AVALIAÇÃO DA RESPOSTA DINÂMICA DE DIFERENTES TECNOLOGIAS DE
AEROGERADORES
Samuel Souza Da Silva Junior
Projeto de Graduação apresentado ao
Curso de Engenharia Elétrica da Escola
Politécnica, Universidade Federal do
Rio de Janeiro, como parte dos
requisitos necessários à obtenção do
título de Engenheiro Eletricista.
Orientadora:
Tatiana Mariano Lessa de Assis
Rio de Janeiro
Janeiro de 2015
Silva, Samuel Souza Junior
Avaliação da Resposta Dinâmica de Diferentes
Tecnologias de Aerogeradores/ Samuel Souza da Silva Junior. –
Rio de Janeiro: UFRJ/ Escola Politécnica, 2015.
XIV, 87 p.: il.;29,7cm.
Orientadora: Tatiana Mariano Lessa de Assis
Projeto de graduação – UFRJ/ Escola Politécnica/
Departamento de Engenharia Elétrica, 2015.
Referências Bibliográficas: p. 83 – 85.
1. Energia Eólica.
2. Análise Dinâmica. 3. Geradores
Eólicos. I. Assis, Tatiana Mariano Lessa de. II.
Universidade Federal do Rio de Janeiro, UFRJ,
Engenharia Elétrica. III. Título.
iii
AGRADECIMENTOS
Primeiramente agradeço a Deus por ter me dado condições de chegar até esta
etapa em minha vida e me fortalecer em todos os meus dias.
Aos meus pais,
Minha mãe, Maria, que em todos os momentos de minha vida esteve ao meu
lado. Até mesmo nos seus momentos de profunda tristeza, se manteve sempre
presente em minha vida, me mostrando o quanto me ama.
Meu pai, Samuel, que em sua simplicidade me educou e se esforçou para
nunca me deixar faltar nada. Representam tudo em minha vida e não tenho palavras
para descrever o quanto os amo.
À minha namorada, Danielle, que está sempre ao meu lado em qualquer
situação, e a sua família pelos momentos de alegria.
À minha irmã, Jaqueline, pelo seu amor que sempre demonstrou por mim.
Ao meu irmão, Roberto (em memória), pelo coração mais ingênuo e infantil que
conheci nesta vida, que sua vida seja sempre lembrada com alegria.
A todos os meus amigos da UFRJ, que me acompanharam ao longo dos anos
de graduação, tornando essa caminhada mais agradável.
À minha orientadora Tatiana, pelos seus ensinamentos e conselhos. Sendo
importantíssima em minha formação, me auxiliando nos momentos em que mais
precisei.
A todos os professores do DEE/UFRJ, os quais eu respeito, tenho profunda
admiração e o prazer de considerá-los amigos.
iv
Resumo do Projeto de Graduação apresentado à Escola Politécnica/UFRJ como parte
dos requisitos necessários para a obtenção do grau de Engenheiro Eletricista.
Avaliação da Resposta Dinâmica de Diferentes Tecnologias de Aerogeradores
Samuel Souza da Silva Junior
Janeiro/2015
Orientadora: Tatiana Mariano Lessa de Assis
Curso: Engenharia Elétrica
O aumento da participação da geração eólica, na matriz energética brasileira, motiva
estudos para a análise qualitativa deste tipo de produção de energia, principalmente,
em relação ao comportamento dinâmico dos geradores empregados na conversão de
energia eólica em elétrica. Este projeto de graduação tem o objetivo de avaliar
dinamicamente três diferentes tecnologias de aerogeradores, em operação nos
sistemas de energia elétrica: o gerador de indução, gerador de indução duplamente
alimentado e o gerador síncrono conectado à rede por conversores. As simulações
serão realizadas no programa do CEPEL para análise de estabilidade eletromecânica
– ANATEM, buscando comparar o desempenho individual dos geradores, frente a
variações na velocidade do vento e a contingências no sistema. Os modelos das
máquinas assim como seus respectivos sistemas de controles foram representados
via CDU. Este documento também apresenta o panorama atual da geração eólica no
Brasil e no mundo, os princípios básicos de conversão da energia eólica em elétrica,
os principais sistemas de turbinas de geração eólica e os princípios de modelagem
dos geradores e seus componentes de controle.
