I
MPACTO DO CONTROLE DE POTÊNCIA ATIVA DE AEROGERADORES NO SUPORTE
À FREQUÊNCIA DO SISTEMA
João Gabriel Barbosa Fernandes
Orientador: Prof. Dr. Mauricio Campos Passaro
Instituto de Sistemas Elétricos e Energia (ISEE)
Resumo – Diversos problemas têm surgido com o
aumento da penetração de energias renováveis no sistema elétrico, um deles é a diminuição da inércia do sistema, que leva a maiores excursões da frequência após distúrbios na rede. O controle de potência ativa presente em modernos modelos de aerogeradores surgiu como uma solução para o problema. O presente trabalho faz uma análise desse novo tipo de controle em um sistema fictício, e mostra sua eficácia na manutenção da frequência para configurações com diferentes níveis de penetração eólica.
Palavras-Chave: Aerogeradores, Controle de Potência Ativa, Excursões da Frequência, Inércia.
I – INTRODUÇÃO
O aumento da geração de energia elétrica, bem como o desenvolvimento do setor elétrico brasileiro como um todo, é vital para o crescimento econômico e social do pais. Pensando nisso juntamente a preocupação com a sustentabilidade de processos, levaram a um aumento significativo do incentivo a geração de energia a partir de fontes renováveis como, eólica, solar, das marés entre outras.
Dentre essas a eólica vem despontando como a mais promissora, por apresentar menores custos de implantação e operação. Porém a intermitência dos ventos gera uma série de problemas de qualidade de energia e operação desses geradores, fazendo-se necessário o estudo de tal tecnologia com a finalidade do melhor entendimento desses problemas e proposição de soluções para os mesmos [1].
Um dos problemas apresentados na operação de aerogeradores é a sua característica dinâmica para manutenção da frequência. Devido a intermitência dos ventos a maioria das turbinas eólicas são de velocidade variável, logo dispõem de dispositivos eletrônicos para se
conectarem à rede, desacoplando a parte mecânica das turbinas da rede elétrica. Isto faz com que essas turbinas não sejam sensíveis a variações na frequência do sistema e, portanto, não gerem nenhum tipo de suporte a mesma. Porém com o aumento significativo da participação da geração eólica em sistemas elétricos de todo o mundo, estão sendo desenvolvidos novos controladores capazes de fazer com que a turbina eólica gere uma resposta tanto de potência reativa como de potência ativa [2].
Neste trabalho será apresentado um estudo do impacto de um controlador de potência ativa de aerogeradores na restauração da frequência de um sistema após um grande distúrbio.
II – REFERENCIAL TEÓRICO
A seguir será apresentado o referencial teórico no qual o estudo é baseado, evidenciando os principais tipos de tecnologias existentes para turbinas e geradores usados na geração de energia eólica, e apresentando os conceitos de estabilidade de frequência e controle de potência ativa. II.1 – Tipos de Turbinas
As turbinas eólicas têm como papel converter a energia cinética do vento em energia mecânica, os principais elementos da turbina responsáveis por essa conversão são as pás, eixos de baixa e alta velocidade, caixa de engrenagens, cubo, gerador e torre de sustentação da turbina. Como mostrado na figura 1.
II.1.1 – Turbinas de Velocidade Fixa
Turbinas de velocidade fixa são assim chamadas pois independente da velocidade do vento elas operam a uma velocidade constante determinada pela frequência do sistema ao qual são conectadas, caixa de engrenagens e gerador utilizado. Normalmente são equipadas com um
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gerador de indução tipo gaiola de esquilo conectado diretamente a rede elétrica e banco de capacitores para realizar a compensação reativa. Elas são projetadas para atingirem a máxima geração a uma velocidade específica, porém com o objetivo de aumentar a eficiência da turbina alguns geradores operam em duas configurações diferentes, uma para baixas e outra para médias e altas velocidades. Apesar de ser robusta, mais barata e mais simples, turbinas de velocidade fixa apresentam elevado stress mecânico, baixa eficiência e controle limitado da qualidade de energia (flutuações na velocidade do vento geram flutuações na potência gerada aumentando perdas de energia) [3].
