DE PRODUÇÃO E TRANSMISSÃO DE ENERGIA ELÉTRICA
19 a 24 Outubro de 2003 Uberlândia - Minas Gerais
GRUPO II
GRUPO DE ESTUDO DE PRODUÇÃO TÉRMICA E FONTES NÃO CONVENCIONAIS - GPT
A GERAÇÃO DE ENERGIA EÓLICA COM GERADOR ASSÍNCRONO COM ROTOR DE ANÉIS CONECTADO A UM CONVERSOR QUATRO QUADRANTES
Fábio Galizia Ribeiro de Campos* Aderbal de Arruda Penteado Junior USP USP
RESUMO
Após o choque do racionamento de energia elétrica, decorrente do desequilíbrio entre oferta e demanda, os vários setores da sociedade brasileira constataram a real e iminente necessidade de diversificação das fontes de geração de energia elétrica.
Busca-se hoje novas fontes, entre as quais a eólica, uma alternativa nova e promissora.
Este trabalho trata dos princípios da geração eólica, através de um gerador assíncrono com rotor bobinado conectado a um conversor estático duplo em ligação “back-to-back” com circuito CC intermediário, utilizando a técnica de modulação em largura de pulsos (PWM) e Controle Vetorial.
PALAVRAS-CHAVE
Energia Eólica. Gerador de Indução. Conversor Estático Duplo.
1.0 - ENERGIA E POTÊNCIA EÓLICAS
A energia eólica é “limpa”, de baixo custo de manutenção, e com “combustível” gratuitamente fornecido pela natureza, já que os regimes de ventos são causados pela desigual distribuição de incidência de energia solar na superfície da Terra.
A diminuição dos custos da eletrônica de potência está fazendo com que as novas tecnologias, hoje possíveis, extraiam a energia do vento de forma muito mais eficiente, tornando a geração de energia eólica economicamente competitiva, inclusive quando comparada à obtida de combustíveis fósseis.
A energia eólica é, como fonte primária, a energia cinética que uma determinada massa de ar em movimento possui. Para levar em consideração que apenas parte da energia do vento pode ser aproveitada, Betz introduziu o “coeficiente de potência” eólico Cp, uma função não linear da “razão de
velocidade” (Tip Speed Ratio - λ) que é o quociente entre a velocidade linear da ponta das pás da hélice e a velocidade do vento, isto é, λ = (R ωr) / VV . O valor
máximo teórico de Cp é 0,5926 [1]. A potência eólica é
então definida como P = ½ Cp x S x ρ x VV3 ,onde S é a
área varrida pela rotação da hélice da turbina e ρ a densidade do ar.
Cada turbina eólica possui uma particular curva Cp
x λ e dependente de seu tipo construtivo, da posição do eixo, do material e do perfil das lâminas da hélice. É importante salientar que, dada uma turbina eólica e, portanto, sua curva característica, existe sempre um λ ótimo, ou seja, para cada velocidade do vento, existe uma rotação que propiciará maior potência. Por essa razão, geradores eólicos com sistemas de controle mais sofisticados, possuem uma malha de controle para a velocidade do eixo que, através da informação da velocidade do vento, medida ou até mesmo avaliada por processos matemáticos de estimativa [2], determina o valor de referência para o regulador de velocidade do gerador.
2.0 - A POTÊNCIA EXTRAÍVEL DA TURBINA EÓLICA
O dimensionamento do sistema de geração de energia eólica (turbina, gerador, conversores), por razões econômicas, não pode ser feito levando-se em conta apenas a potência máxima extraível do vento. * R. Praia de Ondina, 165 – Jardim Autonomista - CEP 79022-492 – Campo Grande - MS - BRASIL Tel.: (067) 326-2878 - Fax: (067) 326-7902 – Cel.: (067) 9997-1551 - E-MAIL: fabiogalizia@hotmail.com
Altas velocidades de vento estão presentes em uma pequena porcentagem de tempo. Assim, a “velocidade nominal do vento” para o local onde será instalado o equipamento, é dimensionada de forma que seja extraída potência nominal do conjunto durante a maior parte possível de tempo. Todo o sistema de geração eólica (turbina, gerador, conversores), é dimensionado para aquela velocidade e, portanto, potência nominal do sistema.
