potência activa injectada na rede por cada central. ... 149
Figura 6.75 - Potência reactiva injectada na rede por cada central. ... 150
Figura 6.76 - Tensão aos terminais da CTCL e do PEGR. ... 151
Figura 6.77 - Frequência da rede. ... 152
Figura 6.78 - Potência activa injectada na rede por cada central. ... 152
Figura 6.79 - Potência reactiva injectada na rede por cada central. ... 153
Figura 6.80 - Tensão aos terminais da CTCL e do PEGR. ... 153
Figura 6.81 - Perfis de tensão (PEGR e CTCL) durante o defeito, com e sem injecção de corrente reactiva durante o mesmo. ... 154
Figura 6.82 - Frequência da rede com volantes de inércia de várias potências. ... 156
Figura 6.83 - Frequência da rede com e sem volante de inércia. ... 157
Figura 6.84 - Potência activa injectada na rede por cada central. ... 158
Figura 6.85 - Potência reactiva injectada na rede por cada central. ... 158
Figura 6.86 - Tensão aos terminais da CTCL e do PEGR. ... 159
Figura 6.87 - Frequência da rede com e sem volante de inércia. ... 160
Figura 6.88 - Potência activa injectada na rede por cada central. ... 161
Figura 6.89 - Potência reactiva injectada na rede por cada central. ... 161
Figura 6.90 - Tensão aos terminais da CTCL e do PEGR. ... 162
Figura 6.91 - Frequência da rede com e sem volante de inércia. ... 163
Figura 6.92 - Potência activa injectada na rede por cada central. ... 163
xvii
xix
Lista de tabelas
Tabela 4.1 - Distribuição da carga nos cenários de ponta (máxima) e de vazio (mínimo). ... 71 Tabela 4.2 - Distribuição da produção nos cenários de ponta (máxima) e de vazio
(mínimo). ... 71 Tabela 4.3 - Distribuição da carga futura (2015) nos cenários de ponta (máxima) e de
vazio (mínimo). ... 74 Tabela 4.4 - Distribuição da produção nos cenários de ponta (máxima) e de vazio
(mínimo), em 2015. ... 74 Tabela 4.5 - Distribuição da produção nos cenários de ponta (máxima) e de vazio
(mínimo), em 2015. ... 74 Tabela 6.1 - Limites de produção das máquinas da CTCL. ... 97 Tabela 6.2 - Potência produzida e reserva disponível em cada despacho para o parque
com 10 aerogeradores. ... 97 Tabela 6.3 - Potência produzida e reserva disponível em cada despacho para o parque
xxi
Abreviaturas
Lista de abreviaturas
CGPV Central Geotérmica do Pico Vermelho
CGRG Central Geotérmica da Ribeira Grande
CTCL Central Térmica do Caldeirão
DC Direct Current
EDA Electricidade dos Açores
FRT Fault Ride Through
IGA International Geothermal Association
INEGI Instituto de Engenharia Mecânica e Gestão Industrial
PEGR Parque Eólico dos Graminhais
SEAE Subestação do Aeroporto
SECL Subestação do Caldeirão
SEFO Subestação de Foros
SELC Subestação da Lagoa do Congro
SELG Subestação da Lagoa
SEMF Subestação de Milhafres
SEPD Subestação de Ponta Delgada
SESC Subestação das Sete Cidades
SESR Subestação de S. Roque
SEVF Subestação de Vila Franca
1
Capítulo 1
Introdução
1.1 - Motivação
Actualmente, devido à preocupação com a escassez dos combustíveis fósseis e com os impactos ambientais em consequência da sua utilização, inclusive na produção de electricidade, tem-se assistido a uma mudança de paradigma que visa a produção de energia eléctrica a partir de fontes de energia renováveis. Outro aspecto que converge para o uso das energias renováveis é a necessidade de assegurar a diversidade e segurança no fornecimento de energia.
Do conjunto de energias renováveis, a energia eólica é a tecnologia que apresenta um crescimento mais rápido na produção de electricidade [1], por ser das que oferece maior maturidade tecnológica. Este tipo de tecnologia tem particular interesse em ilhas, primeiro, porque estes locais dispõem de um elevado potencial eólico e, segundo, porque contribui para minimizar os custos de produção (baseada essencialmente em unidades diesel) e diminuir a dependência energética [2]. Contudo, a integração e exploração deste tipo de energia em redes isoladas apresenta algumas particularidades.
A intermitência do vento, bem como velocidades de vento muito elevadas, podem conduzir à súbita perda de produção de energia eólica, causando variações de frequência elevadas, o que pode levar a situações de instabilidade dinâmica. Assim, é necessário fazer uma avaliação prévia do impacto resultante da integração deste tipo de energia, juntamente com a identificação dos limites de integração. A ocorrência de curto-circuitos, nomeadamente na vizinhança do parque eólico, pode levar ao disparo das protecções de mínimo de tensão podendo, desta forma, perder-se a capacidade de produção, causando um desequilíbrio entre a produção e o consumo. Daqui resulta, também, a oscilação da frequência que pode levar, inclusive, ao colapso do sistema. Torna-se, assim, necessário estudar soluções para garantir a estabilidade transitória da rede e, assim, contribuir para a robustez de exploração da mesma. Essas soluções passam pela instalação de dispositivos de
2 Introdução
armazenamento de energia do tipo volante de inércia, bem como de aerogeradores dotados de funcionalidades que lhes permitam fornecer serviços de sistema, nomeadamente, com capacidade de sobrevivência a cavas de tensão (“Fault-Ride Through – FRT”).