II.1.2 – Turbinas de Velocidade Variável
Turbinas de velocidade variável tem se tornado a tecnologia mais utilizada nos últimos anos, elas são projetadas para atingir a máxima eficiência aerodinâmica para diversas velocidades. Todas as variações na velocidade do vento são absorvidas através da variação da velocidade do gerador, logo ao contrário das turbinas de velocidade fixa elas possuem torque constante. São geralmente equipadas com geradores síncronos ou de indução duplamente alimentados, e conectadas à rede através de conversores eletrônicos de potência, que controlam a velocidade do gerador. As principais vantagens dessa tecnologia são a grande eficiência, pequeno stress mecânico e boa qualidade de energia, em contrapartida produz harmônicos devido aos conversores eletrônicos, requer maior manutenção devido ao aumento de componentes, e é uma tecnologia mais cara [3]. II.1.3 – Turbinas com Controle por Estol
Controle por estol é o tipo de controle mais simples, robusto e barato da potência gerada pela turbina. É um controle passivo onde as pás são parafusadas no cubo com um ângulo fixo, o design aerodinâmico deste tipo de turbina leva o rotor ao stall (perda de energia) quando a velocidade do vento atinge certo limite. A principal vantagem desse tipo de controle são as baixas flutuações de potência para altas velocidade do vento. Os pontos fracos são a baixa eficiência para baixas velocidades e falta de suporte de potência para distúrbios na rede [4].
II.1.4 – Turbinas com Controle de Passo
Controle de passo ou pitch control é um tipo de controle ativo onde é alterado o ângulo das pás em relação a incidência dos ventos a fim de aumentar ou diminuir a potência gerada pela turbina para uma baixa ou alta velocidade do vento. A principal vantagem desta tecnologia é um bom controle de potência, que para altas velocidades do vento significa manter a potência perto da potência nominal do gerador. Como desvantagem há grandes flutuações de potência quando a velocidade do vento é alta [4].
II.1.5 – Turbinas com Controle Ativo por Estol
Active stall control é o controle onde o stall é controlado de maneira ativa. Para baixas velocidades do vento esse controle age como o controle de passo, maximizando a potência gerada. Para altas velocidades ele altera o ângulo de suas pás atuando de maneira contrária ao controle de passo, limitando a potência gerada de maneira mais suave, sem grandes flutuações de potência. Esse tipo de controle ainda é capaz de oferecer suporte de potência ativa em caso de distúrbios na rede [4].
II.2 – Tipos de Geradores
A seguir são apresentados os principais tipos de geradores eólicos encontrados no mercado, classificados de acordo com o controle de velocidade e controle de potência que possuem.
II.2.1 – Gerador de Indução, Rotor Gaiola
Gerador de indução rotor a gaiola é um gerador robusto e barato, usado em turbinas de velocidade fixa e conectado diretamente a rede elétrica através do transformador. Apresentam grandes flutuações de tensão em redes fracas devido a falta de controles de velocidade, e absorvem elevada potência reativa da rede, necessitando de um capacitor para que haja a compensação de reativo. Um soft-starter também pode ser aplicado para que a conexão do aerogerador seja feita de forma suavizada [2].
II.2.2 – Gerador de Indução com Controle de Resistência Externa do Rotor
Gerador de indução com controle de resistência externa do rotor é usado em turbinas de velocidade variável, assim como o rotor gaiola é conectado diretamente a rede e apresenta banco de capacitores e soft-starter. O diferencial deste gerador é a adição de uma resistência variável externa do rotor que é controlada por um conversor presente no eixo do gerador. Logo através da variação da resistência do rotor é possível o controle do escorregamento, e por conseguinte, o controle da potência gerada. Tipicamente a variação da velocidade em relação a síncrona é de 0% a +10% [2].
Fig. 1 - Componentes básicos de uma turbina eólica (SPERA, 1998).
II.2.3 – Gerador de Indução Duplamente Alimentado (DFIG)
O gerador de indução duplamente alimentado é encontrado em turbinas de velocidade variável e apresenta um conversor parcial de frequência no circuito do rotor que realiza a compensação reativa e a conexão suavizada do gerador no sistema. Possui um controle de velocidade mais robusto, tendo uma variação de velocidade em relação a síncrona de -40% a +30%. Seu ponto negativo é o uso de anéis que geram grande manutenção [2]. II.2.4 – Gerador Síncrono com Conversor Pleno
Gerador síncrono com conversor pleno é aplicado em turbinas de velocidade variável e conectado a rede através de um conversor pleno de frequência (Full converter), o conversor realiza a compensação reativa e a conexão suavizada ao sistema. O gerador pode usar um controle de campo com excitação elétrica [4], [5].