Decorrem então quatro regiões de trabalho para um gerador eólico. A primeira, na qual não há geração de energia elétrica, vai de zero à velocidade mínima (entre 3,0 e 5,0 m/s) a partir da qual, a energia elétrica gerada é suficiente para superar as perdas mecânicas e elétricas envolvidas. A segunda, na qual a potência elétrica extraída varia com o cubo da velocidade, vai de Vmin a Vnom, com Vnom normalmente entre 10 e 15 m/s, escolhida com um valor acima da velocidade média anual dos ventos do local, de forma que o equipamento esteja, na maior parte do tempo, trabalhando nesta faixa de velocidades. A terceira faixa, de Vnom a Vmax, é a de potência nominal do sistema. Nela, portanto, aumento de velocidade do vento não implica em aumento de potência elétrica extraída. A velocidade máxima (25 a 30 m/s), é determinada com uma margem de segurança, acima da qual há possibilidade de danos ao sistema mecânico. A última faixa é a de velocidades acima da máxima, para a qual há necessidade de intervenção para proteção mecânica do sistema.
3.0 - AERODINÂMICA
As hélices de uma turbina eólica têm o formato de asas de aviões e usam a mesma aerodinâmica, sendo hoje muito mais eficientes que as dos antigos moinhos. Um objeto com perfil aerodinâmico colocado numa rajada de vento sob um pequeno “ângulo de ataque” (α) sofre a ação do “efeito Bernoulli”, ou seja, a aceleração da velocidade do ar e a respectiva queda de pressão em um dos lados da lâmina.
O ângulo de ataque é o formado entre a direção (relativa) do vento e a direção da “linha de corda” (Figura 1), que é a linha de comprimento da seção do aerofólio, entre a “cabeça” e a “cauda” do aerofólio.
FIGURA 1 – Seção de uma lâmina de uma turbina de eixo horizontal em movimento, mostrando as forças de arrasto e levantamento.
Uma turbina eólica parada percebe a velocidade do vento de uma forma diferente que uma turbina girando. Conceitua-se “velocidade relativa do vento” como a soma vetorial das duas velocidades ortogonais envolvidas, a velocidade do vento (como percebida por uma turbina estacionária) e a velocidade tangencial da
lâmina da hélice. O ângulo formado entre a velocidade relativa do vento e a velocidade tangencial da lâmina é denominado “ângulo de velocidade relativa” (φ).
São duas as forças aerodinâmicas que atuam sobre as pás da hélice de uma turbina eólica, a de arrasto (drag) e a de levantamento (lift).
A força de arrasto é a força do vento que mais comumente se observa na natureza. É a força experimentada por um objeto colocado numa rajada de vento, na direção da velocidade relativa do vento.
A força de levantamento, perpendicular à força de arrasto, é provocada pelo efeito Bernoulli que, através da diminuição da pressão causada pelo aumento da velocidade, “suga” o objeto para cima. É esta força que faz uma pipa, um aeroplano ou mesmo um gigantesco avião a jato decolarem do solo e voarem. É a maximização desta força que oferece o ótimo rendimento das modernas turbinas eólicas.
A intensidade das forças de arrasto e levantamento está diretamente ligada ao ângulo de ataque do vento ao objeto. A força de arrasto será máxima para ângulo de ataque de 900 e vai diminuindo sua intensidade até chegar ao seu valor mínimo próximo a 00. Já a força de levantamento, tem sua intensidade crescente para pequenos ângulos de ataque, atingindo seu valor máximo para ângulos próximos de 150, a partir do qual sua intensidade começa a diminuir com o aumento do ângulo. É a chamada região de estol, que faz com que aviões nesta situação percam sustentação.
O ótimo ângulo de ataque provirá a turbina de maior eficiência (Cp mais próximo possível de 16/27).
3.1 - Controle de Estol e Controle de Pitch (Embandeiramento)
Quando o ângulo de ataque de um objeto à rajada de vento ultrapassa o ângulo de ataque de estol, ele experimenta uma redução brusca do fluxo de sucção da força de levantamento, conjuntamente com aumento da força de arrasto.