Considerando como caso de estudo a rede eléctrica da ilha de São Miguel – Açores, bem como os respectivos planos de instalação de potência eólica sobre este sistema, procedeu-se então à avaliação dos impactos resultantes da integração dessa produção, bem como à identificação de medidas complementares que permitam garantir a segurança de operação da rede. Para os estudos referidos é necessário implementar uma plataforma de simulação que permita aferir o comportamento dinâmico da rede em diversas condições de operação. Para tal, procedeu-se à modelização do sistema de geração e transporte da ilha em
Matlab/Simulink com recurso à biblioteca SimPowerSystems.
1.2 - Objectivo do trabalho
O principal objectivo deste trabalho consiste em aferir o impacto e os limites de integração de potência eólica numa rede eléctrica isolada, mais concretamente na ilha de São Miguel – Açores. Para tal torna-se necessário definir os seguintes objectivos intermédios:
Estudo dos problemas de comportamento dinâmico de redes isoladas em função
da integração em larga escala de recursos renováveis, nomeadamente o eólico.
Modelização e implementação da rede eléctrica da ilha de São Miguel em
ambiente Matlab/Simulink, para efeitos de estudos de comportamento dinâmico.
Definição dos cenários de estudo e das perturbações a analisar.
Analisar o comportamento da frequência da rede na presença das referidas
perturbações.
Face aos estudos dinâmicos efectuados, avaliar a necessidade de instalação de
volantes de inércia e de aerogeradores com capacidade de sobrevivência a cavas de tensão, em prol da estabilidade transitória da rede.
1.3 - Estrutura da dissertação
Esta dissertação compreende seis capítulos para além deste, cujos conteúdos se descrevem sumariamente de seguida.
No Capítulo 2 é feita uma contextualização das energias renováveis presentes na rede isolada de São Miguel, dando-se especial relevo à energia eólica e aos problemas que esta pode causar na exploração de redes isoladas.
No Capítulo 3 são apresentados os modelos de simulação dinâmica dos diversos componentes da rede eléctrica da ilha de São Miguel. Aqui, a modelização dos mesmos é descrita, sendo eles: máquinas síncronas, reguladores de tensão e velocidade, bem como as turbinas eólicas acopladas às máquinas assíncronas. Também o modelo da flywheel e do
Estrutura da dissertação 3
parque eólico com capacidade de sobrevivência a cavas de tensão, desenvolvidos, são aqui descritos.
De seguida, no Capítulo 4, é feita a caracterização da rede eléctrica da ilha de São Miguel.
No Quinto Capítulo é ilustrada a implementação dos modelos de simulação, descritos no Capítulo 3, em ambiente Matlab/Simulink.
Pretende-se no Capítulo 6 avaliar o impacto e a capacidade de integração de potência eólica na rede eléctrica de São Miguel. Para tal são consideradas dois tipos de perturbações: variação brusca do vento e curto-circuito na proximidade do parque.
Por fim, no Capítulo 7, são apresentadas as principais conclusões inerentes ao presente trabalho, bem como alguns trabalhos passíveis de desenvolvimento futuro.
5
Capítulo 2
Estado da Arte
2.1 - Energias Renováveis
A energia eléctrica é a base do desenvolvimento económico e social da sociedade tornando-se, a sua utilização, indispensável. Esta forma de energia pode ser gerada a partir de diversas fontes, sendo, ainda hoje, os combustíveis fósseis (petróleo, carvão e gás natural), a fonte primária mais utilizada na maioria das centrais eléctricas de todo o mundo. Esta situação deve-se à era industrial, que permitiu criar uma civilização de bem-estar e de criação de riqueza mas também, consumista, energívora e insensível ao ambiente [3].
A queima de combustíveis fósseis é responsável pela emissão de gases com efeito de
estufa, nomeadamente o dióxido de carbono (CO2), devendo-se a maior parte à geração de
energia (eléctrica), a processos industriais e aos transportes. Da actividade agrícola resultam emissões de metano e outros gases, ao passo que os processos industriais também emitem produtos químicos artificiais, chamados de halocarbonos (CFC’s, HFC’s, PFC’s) [Figura 2.1].
6 Estado da Arte
As emissões de gases com efeito de estufa (maiores nos países desenvolvidos), resultantes das variadas actividades humanas, aumentam a capacidade da atmosfera para absorver radiação infravermelha, contribuindo, desta forma, para o badalado “Aquecimento Global” e provocando fortes impactos nos ecossistemas, na saúde humana, nas actividades económicas e na qualidade da água [4].
A dependência da energia eléctrica foi crescendo exponencialmente ao longo das décadas e, actualmente, é quase impossível imaginar como seria a vida sem este tipo de energia. Após dois séculos de consumo desmedido de energia, sem consciência das suas consequências ambientais e da escassez dos recursos primários (combustíveis fósseis), as últimas duas décadas do século XX começaram a revelar diferentes condutas de consciencialização das pessoas, no que se refere aos danos irreversíveis que o planeta estava a sofrer. A abordagem desta problemática é enquadrada no âmbito da Convenção Quadro das Nações Unidas para as Alterações Climáticas (CQNUAC) e no Protocolo de Quioto (1997), dela decorrente. Daqui resulta um maior estreitamento das políticas energética e ambiental, no que diz respeito à limitação das emissões de gases com efeito de estufa. Desta forma, o sector energético, e em particular o sector eléctrico, têm sofrido profundas alterações, das quais se destaca a defesa do ambiente.
Nesse sentido, não chega consumir energia de forma moderada; é necessário fazê-lo de forma racional. Portanto, e devido à necessidade de responder aos desafios criados pelas alterações climáticas, de reduzir a dependência e o uso de combustíveis fósseis e de assegurar uma diversidade e segurança no abastecimento energético, ressurgiu o interesse pelas energias renováveis.