II.3 – Estabilidade de Frequência
Estabilidade de sistemas de potência pode ser definida como a propriedade de um sistema que permite que este permaneça em estado de equilíbrio e que volte a um estado aceitável de equilíbrio após um distúrbio (KUNDUR, 1994).
Na avaliação da estabilidade de um sistema o importante é se atentar a resposta do mesmo para pequenos e grandes distúrbios, como a perda de um grande gerador, de um grande bloco de carga, ou de um elo que interliga subsistemas. Pequenos distúrbios ocorrem frequentemente, e o sistema se ajusta a todo momento de modo a controlá-los e atender toda a carga de maneira satisfatória. Grandes distúrbios são mais raros e dependendo das condições do sistema no qual ocorrem e do local, causam sérios danos, podendo levar ao desligamento de milhões de clientes [6].
A fim de facilitar os estudos de estabilidade de sistemas de potência é feita a classificação de estabilidade em algumas categorias. Nesse documento iremos analisar a estabilidade de frequência do sistema para grandes perturbações. Estabilidade de frequência refere-se à habilidade do sistema de manter a frequência de regime permanente para distúrbios que resultam em um desbalanço entre geração e carga [4].
II.4 – Controle de Potência Ativa
A frequência de um sistema é dependente do balanço de potência ativa, logo a variação na demanda de potência ativa em um ponto é sentida por todo o sistema através da variação na frequência, uma vez que o sistema é interligado e a frequência comum a todos os pontos. Portando existe a necessidade de que este desbalanço seja absorvido pelos geradores elétricos presentes no sistema, mantendo a frequência em níveis aceitáveis.
Máquinas rotacionais possuem uma energia inercial armazenada em suas massas, em caso de um desbalanço entre carga e geração, como a perda de um grande gerador, máquinas síncronas inerentemente aumentam sua potência gerada ao transformar essa energia inercial armazenada em energia elétrica. O aumento na geração de energia e consequentemente o suporte na manutenção da frequência é chamado de resposta de inercia.
A resposta de inércia ajuda na redução da taxa de decréscimo da frequência, porém para mantê-la em níveis aceitáveis é necessário o suporte de todos os geradores com a presença de reguladores de velocidade. O desbalanço entre geração e carga é refletido como uma mudança no torque elétrico do gerador, isto causa um desequilíbrio entre o torque mecânico e o toque elétrico, levando a variações na velocidade do rotor. Este suporte na frequência é chamado de controle primário [3], os geradores responsáveis pelo controle primário atuam de 1 a 30s após o desequilíbrio.
Esses são controles rápidos que atuam automaticamente mantendo a frequência do sistema em níveis aceitáveis. Para que a frequência volte para seu valor nominal são necessários controles suplementares comandados a partir de um centro de operação do sistema.
A grande maioria das turbinas eólicas utilizadas hoje em dia são de velocidade variável por possuírem um melhor rendimento frente a turbinas de velocidade fixa. Entretanto turbinas de velocidade variável fazem uso de conversores eletrônicos capazes de transformar a potência gerada em diferentes velocidades em potência na velocidade síncrona. O uso desses conversores desacopla o sistema mecânico da turbina do sistema elétrico ao qual ela está conectada, fazendo com que a turbina não seja sensível as variações de frequência do sistema e, portanto, não gere nenhum suporte a mesma em caso de desequilíbrios. Devido a esse desacoplamento, o aumento da participação de turbinas eólicas provoca a diminuição da inércia do sistema, deixando-o mais “fraco”, e assim, mais susceptível a variações de frequência frente a distúrbios na rede.
Com algumas alterações no sistema de controle os geradores de indução duplamente alimentados (DFIG) usados em turbinas eólicas podem oferecer um suporte na frequência muito similar ao apresentado pelos geradores síncronos, tanto na resposta de inercia como no controle primário [7]. Embora aerogeradores possuam baixa energia rotacional, um parque formado por um grande número de turbinas eólicas pode contribuir de forma significativa no controle de potência ativa.