Certos tipos de turbinas (lâminas fixas), se utilizam desta característica de estol para “desperdiçarem” potência quando a velocidade do vento está acima da “velocidade nominal do vento” para aquela turbina. Este é o tipo mais simples de “controle” do excesso de energia. Para velocidade angular da turbina constante e velocidade do vento crescente, a razão de velocidade λ diminui, aumentando o ângulo de velocidade relativa (φ) fazendo com que o ângulo de ataque também aumente, provocando a gradativa perda de eficiência até o ponto de estol, quando, por turbulência, perde-se bruscamente a força de levantamento e portanto, torque no rotor.
Outra forma de controle, mais sofisticada, emprega o controle de “pitch” (embandeiramento das pás) com lâminas móveis. Esse controle, além de eliminar o excesso de energia quando a velocidade do vento está acima da nominal, permite otimização do aproveitamento da energia abaixo da velocidade nominal do vento, explorando a aerodinâmica das lâminas. O controle de “pitch” (ângulo de pitch β é o valor resultante da diferença do ângulo de velocidade relativa φ e o ângulo de ataque α), permite calcular,
para cada velocidade do vento, o ângulo de ataque ótimo, movendo a lâmina para aquele ângulo, de forma a procurar sempre a maior força de levantamento e o maior Cp possível, em função de λ. Para velocidades
do vento abaixo da nominal, o ângulo de pitch estará sempre próximo de 00.
4.0 - A GERAÇÃO EÓLICA DE ENERGIA ELÉTRICA
4.1 - A Máquina Assíncrona operando em Cascata Subsíncrona
São basicamente duas as opções de geração eólica atualmente empregadas, de forma a contemplar a necessidade de gerar 60 Hz a partir de fonte mecânica com rotação variável. A primeira delas, através do uso de máquina assíncrona de indução com rotor em gaiola operando com conversor no estator para potência nominal [3], permitindo flexibilidade, porém com maior custo. A outra opção usa máquina com rotor bobinado, duplamente excitada, que possui enrolamento trifásico no rotor, com anéis coletores no eixo, para acesso através de escovas, permitindo alimentação de corrente (tensão) também no rotor, através de conversor, limitando a faixa de atuação para rotações entre + ou – 30 a 50% da síncrona, sendo entretanto a potência do conversor cerca de 35 a 50% da potência nominal [4]. É dessa opção que trataremos nesse trabalho.
A cascata subsíncrona estudada é a tipo Scherbius [6], com dois conversores alimentados por tensão e controlados por corrente, conectados em arranjo do tipo “back-to-back” no circuito do rotor, segundo o esquema mostrado na Figura 2.
FIGURA 2 –cascata subsíncrona proposta para geração eólica de energia elétrica.
É o arranjo que, atualmente, nos parece proporcionar as maiores vantagens, tanto tecnológicas quanto econômicas. Com este arranjo é possível a operação do gerador em velocidade supersíncrona, subsíncrona e mesmo síncrona (neste caso com injeção de corrente contínua no rotor); com baixa distorção harmônica nas correntes do estator e rotor graças às chaves comutadoras de alta velocidade e ao PWM. Permite ainda controle independente de torque e excitação da máquina, através de controle vetorial do conversor do lado do rotor, bem como o controle do fator de potência da energia gerada, através do
controle do deslocamento do ângulo de fase entre tensão e corrente no inversor do lado do fornecimento, o que torna o sistema totalmente adequado ao propósito de geração de energia elétrica de ótima qualidade a partir de uma turbina eólica.
Fornecendo corrente alternada com freqüência adequada ao enrolamento do rotor, a máquina se comportará como uma máquina síncrona, apesar da velocidade variável no eixo. A freqüência variável imposta ao rotor deve compensar a variação de velocidade do eixo, de forma que a soma das duas freqüências (freqüência elétrica da corrente de excitação do rotor (f2) e freqüência mecânica de
rotação do eixo do rotor (f3)) seja constante, no valor
desejado (freqüência “síncrona” desejada do estator (f1)). Assim, f2 é proporcional ao escorregamento (s) do
rotor.