As energias renováveis, para além de benefícios ambientais (limpas e inesgotáveis), têm também benefícios económicos, ao diminuir o saldo importador de combustíveis fósseis de um país que não os possui, como é o caso de Portugal. Apesar de pobre em recursos fósseis, Portugal é um país rico em recursos renováveis, tendo sol, vento, água, biomassa e mesmo geotermia. Assim, a equação é simples: substituem-se custos de funcionamento e poluição (queima de combustíveis importados) por custos de investimento, geradores de emprego, mais-valia e investigação científica e tecnológica. A recente Directiva Europeia de Dezembro de 2008, que fixa em 20% a percentagem da energia de origem renovável no balanço global energético da União Europeia (UE), veio abrir um mundo novo de oportunidades e desafios de que Portugal muito pode aproveitar [4]. Para além desta medida, a referida Directiva visa também, a redução da emissão de gases com efeito de estufa e o aumento da eficiência energética, ambas, em 20%, até 2020; é o chamado “Pacote 20-20-20 da UE”.
Para além destas medidas, o Governo Português criou, entre outras, a Estratégia Nacional para a Energia 2020 (ENE2020) cujo objectivo é colocar Portugal na vanguarda Europeia em matéria de energias renováveis [5]. Esta estratégia promove a competitividade, o
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crescimento e a independência energética e financeira do país, gerando benefícios para a sociedade.
A produção de energia eléctrica a partir de fontes de origem renovável tem especial interesse em sistemas isolados cuja produção é quase na totalidade a partir de combustíveis fósseis. Tradicionalmente, a fonte de mais fácil acesso é o petróleo, com todos os impactos negativos no ambiente, além da exposição derivada das flutuações do mercado, ao nível do preço e da escassez. Torna-se, assim, imperioso intensificar o aproveitamento das energias renováveis que, pelo seu carácter endógeno, contrariam as dificuldades enunciadas [4].
Figura 2.2 – Mix das fontes de energia nos Açores, de Fevereiro de 2009 a Janeiro de 2010 [EDA].
Os Açores não são excepção [Figura 2.2]. Trata-se de uma região fortemente dependente dos derivados do petróleo mas que dispõe de abundantes recursos renováveis, como a energia eólica, hídrica e geotérmica. A energia geotérmica, entre as renováveis, é aquela que apresenta um maior potencial, em consequência do processo de formação do arquipélago e da sua localização junto da Crista Médio Atlântica, na confluência de três placas tectónicas, que proporciona uma intensa actividade vulcânica [4]. Contudo, este tipo de energia renovável (geotérmica) é explorado unicamente em S. Miguel [6]. Esta ilha, tema central desta dissertação, para além da exploração geotérmica tem também 7 centrais hídricas (com uma potência total instalada de aproximadamente 5 MW [6]), que quase não têm expressão face à produção total de electricidade. Espera-se que em finais de 2011 entre em funcionamento um parque eólico – Parque Eólico dos Graminhais - com uma potência inicial instalada de 9 MW [7].
2.1.1 - Energia Geotérmica
A geotermia consiste no aproveitamento energético do calor proveniente do interior da Terra, que no seu processo de arrefecimento se dissipa em vários pontos da superfície terrestre. Porém, existem regiões onde a libertação deste calor é mais intensa, normalmente
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coincidentes com zonas activas das fronteiras das placas tectónicas do globo, em que o seu aproveitamento é mais fácil e economicamente mais viável, devido à relativamente baixa profundidade onde pode ser encontrado e captado.
O geofluido captado pode ser classificado, quanto à temperatura, em baixa entalpia quando é inferior ao limite – entre 100 e 150ºC – e em alta entalpia quando é superior ao mesmo. Ele pode ser aproveitado para diferentes aplicações, sendo os recursos de alta entalpia usados para a produção de electricidade (uso melhor remunerado) e os de baixa entalpia em diversas aplicações de usos directos, como por exemplo, para aquecimento de estufas, para secagem de frutos e vegetais, em aquacultura, no aquecimento ambiente e em balneoterapia, entre outros [Figura 2.3].
Figura 2.3 - Utilização dos fluidos geotérmicos (derivado do quadro de Lindal, 1973 - adaptado de [4]).
No caso de Portugal Continental, como só há fluidos de baixas entalpias, o quadro de Lindal tem apenas aplicação a partir de temperaturas inferiores a 75ºC, pois é a temperatura máxima registada nas Caldas de Chaves (Termas).
Para se captarem fluidos geotérmicos (água e/ou vapor geotérmico) é necessário identificar um reservatório geotérmico. Este é formado por uma fonte de calor que poderá ser um corpo magmático (magma) ou rochas quentes (bedrock), por um fluido transportador de calor, como a água, dispondo de adequada recarga face à extracção, por uma sequência de rochas permeáveis, que constitui o reservatório (reservoir), e por uma formação geológica impermeável e isolante de cobertura, que concentra e isola toda a energia contida no reservatório (caprock) [Figura 2.4].
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Figura 2.4 - Reservatório Geotérmico [8].
Uma vez identificado um reservatório geotérmico, executam-se poços com profundidade adequada (podendo atingir vários km) para interceptarem as formações geológicas que contêm o aquífero geotérmico, onde existem água e/ou vapor geotérmico a elevada pressão e temperatura. Estes geofluidos, depois de captados, são conduzidos para a superfície onde o seu calor é aproveitado em centrais geotérmicas para, tal como foi já referido, a produção de electricidade, ou a utilização directa em processos industriais ou domésticos.