II.5 – Controle Primário do DFIG
O controle de potência ativa (Active Power Control – APC) do aerogerador utilizado no estudo tem como principal objetivo atuar em uma das seguintes condições,
manutenção da máxima geração de potência do aerogerador, ou manter uma reserva operativa gerando menos potência do que é possível e responder a excursões de frequência do sistema.
Em condições normais de operação, com frequência do sistema nominal, o controle de potência ativa ou está forçando a máxima geração possível pelo aerogerador, atuando sem restrições para uma dada velocidade vento, ou está mantendo uma reserva operativa fazendo com que seja gerada menos potência do que é possível, através da alteração do ângulo das pás. (ex: potência gerada é igual a 95% da capacidade total)
Em resposta a excursões de frequência, o APC aciona um novo modo de controle que calcula a potência gerada como uma função da frequência do sistema. Para isso o controle requer uma geração de potência maior que o usual para eventos de subfrequência e uma geração de potência menor que a usual para eventos de sobrefrequência. Logo o aerogerador irá gerar mais potência para eventos em que há perda de outras gerações ou menos potência para eventos em que há perda de carga, promovendo o balanço carga-geração.
Em resposta a excursões de frequência a potência disponível passa por um filtro e é multiplicada por um fator interpolado apropriado a fim de se definir um montante (pset) de potência a ser gerada, como mostrado na figura 2. Apesar de não serem impostos limites operativos para as variações de frequência, a planta eólica é limitada pela máxima potência das máquinas e pela potência disponível para uma dada velocidade do vento.
Figura 2 - Emulador do Controle de Potência Ativa
II.6 – Controle de Inércia do DFIG
Distúrbios no sistema que são causados por perda de geração normalmente resultam em transitórios de queda da frequência do sistema. A taxa de queda da frequência, o menor valor que ela atinge e o tempo que a frequência leva para voltar ao valor normal são afetados pelas características dinâmicas dos geradores conectados a rede. O comportamento da frequência do sistema nos primeiros segundos que seguem a perda de um grande bloco de geração é determinado pela resposta inercial dos geradores conectados ao sistema. Geradores síncronos convencionais inerentemente contribuem com uma energia inercial
armazenada, reduzindo assim a velocidade com que a frequência cai e permitindo que controles de velocidade mais lentos estabilizem a frequência do sistema.
Hoje em dia são poucos os aerogeradores com um controle capaz de gerar uma resposta inercial para variações na frequência [4], porém alguns controles já são capazes de ajudar na manutenção da frequência após grandes eventos de desbalanço carga-geração, similar a resposta de geradores síncronos convencionais. Este controle é assimétrico, ou seja, só responde a grandes eventos de queda de frequência, resposta a eventos de sobrefrequência são geradas pelo controle de potência ativa (APC), como mostrado na figura 3. Rápidos controles suplementares adicionados aos controles eletrônicos e mecânicos do aerogerador usam a inércia do rotor para criar uma resposta a grandes eventos de subfrequência, fazendo com que a turbina eólica gere de 5% a 10% mais potência durante vários segundos. Isto ajuda o sistema, dando tempo para que outras gerações contribuam para o equilíbrio carga-geração.
Figura 3 - Filosofia de controle de sub e sobrefrequência.
A potência gerada pela turbina do aerogerador não é somente limitada pelo vento disponível, mas também pelos componentes físicos da turbina eólica. Os mais críticos são as disposições aeromecânicas, dimensão e número de pás, e os limites de velocidade. A energia inercial é extraída reduzindo-se a velocidade da turbina, porém ao reduzir a velocidade da turbina é reduzido também o torque mecânico no eixo, aumentando ainda mais a queda na velocidade da turbina causada pelo aumento no torque elétrico do gerador. Essa realimentação positiva tende a levar ao limite de redução da velocidade da turbina, correspondente a um travamento aerodinâmico, o que precisa ser evitado. O controle de inércia deve criar uma margem acima deste travamento, de modo que a turbina permaneça em operação, logo a energia inercial entregue é limitada quando a velocidade inicial do rotor é baixa. Por fim a energia inercial extraída da turbina precisa ser
recuperada, após o aumento inicial na potência elétrica esta precisa temporariamente ficar abaixo da potência mecânica, permitindo que a energia se recupere ao acelerar o rotor.