4.2 - O Gerador em Velocidade Sub-síncrona e Super-síncrona
A potência mecânica transferida pela turbina eólica se transformará na potência elétrica gerada pelo estator, que ainda fornece a potência dissipada no rotor, ou seja:
Pmec = Ps – Pr = ω3 T = (1 – s) ω1 T (1)
Pr = s ω1 T (2)
Ps = Pmec + Pr = ω1 T (3)
A máquina estará em rotação síncrona quando f2 =
0, ou seja, quando s = 0. Operando com velocidade sub-síncrona (0 < s < 1), parte da energia do estator é fornecida ao rotor. Neste caso, Pmec < Ps; Pr > 0 e ω3 <
ω1. Para velocidades acima da síncrona (s < 0), a
menos das perdas, a energia do rotor é fornecida à rede (ou à carga, se for um sistema isolado). Neste caso, Pmec > Ps; Pr < 0 e ω3 > ω1. A máquina nesta
situação estará em velocidade super-síncrona.
Comparemos as regiões de velocidades de vento (item 2.0) e a rotação da máquina.
Supondo máquina de 60 Hz, 4 pólos (1800 rpm), projetada para a faixa de variação de rotação propiciada pela cascata subsíncrona de + ou – 30%, teremos rotações entre 0,7 ns (1260 rpm) e 1,3 ns
(2340 rpm).
Admitindo velocidades de vento V min = 4,0 m/s; V nom = 12,0 m/s e V max = 25,0 m/s, teríamos, respectivamente, rotações de 1260 rpm, 2160 rpm e 2340 rpm. Para Vnom de 12,0 m/s, adotou-se 2160 rpm
(1,2 ns), rotação na qual a potência fornecida P = 1,0
p.u. Escolheu-se “nnom” = 1,2 ns, para propiciar uma
“faixa de segurança” entre 2160 rpm e 2340 rpm, com diversos fins. Por exemplo, para que não se desperdice a energia contida nas rajadas de vento através de seu armazenamento cinético, ou seja, o aumento de rotação temporário deve gerar energia extra quando a velocidade do vento e a rotação da máquina diminuírem. Para aumento de velocidade do vento constante, sem ocorrência de rajada, o controle de pitch atuará, embandeirando as pás da turbina de forma que a energia extra seja convenientemente “desperdiçada”. Lembremos que o controle de pitch é mecânico e como tal, bem mais lento que o controle elétrico. Este é mais um motivo para haver esta “faixa de segurança de rotação”.
No exemplo imaginado, a máquina opera a maior parte do tempo entre 1260 e 2160 rpm (região 2 de velocidade de vento). Para Vv entre 12 m/s e 25 m/s,
teremos rotações entre 2160 e 2340 rpm. Quando a rotação excursiona para cima nesta faixa, o controle de pitch atua, fazendo-a tender a retornar a 2160. Note que o fornecimento de potência nominal do gerador é previsto para a região supersíncrona.
4.3 O Conversor Estático Duplo
O conversor proposto para utilização nesta aplicação é formado por duas pontes de 6 pulsos, alta velocidade de chaveamento e um capacitor no circuito intermediário que possibilitam a bi-direcionalidade do fluxo de potência no rotor para que a máquina possa atuar nas velocidades sub-síncronas e super-síncronas.
Alguns conceitos são importantes no funcionamento do conversor.
4.3.1 O Controle vetorial
A técnica conhecida como Controle Vetorial é a forma utilizada para se conseguir que um acionamento de Máquina de Corrente Alternada se comporte como se fosse um acionamento de Máquina de Corrente Contínua. Nas Máquinas CA, o fluxo é rotativo e dependente da corrente e tensão do estator, entretanto a adoção de um referencial conveniente, permite que o fluxo se torne fixo como na máquina CC. Para isso, basta, partindo das equações dinâmicas clássicas da máquina assíncrona, por exemplo como apresentadas por Fitzgerald [5], alinhar o eixo “d” do referencial d-q rotativo e ortogonal, com a posição instantânea do vetor associado ao fluxo da máquina, determinando as correntes de estator e rotor nesse referencial. Assim procedendo, decorrem [6], [7], [8]: λqs = 0 (4) λs = λds = Ls ids + L0 idr = L0 ims (5) ids = L0/Ls (ims – idr) (6) iqr = – Ls/L0 iqs (7) Onde ims = idr + Ls/L0 ids , é a corrente de magnetização do estator.