No caso da produção de electricidade são, geralmente, usadas três tecnologias (aquosas):
dry steam, flash steam e binary cycle [9]. Os dois primeiros pertencem ao grupo dos sistemas
abertos, enquanto o terceiro pertence ao dos sistemas fechados [8]. O tipo de tecnologia usado depende das características do recurso geotérmico, nomeadamente, estado do fluido (vapor ou água) e a sua temperatura.
a) Dry Steam: as centrais geotérmicas com esta tecnologia foram as primeiras a serem construídas. Nestas, o vapor seco extraído do reservatório, vai directamente para a turbina, onde é expandido, accionando o gerador, convencionalmente um turbogerador [4, 10]. Uma vez que as zonas de vapor seco são raras (exigem temperaturas superiores a 260ºC), uma separação do vapor extraído, para retirar qualquer partícula de água, pode ser necessária. Após a expansão do vapor na turbina, este é condensado e injectado novamente no subsolo (reservatório) [11] [Figura 2.5].
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Figura 2.5 - Diagrama esquemático de uma central geotérmica do tipo Dry Steam (adaptado de [8]).
b) Flash Steam: após captado, o fluido geotérmico (a temperaturas superiores a 180ºC) entra no separador (flash vessel), que se encontra a uma pressão inferior à do reservatório geotérmico; por esse motivo, parte do fluido é convertido (ou “flash”) em vapor. Neste separador, o vapor é separado da parte líquida (injectada novamente no subsolo) e é transportado para a turbina, onde é expandido, accionando o gerador [11].
Este tipo de central pode, ou não, ser dotado de um condensador; em caso afirmativo, a água condensada é injectada novamente no subsolo [Figura 2.6]; no caso de não haver um condensador, o vapor, após expandido na turbina, e pela sua pressão ser reduzida à pressão atmosférica, é libertado para a atmosfera através de um difusor.
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Figura 2.6 – Diagrama esquemático de uma central do tipo Single Flash Steam com condensador [8].
Este tipo de tecnologia (single flash steam), é frequentemente caracterizado pelo inconveniente de produzir precipitações sólidas durante a separação do fluido. Tais precipitações permanecem como revestimentos sobre o equipamento, tendo um efeito negativo na segurança, obrigando à sua remoção.
Tal como foi mencionado, após a separação do fluido no separador, a parte líquida (parte importante da energia do fluido geotérmico original) é injectada novamente no subsolo, não sendo usada para fins energéticos. Desta forma, a razão de utilização de todo o sistema é relativamente baixa. Esta desvantagem pode ser remediada adicionando outro separador [Figura 2.7], apesar de tornar o sistema mais caro por possuir mais componentes.
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Figura 2.7 - Diagrama esquemático de uma central do tipo Double Flash Steam com condensador [8].
Neste tipo de central, double flash steam, a pressão da água em ebulição, drenada do primeiro separador, é reduzida uma segunda vez e o vapor gerado é novamente separado, agora no segundo separador (flash vessel 2). Seguidamente, o vapor separado é expandido noutra turbina (baixa pressão), podendo também ser usado numa parte complementar de baixa pressão da turbina de alta pressão [8].
Este tipo de sistema, apesar de mais caro, tem vantagens face ao sistema binário (Binary Cycle), nomeadamente, baixo custo de operação e de manutenção.
c) Binary Cycle: aqui, o fluido geotérmico (normalmente, água quente, entre 107 e 180ºC) nunca entra em contacto com a turbina; a energia deste é transferida para um segundo fluido (“binary”, portanto) - fluido de trabalho, através de um permutador de calor (evaporator). O calor do fluido geotérmico faz com que o fluido de trabalho, que tem um ponto de ebulição mais baixo, se transforme em vapor. Este expandirá na turbina que accionará o gerador [9, 11]. Seguidamente, esse vapor é descarregado no condensador; é o final do ciclo [Figura 2.8].
Neste sistema é utilizado um segundo fluido pelo facto de o geofluido não ser quente o suficiente, ou por este ter uma pressão demasiado baixa, não podendo desta forma serem utilizadas as tecnologias anteriores. Além disso, a utilização de um segundo fluido evita os “danos” provocados pelas propriedades químicas desfavoráveis do geofluido (como minerais, por exemplo) [8].
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Assim, são usados ciclos termodinâmicos, utilizando-se normalmente o ciclo de
Rankine, ou o ciclo de Kalina. A principal diferença entre estes ciclos é o fluido de
trabalho: o ciclo de Rankine utiliza um fluido orgânico (normal-pentano1), enquanto o
ciclo de Kalina utiliza uma mistura de água e amónia, tendo maior eficiência termodinâmica que o primeiro [8].
Figura 2.8 - Diagrama esquemático de uma central do tipo Binary Cycle usando o ciclo de Rankine [8].
Tal como foi referido, trata-se de um sistema fechado, pelo facto de o fluido de trabalho se encontrar num circuito fechado e, por esse motivo, não há emissões para a atmosfera. As únicas emissões verificadas devem-se ao sistema de refrigeração, e são apenas vapor de água.
Para além dos referidos sistemas, abertos e fechados, há também os sistemas combinados, que basicamente são sistemas que conciliam as várias tecnologias com o objectivo de aumentar a eficiência. Por exemplo, o líquido separado no single flash steam pode ser utilizado no permutador de calor do binary cycle [8].