A filosofia do controle de inércia é valida apenas para grandes eventos de subfrequência, observando as variações de frequência nos terminais de cada máquina individualmente e aumentando temporariamente a geração. O erro de frequência é simplesmente a variação em relação a frequência nominal, um erro positivo significa que a frequência do sistema está baixa e potência extra é necessária. O controle faz com que nenhuma potência extra seja gerada enquanto o erro de frequência não atinja um valor mínimo, garantindo que a resposta inercial só atenda a grandes decréscimos de frequência, onde é importante a manutenção da estabilidade do sistema. Pequenas perturbações caracterizadas por operações normais da rede não são sentidas pelo controle. O controle é representado de forma mais detalhada na figura a seguir.
Figura 4 - Modelo do Controle de Inércia
III – METODOLOGIA
Para a realização do estudo foram utilizados os softwares ANAREDE e ANATEM, desenvolvidos pelo CEPEL (Centro de Pesquisas de Energia Elétrica). O sistema elétrico utilizado foi o sistema teste Brazilian Birds do tipo hidrotérmico, composto por três centrais hidroelétricas (Canário, Tucano e Gavião) e uma central termoelétrica (Sabiá), foi considerada a inserção de uma geração eólica na barra número 140 conforme figura presente no ANEXO 1. O modelo matemático da dinâmica da central eólica foi representado através de um código definido pelo usuário (CDU), codificação própria do programa ANATEM, cada unidade geradora da central eólica tem a capacidade de 2,3 MW.
O sistema Brazilian Birds é composto de duas áreas, denominadas áreas A e B, interligadas através de linhas de transmissão em 440 kV. A área A é composta das barras de Canário, Cardeal, Sanhaço, Curió, Tiziu, Sabiá, Pardal,Azulão, Bicudo e Chopim. A área B é composta das barras de Tucano, Gavião, Garça, Urubu, Arara, Pelicano e Coruja. O intercâmbio ocorre da área B para a área A e é em torno de 230 MW. O patamar de carga escolhido foi de carga pesada, os dados das cargas do sistema são mostrados na tabela a seguir.
TABELA 1-DADOS DE CARGAS (CARGA PESADA)
Foram realizadas diferentes simulações, de modo que em cada simulação foi alterado o ganho (kwi) do controle de potência ativa da planta eólica. A primeira simulação foi feita com o controle desativado, ou seja, a potência gerada pela planta eólica permaneceu constante, não gerando contribuição na manutenção da frequência alguma para a variação de frequência causada pelo distúrbio. Nas simulações seguintes o controle foi ativado e os ganhos alterados para 10, 40, 100 e 200 respectivamente. A simulação do distúrbio foi feita no programa ANATEM através do comando RMGR (Remoção de Gerador) em que foram retiradas duas máquinas da fonte Gavião, corte de aproximadamente 150 MW. O distúrbio foi aplicado com 0,2s, a simulação teve tempo total de 30s.
A seguir serão apresentadas as premissas adotadas e a descrição detalhada dos cenários de simulação utilizados no estudo.
III.1 – Premissas
Para a realização do estudo de forma satisfatória e obtenção de resultados consistentes algumas premissas foram adotadas, são elas:
- Velocidade do vento constante - Ângulo das pás fixo
O objetivo do estudo é analisar como o controle de potência ativa do aerogerador afeta as excursões de frequência do sistema, logo a velocidade do vento e o ângulo das pás são fatores determinantes no quanto de potência extra poderá ser gerada pela turbina. Se adotarmos velocidades do vento muito grandes ou muito pequenas, em que a potência gerada pela turbina cai muito, o suporte do aerogerador será insignificante, levando a obtenção de resultados irrelevantes para o estudo. III.2 – Cenário 1, 10% de geração eólica
No primeiro cenário de simulações a fonte de energia eólica corresponde a cerca de 10% da geração total do sistema, apresentando 135,7 MW de potência gerada por 59 unidades geradoras. Outras 3 fontes hidráulicas e uma térmica complementam a geração total do sistema, como mostrado na tabela 1.