A Figura 3 mostra os eixos d-q nas referências do estator (s), do rotor (r) e de excitação (e). Nela,os eixos “s” são estacionários e os eixos “r” rotativos, na velocidade angular do rotor (ω3) em relação aos eixos
“s”. Os eixos “e” são rotativos na velocidade angular síncrona (ω1) em relação aos eixos “s”.O ângulo θ1 é o
formado entre os eixos “e” e “s”. Sua medida é instantânea, uma vez que os eixos “e” estão girando e os “s” estão parados. O ângulo θ3 é o formado entre os
eixos “r” e “s”. O ângulo θ2 é o formado entre os eixos
“e” e “r”. Se o eixo do rotor estiver girando em velocidade síncrona, este ângulo será constante e, portanto, sua derivada em relação ao tempo (ω2) será
zero. É fácil ver que ω1, ω2, ω3 são, respectivamente,
variações no tempo dos ângulos θ1, θ2, θ3.
O ângulo γ é o do “vetor corrente do rotor”, em relação ao eixo “e”, num dado instante de tempo e o ângulo µ é o do “vetor tensão do estator”, em relação ao eixo “s” estacionário, num dado instante de tempo.
FIGURA 3 – Eixos d-q nas várias referências. 4.3.2 O dimensionamento dos conversores
O dimensionamento dos conversores depende da faixa de variação da velocidade do gerador, sendo os dois idênticos, pois a potência do rotor flui por ambos, em um ou outro sentido (velocidade sub ou supersíncrona). Quanto maior essa faixa, acima e abaixo da síncrona, mais a potência nominal do rotor se torna próxima da potência nominal do estator [6].
A grande vantagem do sistema Scherbius proposto, em relação ao sistema que emprega gerador com rotor em gaiola de esquilo, é justamente de haver a possibilidade da excursão da velocidade dentro de valores suficientes para o ótimo controle e rendimento do conjunto, com o custo do conversor reduzido, uma vez que para velocidades entre 70% e 130% da rotação síncrona, é suficiente um conversor com cerca de 1/3 da potência nominal do estator. A indústria tem demonstrado que esta faixa de excursão de velocidade é a que apresenta melhor relação custo / benefício. Para potências da ordem de centenas de kW ou maiores, isto certamente é uma grande vantagem econômica.
4.3.3 O sistema de controle
O sistema de controle do conversor é a alma do gerador eólico. Dele dependem o rendimento do sistema através do aproveitamento dos ventos, a qualidade da tensão gerada (módulo, freqüência, estabilidade), o nível de harmônicos e o fator de potência da energia gerada.
Como já foi dito, o gerador eólico é projetado para, na maior parte do tempo, gerar energia elétrica na região de potência proporcional ao cubo da velocidade do vento. Nesta região, o controle de pitch busca, dada a velocidade do vento, o melhor ângulo de ataque das pás da hélice ao vento e a melhor rotação do eixo da turbina, através de um sistema de planilhas pré-programadas e incorporadas ao software de controle da turbina.
4.3.4 O conversor do lado do rotor
O sistema de controle deste conversor tem como finalidade a busca do ângulo de orientação e/ou do controle do torque da máquina. A orientação proposta
[6], [8], [9] para esta finalidade é a mesma descrita no item 4.3.1.
Para um sistema conectado à rede (barramento infinito), esta implementação é mais simples. Medindo-se ias, ibs, ics e vas, vbs, vcs, respectivamente as correntes
e tensões de fase do estator, é possível obter isds, isqs,
vs
ds e vsqs operando a conhecida transformação de 3
para 2 eixos.