1 O pentano é um hidrocarboneto com cinco átomos de carbono e doze de hidrogénio, cuja fórmula
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É também possível produzir energia eléctrica a partir da chamada tecnologia de rocha quente (hot rock technology). Este tipo de energia geotérmica pode ter origem em três fontes (não aquosas):
Magma (rocha líquida);
Rocha quente e seca, aquecida pelo magma que se encontra abaixo desta;
Reservatórios de rocha quente, que contêm rocha aquecida por zonas próximas
que abarcam magma ou vapor.
Para extrair esta energia geotérmica, fazem-se poços até se atingir as formações que contêm o calor, as chamadas rochas cristalinas, que se encontram a sensivelmente 5 km da crosta terrestre. A central geotérmica bombeia água para o interior de um dos poços, chamado poço de injecção, que, ao descer, aquece e passa da forma líquida a vapor. Este, depois, é utilizado para accionar turbinas que movem os geradores [9, 12].
Apesar da energia que é possível extrair do magma e das rochas quentes ser “barata”, limpa e quase ilimitada, ainda são necessários desenvolvimentos na tecnologia para o efeito. Entretanto, e uma vez que os recursos geotérmicos de temperatura moderada são de longe os mais abundantes, as centrais geotérmicas do tipo Binary Cycle serão as mais comuns [9].
A produção de energia eléctrica a partir de fontes geotérmicas tem crescido ao longo dos anos, como se pode comprovar pela Figura 2.9.
Figura 2.9 - Evolução da capacidade geradora de base geotérmica no mundo, em 2010 [IGA].
O potencial geotérmico mundial é apresentado na Figura 2.10, em que as áreas com maior potencial para o uso de energia geotérmica, coincidem com as zonas de convergência das placas tectónicas, representadas com diferentes tons de vermelho.
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Figura 2.10 - Potencial geotérmico e potências instaladas no mundo [13].
Um aproveitamento geotérmico exige um elevado investimento inicial, muito superior às alternativas térmicas convencionais, pois, além da construção da central, é necessário executar um parque de poços de produção e de injecção. Contudo, os custos directos de produção são baixíssimos e a exposição a factores externos é relativamente reduzida. Isto, aliado às constantes variações do preço do petróleo, começa a tornar a produção de energia, a partir de recursos geotérmicos, competitiva relativamente às alternativas a partir dos combustíveis fósseis [4].
O impacto ambiental de um aproveitamento geotérmico é mínimo e com uma área afectada muito reduzida, quando comparado com as alternativas tradicionais, a partir da queima dos derivados de petróleo. Para além disso, no processo de transformação de energia
(operação), não são produzidas emissões de CO2 [4].
Outro aspecto que importa realçar é o carácter pouco volátil da energia geotérmica, que não depende das condições atmosféricas, sendo possível o seu aproveitamento, de forma contínua e estável, condições que lhe conferem o estatuto de potência garantida, adequada para trabalhar na base do diagrama de carga de um sistema eléctrico.
2.1.1.1 - A Energia Geotérmica nos Açores
Os estudos efectuados até ao presente apontam para que, provavelmente, todas as ilhas do arquipélago dos Açores possuam recursos geotérmicos com potencial para a produção de electricidade, à excepção da ilha de Santa Maria, que é, geologicamente, a mais antiga [4].
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A ilha de São Miguel é aquela onde se verifica actualmente um maior potencial, e subsequentemente aproveitamento da energia geotérmica. Aqui estão instalados dois aproveitamentos no Campo Geotérmico da Ribeira Grande: a Central Geotérmica da Ribeira Grande (CGRG), de 1994, e a Central Geotérmica do Pico Vermelho (CGPV), de 2006. Esta última foi a primeira central do género a ser instalada nos Açores, construída em 1980, como projecto-piloto de confirmação do potencial geotérmico da zona. Em 2005, foi desactivada em consequência de estudos desenvolvidos, que consideraram que o grupo gerador estava obsoleto e apontavam para a sua substituição. Portanto, procedeu-se à remodelação da referida central e, no final de 2006, entrou em exploração. Ambas as centrais utilizam a tecnologia baseada num sistema binário (Binary Cycle), segundo o ciclo de Rankine, perfazendo um total de potência instalada de, aproximadamente, 30 MW.
Figura 2.11 - Evolução da produção geotérmica em São Miguel, Açores (adaptado de [4]).
Relativamente à CGRG, entrou em exploração, dia 1 de Julho de 2010, um novo poço geotérmico (o sexto de produção), com o objectivo de reforçar a capacidade de produção de fluido geotérmico que abastece a mesma. Este novo poço geotérmico permitirá incrementar a produção anual da central em cerca de 26 GWh, correspondendo a uma poupança de 6 mil
toneladas de fuel e evitando-se a emissão de mais de 18 mil toneladas de CO2 [7].
Ainda na ilha de S. Miguel, está prevista a execução de três poços (de injecção) no sector do Pico Vermelho, que aumentarão a capacidade de injecção do fluido no reservatório geotérmico, visando a expansão da CGPV; e, a execução de três poços (de produção) no sector das Caldeiras, que proporcionarão a possibilidade da instalação de uma terceira central geotérmica com uma potência de cerca de 10 MW [4].
Já na ilha Terceira, está em desenvolvimento o “Projecto Geotérmico da Terceira”, que compreende a execução dos poços (quatro de produção e dois de injecção) e a construção, na zona central da ilha, de uma central geotérmica de 12 MW. Com a entrada em exploração
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desta central, prevista para o final de 2011, estima-se que esta fonte de energia contribua, no ano seguinte, em 38% na estrutura de produção da ilha [14].