TABELA 2-DADOS DE GERAÇÕES CENÁRIO 1
Fonte
Área
Nº de
Máquinas
Potência
Gerada
Canário
1
3
300 MW
Sabiá
1
2
150 MW
Eólica
1
59
135,7 MW
Tucano
2
4
480 MW
Gavião
2
4
300 MW
III.3 – Cenário 2, 20% de geração eólica
No segundo cenário de simulações a participação da energia eólica foi aumentada para cerca de 20% da geração total do sistema, com cerca de 273,7 MW representado por 119 unidades geradoras, o panorama das gerações no cenário 2 é mostrado a seguir na tabela 2.
TABELA 3-DADOS DE GERAÇÕES CENÁRIO 2
Fonte
Área
Nº de
Máquinas
Potência
Gerada
Canário
1
2
175,5 MW
Sabiá
1
2
150 MW
Eólica
1
119
273,7 MW
Tucano
2
4
470 MW
Gavião
2
4
300 MW
IV – RESULTADOS E DISCUSSÃO
A seguir são apresentados e discutidos os resultados obtidos das simulações. Primeiramente será feita uma análise do desempenho do controle de potência ativa, verificando como o sistema reagiu para diferentes ganhos dentro de um mesmo cenário. Posteriormente é analisado o impacto da inserção de aerogeradores na rede, que à princípio, diminui a inércia no sistema, com e sem o controle de potência ativa nas excursões de frequência para o distúrbio analisado. Para isso serão avaliados os resultados com o mesmo ganho, mas em cenários diferentes.
As figuras 5 e 6 evidenciam como a potência adicional gerada pela planta eólica alivia a queda da frequência do sistema. O menor valor de frequência verificado para a simulação com o controlador desabilitado (curva em vermelho) é 58,62Hz (2,3% de queda), enquanto o menor valor verificado para simulações com o controlador ativado e ganho igual ou superior que 40 é de 59,04Hz (1,6% de queda), isso representa uma redução de 40% na queda da frequência do sistema para grandes perturbações. É possível observar que para um ganho igual ou maior que 40 a potência adicional gerada pela turbina não ultrapassa um determinado valor, isto acontece, pois, o controlador consegue gerar no máximo 10% a mais da potência
nominal da turbina eólica. Portando a partir do ganho kwi igual a 40 a turbina atinge esse limite de 10%, que determina o menor valor atingido pela frequência após a perturbação, e após alguns segundos volta ao valor nominal de potência gerada. A medida que aumentamos o ganho do controlador para um valor maior que 40, quando a potência gerada atinge seu limite, o que se vê é um prolongamento no tempo em que a máxima potência é gerada. Para determinados valores de ganho a potência permanece por um tempo maior no seu valor máximo, fazendo com que a frequência do sistema permaneça por menos de 30s abaixo de 59,5Hz, cumprindo assim com as normas de qualidade de energia determinadas no módulo 8 do PRODIST [8], que especifica que a frequência do sistema não deve permanecer abaixo de 59,5 Hz ou acima de 60,5 Hz por mais de 30s. Ganhos menores ou a ausência do controlador levariam a medidas como o corte de carga para a manutenção da frequência dentro de valores aceitáveis.
Figura 5 – Potência de saída da planta eólica para o ganho em 0 (vermelho), 10 (azul), 40 (verde), 100
(preto), 200 (rosa) no cenário 2.
Figura 6 - Frequência do sistema para o ganho em 0 (vermelho), 10 (azul), 40 (verde), 100 (preto), 200
(rosa) no cenário 2.
As figuras 7 e 8 demonstram a influência da falta de inércia de turbinas eólicas convencionais na excursão da frequência para grandes distúrbios, e como o controle de potência ativa dessas turbinas pode corrigir esse problema. Na figura 7 ambas estão com o controle de potência ativa desativado, porém no cenário 2 (curva azul) como a participação de energia eólica no sistema é maior, a inércia do sistema é menor, tornando-o mais fraco e mais sensível a problemas na rede. Isto faz com que a frequência atinja valores menores para perdas de geração no sistema, quando comparado com o cenário 1 (curva vermelha) onde a participação de geração eólica é menor.