Na equação de tensão do estator nos eixos estacionários “s” , vs = Rs is + d/dt (λs), o fluxo
concatenado pode ser calculado por :
λsqs = ∫ (vsds – Rs isds) dt e λsds = ∫ (vsqs – Rs isqs) dt
O ângulo instantâneo do vetor tensão do estator θ1
= arc tg (λsqs/λsds), é facilmente encontrado, permitindo,
com módulo e ângulo obtidos, calcular λs = λds ( nos
eixos “e”), bem como ims = λds/L0 .O torque elétrico do
gerador é calculado através da equação:
Te = – 3/2 p L0/Ls λs iqr = – 3/2 p L02/Ls ims iqr (8)
É fácil ver que o torque elétrico pode ser controlado por iqr, já que na conexão à rede, é razoável
considerar ims = constante. Assim, i*qr (adotando o
superescrito * como sendo o valor desejado ou de referência) é o erro de saída da malha de velocidade, que tem ω3 (e/ou θ3) medido por um encoder ou até
mesmo calculado [2], [8] e ω*3 a velocidade angular
ótima desejada para que se tenha máximo rendimento de potência em função da velocidade do vento (razão de velocidade ou Tip Speed Ratio) e do ângulo “β” de
ataque das lâminas da turbina (pitch).
Com ω3 e ω1, calcula-se ω2=ω1–ω3, que permite
obter a freqüência de escorregamento que o conversor do lado do rotor usará para a alimentação.
Para fechamento das malhas de corrente, são necessários ainda os valores medidos de idr e iqr. Para
isso, mede-se as correntes ira, irb, irc que estão nos
eixos “r”.
Como o conversor é de fonte de tensão, é necessário determinar quais valores deverão ser
impostos como referência, para que se garanta as correntes necessárias anteriormente calculadas .
Das equações clássicas de tensão e fluxo nos eixos d e q, obtêm-se:
v*
dr = Rr idr – ω2 (Lr – L02/Ls) iqr (9)
v*qr = Rr iqr + ω2 (Lr – L02/Ls) idr + ω2 L02/Ls ims (10)
Observe-se nessas equações que, no segundo termo de ambas, existe um acoplamento cruzado entre os eixos d e q. Este termo não é muito significativo, principalmente em baixo escorregamento. No caso de conexão à rede, a corrente de excitação idr pode ser
forçada a zero, se assumirmos que toda potência reativa é fornecida pelo estator.
Na Figura 4, é apresentada a implementação do controle vetorial. Nela são apresentadas também (em vermelho) as alterações introduzidas para o caso de o gerador eólico alimentar carga isolada. Neste caso, a corrente de excitação não é fornecida pela rede e deve ser gerada no rotor da máquina.
Para isso, é implementado um regulador de ims. A
referência i*ms deve ser adequadamente escolhida para
garantir a excitação necessária. Nessa condição, iqr
não mais controla o torque, mas será encarregada de garantir a correta orientação do sistema. Ora, a equação (7) só é válida se λqs = 0 e este é o objetivo a
ser perseguido. Medindo ias, ibse ics, e de posse do
ângulo θ1, obtemos iqs, que formará a corrente de
referência i* qr.
Por este motivo, o ângulo θ1 não mais poderá ser
calculado, mas terá de ser gerado por software a partir da integral da velocidade de referência (freqüência desejada para o estator) ω*
1.
No caso de carga isolada, o sistema se completará [9] com o controle de carga auxiliar (não mostrado na Figura 4), que terá que consumir o eventual excedente de potência gerada, ou seja, a diferença entre a potência ativa gerada otimizada e o momentâneo consumo da carga principal.
É justamente este sistema de controle que buscará a ótima velocidade angular da turbina, para a otimização da potência gerada. Dada a rotação atual e o atual consumo da carga principal, haverá geração de torque para acelerar ou desacelerar a máquina até o ponto ideal calculado pelo “controle de otimização da potência gerada”.
Tel acel = (Pótima - Pcarga principal )/ ω3.
Em [9], o autor sugere que esta carga auxiliar alimente um carregador de baterias ou irrigação ou bombas em velocidade variável.