A produção geotérmica, ao nível do arquipélago, representa cerca de 21% na estrutura de produção de energia eléctrica, contribuindo para uma poupança anual de cerca de 40 mil toneladas de combustível derivado do petróleo [14]. Além dos ganhos ambientais, a importância da produção geotérmica revela-se, sobretudo, do ponto de vista estratégico, pois diminui a dependência energética (externa) do arquipélago, acrescida de uma mais-valia económica, confirmada pelos custos evitados na importação de derivados do petróleo. Contudo, o nível de produção de energia eléctrica a partir de recursos geotérmicos, nos Açores, estará condicionado ao esforço de prospecção desenvolvido na identificação de novos campos geotérmicos, pela disponibilidade no mercado de sondadores e construtores deste tipo de centrais, e em sistemas pequenos e isolados [4].
Do exposto, e a avaliar pelos resultados verificados nos Açores e a nível mundial, conclui-se sobre a importância do aproveitamento dos recursos geotérmicos nas vertentes ambiental e económica, além da vantagem que induzem ao nível da autonomia energética das regiões que exploram este recurso, através da segurança de abastecimento e a redução da exposição à flutuação dos preços dos derivados do petróleo.
2.1.2 - Energia Eólica
A energia eólica é a energia cinética obtida pela deslocação de massas de ar (vento), em consequência de diferenças de pressão atmosférica, como resultado do aquecimento diferencial da superfície terrestre.
O aproveitamento da energia eólica pelo Homem remonta à antiguidade. A conversão desta forma de energia primária em energia mecânica através da utilização dos moinhos de vento foi utilizada desde muito cedo, na história da humanidade, para substituir a força humana ou animal na indústria da forjaria e na realização de actividades agrícolas, tais como a moagem de cereais e a bombagem de água para irrigação dos terrenos.
No entanto, somente no final do século XX, devido à crise internacional de petróleo, é que a sua utilização para a produção de energia eléctrica, em grande escala em centrais eólicas, vulgarmente designadas por parques eólicos, teve relevante impulso, nomeadamente, na Europa e nos Estados Unidos onde surgiram tecnologias inovadoras e novos materiais.
O enorme desenvolvimento tecnológico, que passou a ser liderado pela indústria do sector estimulada por mecanismos institucionais de incentivo, juntamente com o crescimento da produção em massa tornou possível o desenvolvimento de técnicas de construção de aerogeradores cada vez mais robustos, permitindo o aumento da sua potência nominal unitária. A Figura 2.12 ilustra a tendência crescente do aumento da potência nominal da turbina, relacionando-a com o diâmetro típico do rotor [15].
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Figura 2.12 - Relação entre o diâmetro típico do rotor e a potência nominal da turbina [15].
A indústria eólica tornou-se, assim, num negócio internacional em franco crescimento e com impactos sócio-económicos comparáveis à indústria automóvel. O desenvolvimento da energia eólica tem um elevado potencial na criação de postos de trabalho qualificados, no desenvolvimento tecnológico e na criação de riqueza [4].
As turbinas eólicas, habitualmente designadas de aerogeradores, são responsáveis pela conversão da energia cinética do vento em energia eléctrica. A energia cinética do vento é captada e convertida pelas pás do rotor em energia mecânica que, accionando o gerador eléctrico (acoplado ao rotor), a converte em electricidade.
Os aerogeradores sofreram um elevado desenvolvimento tecnológico durante os últimos 20 anos. De acordo com o posicionamento do seu rotor, as turbinas eólicas podem ser divididas em dois tipos: turbina de eixo horizontal e turbina de eixo vertical [Figura 2.13]. As turbinas de eixo vertical são insensíveis à direcção do vento, dispensando o mecanismo de orientação direccional; não necessitam de controlar o seu ângulo de ataque; e têm o seu equipamento de conversão da energia mecânica junto ao solo, facilitando a sua manutenção. No entanto, esta turbina não tem capacidade de auto-arranque, necessitando de auxílio para o efeito (por motores); necessita de espias de suporte; as pás são submetidas a forças alternadas, causando fadiga mecânica; e, as velocidades de vento junto à base são muito baixas, traduzindo-se numa menor eficiência. Assim, para aplicações de pequena escala, as turbinas de eixo vertical podem ser uma alternativa [16].
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Figura 2.13 - Representação esquemática de uma turbina eólica de eixo horizontal e vertical.
Contudo, o desenvolvimento tecnológico das grandes turbinas eólicas convergiu para uma certa uniformização da oferta comercial que, na sua maioria, apresenta turbinas de eixo horizontal com rotores de três pás colocados a montante da torre (upwind). Todavia, as opções tecnológicas adoptadas pelos vários fabricantes são muito divergentes. Para além dos materiais utilizados no fabrico das pás e das torres, estas opções envolvem os seguintes aspectos principais:
Sistema de controlo da potência mecânica, nomeadamente a regulação do ângulo
de passo (controlo de pitch) e a entrada em perda aerodinâmica (stall);
Existência ou não de caixa de velocidades;
Sistema de conversão da energia mecânica em energia eléctrica.
Relativamente ao sistema de conversão de energia mecânica em energia eléctrica, as opções adoptadas pelos fabricantes incluem a utilização do gerador assíncrono ligado à rede de forma directa ou através de um conversor electrónico de potência (AC/DC/AC) e a utilização do gerador síncrono ligado à rede através de um conversor AC/DC/AC. Dependendo da opção adoptada, o aerogerador pode ser explorado em regime de velocidade constante ou em regime de velocidade variável [15].
As interligações destes sistemas de conversão de energia com a rede eléctrica variam consoante o gerador utilizado e com os sistemas de controlo associados.