Figura 7 - Frequência do sistema com controle de potência ativa desativado nos cenários 1 (vermelho) e
2 (azul).
Figura 8 - Frequência do sistema com ganho kwi setado em 10 nos cenários 1 (vermelho) e 2 (azul).
A figura 8 mostra como a frequência do sistema reage para o valor do ganho kwi igual a 10 nos cenários 1 (curva vermelha) e 2 (curva azul). É possível observar que por possuir uma participação maior de geração eólica, o cenário 2 consegue oferecer um suporte maior, uma vez que a quantidade de potência extra que pode ser gerada varia de acordo com a potência nominal da planta eólica. Logo ao oferecer um suporte de potência ativa maior, o menor valor de frequência atingido pelo sistema no cenário 2 torna-se maior, ou seja, menos crítico do que o menor valor de frequência atingido pelo sistema no cenário 1. A tabela seguir resume os principais dados obtidos das simulações.
TABELA 4-DADOS DAS SIMULAÇÕES
V – CONCLUSÃO
A avaliação dos impactos do controle de potência ativa de aerogeradores na frequência do sistema envolve aspectos específicos em função do tipo de gerador e turbina usados. Foi possível concluir que o controle de potência ativa de aerogeradores oferece suporte à manutenção da frequência do sistema após distúrbios na rede. A rápida resposta no
aumento da geração através dos controles eletrônicos integrados à turbina eólica faz com que a frequência do sistema se mantenha em níveis aceitáveis, dando tempo para que máquinas síncronas mais lentas aumentem sua geração de potência ativa e assumam o desbalanço gerado. Pode-se concluir também que o controle de potência ativa de aerogeradores permite o aumento da penetração de energias renováveis na rede, uma vez que grandes excursões da frequência são um fator limitante para esta tecnologia, principalmente em sistema com baixa inércia. Trabalhos futuros a serem realizados podem considerar os efeitos de intermitência que foram desprezados, novas configurações do sistema elétrico e ainda estudar o impacto do controle de potência reativa oferecido por controles de aerogeradores.
VI - REFERÊNCIAS
[1] SPERA, D. A. Wind Turbine Technology. New York, USA: ASME PRESS, 1998
[2] ACKERMANN, T. Wind Power in Power Systems. England: John Wiley and Sons, 2005.
[3] HANSEN, Anca D. et al. Dynamic wind turbine mod-els in power system simulation tool DIgSILENT. Roskild: Risø National Laboratory, 2003.
[4] HILBIG, Tchiarles Coutinho. APLICAÇÃO DE
AEROGERADORES DO TIPO INDUÇÃO
DUPLAMENTE ALIMENTADO NO CONTROLE DA FREQÜÊNCIA DE SISTEMAS ELÉTRICOS. 103 f. Dissertação (Mestrado) - Curso de Engenharia Elétrica, PontifÍcia Universidade CatÓlica do Rio Grande do Sul, Porto Alegre, 2006.
[5] RAMOS, Álvaro; TAVARES, Carmem; SENA, Dêibson de. Impacto da geração distribuída eólica nos sistemas de distribuição e transmissão. O Setor
Elétrico. Disponível em:
<http://www.osetoreletrico.com.br/web/documentos/fasci culos/Ed75_fasc_renovaveis_cap3.pdf>. Acesso em: 18 out. 2016.
[6] KUNDUR, P. Power System Stability and Control. New York: McGraw-Hill, 1994.
[7] Silva, Kleber Freire da. Controle e integração de centrais eólicas à rede elétrica com geradores de indução duplamente alimentados. São Paulo, 2006.
[8] AGENCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA – ANEEL: “Procedimentos de Distribuição de Energia Elérica no Sistema Elétrico Nacional – PRODIST, Módulo 8 – Qualidade da Energia Elétrica”
VII - BIOGRAFIA
João Gabriel Barbosa Fernandes
Nasceu em Piranguinho (MG), em 1993. Estudou na mesma cidade até completar o ensino médio. Em 2011 ingressou na Universidade Federal de Itjubá – UNIFEI no curso de engenharia elétrica. Estudou durante um ano na Queen’s University of Belfast na Irlanda do Norte. Fez estágio na distribuidora de energia CPFL – Companhia Paulista de Força e Luz.