4.3.5 O conversor do lado do estator ou do fornecimento (rede ou carga)
O controle deste conversor tem basicamente as funções de manter a tensão Vcc do capacitor
intermediário constante e controlar a defasagem entre corrente e tensão do conversor.
Para isso, a referência mais simples [6], [9] é alinhar o eixo “d” do referencial d-q rotativo e ortogonal “e” com o “vetor tensão do estator”. Desta forma, teremos vqs = 0 e, portanto, vs = vds = constante, uma
vez que o objetivo é o fornecimento de tensão com módulo e freqüência constantes.É importante salientar que o referencial aqui proposto está 900 avançado em
relação ao da Figura 3, ou seja, o vetor que na Figura 3 é o eixo “qe”, aqui é o eixo “de”. Os eixos d-q giram à
velocidade angular constante ω1. Neste caso, o ângulo
instantâneo necessário para o sistema de referência é o angulo µ, do “vetor tensão do estator”.
Para um sistema conectado à rede (barramento infinito), esta implementação é mais simples. Medindo-se vas, vbs e vcs, obtêm-se vsds e vsqs e o ângulo
instantâneo do vetor tensão do estator µ = arc tg (vs
qs/vsds) é facilmente encontrado.
Para um sistema isolado, não se pode contar com a tensão “de referência” do barramento infinito. Neste caso, o ângulo “µ” é preferencialmente calculado (µ = θ1 + 900), desprezando-se a queda de tensão da
resistência do estator.
As potências ativa (P = 3/2 vd id ) e reativa (Q = 3/2
vd iq) do conversor podem ser controladas
respectivamente por id e iq.
Novamente é necessário calcular as referências de tensão do conversor para impor as correntes desejadas [6]:
v*d = – R id – L d/dt (id) + ω1 L iq + vd (11)
v*
q = – R iq – L d/dt (iq) – ω1 L id (12)
R e L são respectivamente a resistência e a indutância da linha.
5.0 CONCLUSÃO
O grande desafio para geração de energia elétrica através de uma turbina eólica é conseguir gerá-la com qualidade, de modo eficiente, econômico e competitivo em comparação com outras fontes energéticas primárias, apesar da intrínseca rotação variável no eixo da turbina.
Levando-se em conta o custo ambiental, a energia eólica pode ser considerada de baixíssimo custo. As novas tendências apresentadas neste trabalho, viáveis graças aos avanços na tecnologia dos acionamentos,
mostram que é possível conseguir energia elétrica a partir de geradores eólicos com :
- O mínimo de “desperdício” de energia primária;
- Tensão e freqüência constantes, mesmo em se tratando de sistema isolado;
- Controle sobre as potências ativa e reativa geradas e, portanto, do fator de potência do sistema;
- Baixo nível de harmônicos.
Os países chamados “desenvolvidos” vêem, atualmente, uma grande expansão em seus parques eólicos. O Brasil ainda utiliza pouco esta fonte de energia, mas, certamente, com o aprofundamento do estudo das tecnologias disponíveis, esta década verá o surgimento de grandes fazendas eólicas em nosso país.
6.0 BIBLIOGRAFIA
(1) FARRET F. A. Aproveitamento de Pequenas Fontes de Energia Elétrica. Editora UFSM, 1999 (2) CÁRDENAS R., PEÑA R. S., ASHER G. M., CILIA
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(5) FITZGERALD A. E., KINGSLEY JR. C. Electric Machinery. McGraw-Hill Book Company Inc, Second Edition, 1961
(6) PEÑA R. S., CLARE J. C., ASHER G. M. Doubly fed induction generator using back-to-back PWM converters and its application to variable-speed wind-energy generation. IEE Proc.-Electr. Power Appl., Vol.143, No. 3, May 1996, pp 231-241 (7) LEONHARD W. Control of Electrical Drives.
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(9) PEÑA R., CLARE J. C., ASHER G. M. A doubly fed induction generator using back-to-back PWM converters supplying an isolated load from a variable speed wind turbine. IEE Proc.-Electr. Power Appl., Vol.143, No. 5, September 1996, pp 380-387