2.1.2.1 - Sistemas de velocidade constante
Os sistemas de conversão de velocidade constante possuem turbinas com regulação stall2
equipadas com um gerador de indução com rotor em gaiola de esquilo (ditos convencionais).
2 O controlo stall tira partido do desenho do perfil das pás da turbina, o qual foi concebido para entrar
em perda aerodinâmica para velocidades de vento superiores à velocidade nominal. Assim, para os sistemas de velocidade constante, o ângulo de ataque aumenta com o aumento da velocidade do vento e apresenta o valor máximo quando a velocidade do vento atinge o valor nominal [15].
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O gerador encontra-se directamente ligado à rede [Figura 2.14], pelo que a velocidade de rotação do gerador (superior à velocidade de sincronismo) é imposta pela frequência fixa da rede tendo em conta o limite de variação do deslizamento (1 a 2%). Devido a este tipo de acoplamento, qualquer perturbação na rede eléctrica terá reflexo directo no aerogerador. Da mesma forma, variações de vento serão traduzidas em oscilações mecânicas, e consequentemente em variações na potência eléctrica injectada na rede, podendo afectar os padrões de qualidade da energia eléctrica [17].
Figura 2.14 - Esquema simplificado do sistema de conversão de velocidade constante (adaptado de
[18]).
Este tipo de aerogerador é dotado de uma caixa de velocidades para transmitir a energia mecânica, entregue pelo eixo do rotor ao gerador, multiplicando a sua velocidade angular, fazendo coincidir as velocidades da turbina com as do gerador, as quais se encontram em intervalos diferentes. Para além disso, pode também ser munido de equipamento destinado a suavizar o arranque do gerador, limitando a sua corrente de arranque.
Tal como foi mencionado, nesta topologia, o gerador de indução é a opção mais utilizada pelos fabricantes de aerogeradores, aproveitando-se assim a sua maior simplicidade e robustez e, consequentemente, menor preço.
Contudo, este gerador tem o inconveniente de consumir potência reactiva, o que exige a existência de baterias de condensadores, com entrada e saída de serviço automática, para compensar parte dessa energia. No entanto, esta particularidade pode tornar-se numa situação crítica especialmente na fase de recuperação que se segue a um curto-circuito. Nesta situação, a existência de baterias de condensadores contribui pouco para atenuar o consumo dessa energia reactiva, devido à redução dos níveis de tensão aos terminais da máquina durante e após o defeito, sendo então a energia requerida pelo aerogerador praticamente toda proveniente da rede eléctrica [18].
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No início da exploração dos sistemas eólicos para produção de electricidade, os aerogeradores de indução convencionais foram maciçamente explorados tendo em conta o facto de serem bastante robustos e por apresentarem baixos custos operacionais. Presentemente, estes têm vindo a ser gradualmente substituídos por aerogeradores com maiores capacidades de controlo. Devido à importância cada vez maior que a produção eólica tem vindo a assumir no sector eléctrico mundial, é actualmente exigido a estes sistemas de conversão um conjunto de funcionalidades de controlo que não é possível assegurar através de aerogeradores de indução convencionais.
2.1.2.2 - Sistemas de velocidade variável limitada
Na topologia anterior (sistemas de velocidade constante), a frequência do rotor é quase constante, por o gerador estar directamente ligado à rede eléctrica (frequência fixa). Assim, existe um único ponto de operação em torno do qual o rendimento de conversão é máximo. De modo a aumentar a eficiência, o fabricante dinamarquês Vestas desenvolveu o conceito de
sistema de velocidade variável limitada, no qual a turbina eólica com controlo de pitch3 é
equipada com um gerador de indução de rotor bobinado ligado a uma resistência variável, controlada através de um conversor electrónico de potência de modo a controlar a resistência total do rotor [Figura 2.15]. Desta forma é possível controlar a potência extraída do rotor e, por conseguinte, a variação da velocidade do gerador numa gama limitada pelo valor da resistência adicional (gama de variação reduzida). No entanto, a potência extraída do rotor é dissipada, sob a forma de calor, na resistência variável [15].
3 O controlo de pitch consiste na rotação das pás da turbina em torno do seu eixo longitudinal fazendo
variar o ângulo de passo, alterando o ângulo de ataque. A variação do ângulo de passo funciona como um sistema auxiliar nos processos de arranque e paragem da turbina eólica, permitindo o embalamento do rotor enquanto a velocidade do vento é baixa e a colocação das pás na posição de embandeiramento para velocidades de vento elevadas, dispensando assim o travão aerodinâmico. Quando a turbina entra na zona de potência constante, o pitch actua de modo a que a velocidade de rotação da turbina corresponda à velocidade nominal da máquina, isto é, provocando de forma artificial uma diminuição de binário. Na zona de velocidades de vento inferiores à velocidade nominal o ângulo de passo é mantido no valor zero [15].
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Figura 2.15 - Esquema simplificado do sistema de conversão de velocidade variável limitada (adaptado
de [18]).
Tal como na topologia anterior, nesta também são usados uma caixa de velocidades, um sistema destinado a suavizar o arranque do gerador, bem como baterias de condensadores para compensação do factor de potência. Aqui, também em virtude do gerador estar directamente acoplado à rede, qualquer variação de vento é convertida em variações de potência injectada.
2.1.2.3 - Sistemas de velocidade variável
Nos sistemas de velocidade variável, o gerador é ligado à rede através de um conversor AC/DC/AC, também designado por conversor de frequência, que efectua o desacoplamento entre a frequência da rede e a frequência do gerador, possibilitando o controlo da velocidade de rotação do gerador numa gama de variação mais alargada de modo a aumentar a eficiência do sistema. Uma outra vantagem prende-se com o facto das variações na velocidade do vento serem convertidas em variações da frequência do gerador com efeito ao nível da redução da carga mecânica do sistema e da melhoria da qualidade da energia produzida [15].
a) Sistema de velocidade variável com conversão parcial: nesta topologia, a turbina com controlo pitch é equipada com um gerador de indução de rotor bobinado em que o estator é directamente ligado à rede e o rotor é ligado à rede através de um conversor AC/DC/AC – gerador de indução duplamente alimentado [Figura 2.16]. O conceito de gerador de indução duplamente alimentado tem como principal argumento de popularidade, o facto de operar a velocidade variável recorrendo a
conversores electrónicos com capacidades nominais bastante reduzidas
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Figura 2.16 – Esquema simplificado do sistema de conversão de velocidade variável com conversor
parcial (adaptado de [18]).
O conversor do lado da rede, estando ligado a esta, opera à sua frequência (50 Hz) impondo, dessa forma, a frequência de saída do aerogerador e, em simultâneo, controla a tensão do barramento DC. Todavia, este conversor poderá ser controlado para fornecer potência reactiva, funcionando como um compensador estático de potência reactiva (STATCOM). O conversor do lado do gerador funciona a frequência variável, de acordo com a velocidade do rotor. Este conversor tem a função de controlar o gerador, através da injecção de correntes controladas no rotor da máquina, de modo a controlar separadamente a produção de potência activa e reactiva (dentro de limites técnicos). Actualmente, os conversores estáticos utilizados são constituídos por IGBTs (Insulated Gate Bipolar Transistor) que possibilitam a troca bidireccional de potência activa entre o rotor e a rede eléctrica [18].
A principal desvantagem desta topologia diz respeito ao parcial desacoplamento entre o aerogerador e a rede eléctrica. Devido ao facto de estar ligado directamente a esta através do estator - razão pela qual este conceito é chamado de sistema de velocidade variável com conversão parcial, o aerogerador torna-se vulnerável a perturbações na rede. Para além disso, a necessidade de utilização de anéis colectores para transferir a potência do rotor para o conversor também constitui uma desvantagem.
24 Estado da Arte
Contudo, o avanço da electrónica de potência e melhorias nas estratégias de controlo têm permitido um aumento significativo do uso deste aerogerador na produção de energia.
b) Sistema de velocidade variável com conversor integral: Os sistemas de velocidade variável com conversão integral podem ser equipados com geradores de indução ou com geradores síncronos, os quais são ligados à rede através de conversores AC/DC/AC projectados para a potência nominal do gerador.
No entanto, o gerador mais interessante para aplicar nesta topologia é o gerador síncrono de ímanes permanentes. Este, devido à sua auto-excitação, é bastante eficaz, permitindo um funcionamento com um elevado factor de potência. Como possui ímanes permanentes, este gerador tem a vantagem de não necessitar de anéis ou escovas para a excitação do seu rotor. Esta topologia permite ao aerogerador
operar a velocidade variável, recorrendo ao uso do controlo de pitch ou stall-activo4
para o ajuste dos ângulos das pás da turbina de forma a captar a máxima energia do vento. A energia extraída pela turbina é então transferida para a rede através do sistema de conversão integral. O conversor do lado da rede para além de fixar a frequência de saída do aerogerador de acordo com a frequência da rede (50 Hz), permite também controlar o fornecimento de potência reactiva [18].
Figura 2.17 - Esquema simplificado do sistema de conversão de velocidade variável com conversor
integral (adaptado de [18]).
Nesta topologia, se se utilizar o gerador de ímanes permanentes, o aerogerador não possui caixa de velocidades, pelo que implica ter um gerador com um elevado número de pólos (aumentando o diâmetro) para compensar a baixa velocidade com que opera, devido a estar directamente conectado à turbina eólica. A eliminação da caixa de
4 O controlo stall-activo pretende combinar as vantagens do controlo de pitch com a robustez da
regulação passiva, através de um sistema que permite rodar as pás da turbina, no sentido de aumentar o ângulo de ataque, de modo a induzir o efeito de perda aerodinâmica [15].
Energias Renováveis 25
velocidades permite obter uma variedade de benefícios, como o melhoramento da eficiência, a redução do peso do aerogerador e a redução dos níveis de ruído e de custos associada à manutenção regular deste componente. Outra grande vantagem é o excelente comportamento do sistema para fornecer serviços de sistema, nomeadamente a sobrevivência a cavas de tensão.
Para além disso, o conversor utilizado assegura o desacoplamento total entre as frequências da rede e do gerador, permitindo, assim, que as variações da velocidade do vento sejam convertidas em variações de velocidade do rotor e não na potência injectada [15].
Entretanto, muito dos problemas que tenderiam a limitar o uso de aerogeradores de ímanes permanentes, como por exemplo o elevado custo dos materiais usados para produzir os ímanes permanentes e seu difícil manuseamento durante a sua produção, estão aos poucos sendo eliminados como resultado de recentes avanços tecnológicos.
2.1.2.4 - Energia Eólica: situação internacional
Nos últimos anos, a geração eólica tem tido um incremento exponencial [Figura 2.18], devido a razões económicas e ambientais. Em termos económicos, a principal motivação foi a subida do preço do petróleo e a sua elevada taxa de utilização para a produção de energia eléctrica. Já a nível ambiental, continua a preocupação em reduzir as emissões de gases com efeito de estufa de forma a cumprir os critérios fixados pelo protocolo de Quioto, o que motivou a adopção de esquemas remuneratórios muito interessantes para a electricidade produzida a partir desta fonte de energia primária.