Palavras-chave: Geradores Eólicos, Resposta Dinâmica, Estabilidade Eletromecânica,
Conexão de Aerogeradores.
v
Abstract of Undergraduate Project presented to POLI / UFRJ as a partial fulfillment of
the requirements for the degree of Electrical Engineer
Dynamic Response Evaluation of Different Technologies of Wind Generators
Samuel Souza da Silva Junior
January/2015
Advisor: Tatiana Mariano Lessa de Assis
Course: Electrical Engineering
The increase in wind generation participation in the Brazilian energy matrix, motivates
studies for the qualitative analysis of this type of energy production, especially in
relation to the dynamic behavior of the generators used in the conversion of wind
energy into electricity. This undergraduate project aims to dynamically evaluate three
different technologies of wind turbines in operation in power systems: the induction
generator, double-fed induction generator and synchronous generator connected to the
network converters. The simulations will be held at CEPEL program for analysis of
electromechanical stability - ANATEM, to compare the performance of individual
generators, compared to variations in wind speed and contingencies in the system. The
models of machines as well as their control systems were represented via CDU. This
paper also presents the current situation of wind generation in Brazil and the world, the
basic principles of conversion of wind energy into electrical, leading systems of wind
power turbines and principles modeling of generators and their control components.
Keywords: Wind Generators, Dynamic Response, Electromechanical Stability, Wind
Turbine Connection.
vi
Sumário
Lista de Figuras ............................................................................................................ x
Lista de Tabelas ......................................................................................................... xiii
Lista de Abreviaturas ..................................................................................................xiv
1.
Introdução.............................................................................................................. 1
1.1
Conceitos da Geração Eólica ......................................................................... 1
1.2
Motivação ....................................................................................................... 3
1.3
Objetivos do Trabalho..................................................................................... 4
1.3.1
Objetivo Geral.......................................................................................... 4
1.3.2
Objetivos Específicos .............................................................................. 5
1.4
2.
Organização do Trabalho ............................................................................... 5
O Recurso Eólico ................................................................................................... 7
2.1
Evolução da Geração de Energia Eólica......................................................... 7
2.1.1
2.2
A Geração Eólica No Brasil ............................................................................ 9
2.2.1
Incentivos Governamentais ................................................................... 10
2.2.2
Potencial Eólico Brasileiro ..................................................................... 12
2.3
Requisitos Técnicos a Instalação.................................................................. 15
2.3.1
3.
Evolução Tecnológica e da Capacidade Instalada ................................... 7
Aspectos gerais ..................................................................................... 15
Fundamentos Físicos Da Geração Eólica ............................................................ 19
3.1
Princípios da Conversão de Energia Eólica em Mecânica ............................ 19
3.2
Turbinas Eólicas ........................................................................................... 22
3.2.1
Turbinas Que Utilizam Força de Arrasto ................................................ 23
3.2.2
Turbinas Que Utilizam Força de Sustentação ........................................ 24
3.3
Modos de Operação De Uma Turbina Eólica ................................................ 26
3.3.1
Operação em Velocidade Constante ..................................................... 28
3.3.2
Operação em Velocidade Variável......................................................... 29
3.4
Controle da Potência Aerodinâmica .............................................................. 29
3.4.1
Controle do Ângulo de Passo ................................................................ 30
vii
4.
3.4.2
Controle por Estolamento Aerodinâmico................................................ 30
3.4.3
Controle por Estolamento Ativo ............................................................. 31
Modelo dos Aerogeradores .................................................................................. 33
4.1
Principais Tecnologias de Geradores Eólicos ............................................... 33
4.2
GIDC - Gerador de Indução Diretamente Conectado à Rede ....................... 34
4.2.1
Análise Qualitativa do Modelo da Turbina Eólica ................................... 36
4.2.2
Análise Qualitativa do Modelo para Estudos em Regime Permanente .. 37
4.2.3
Análise Qualitativa do Modelo para Estudos de Transitórios
Eletromecânicos .................................................................................................. 38
4.3
GIDA – Gerador de Indução Duplamente Alimentado ................................... 39
4.3.1
Análise Qualitativa do Modelo da Turbina Eólica ................................... 40
4.3.2
Análise Qualitativa do Modelo para Estudos em Regime Permanente .. 42
4.3.3
Análise Qualitativa do Modelo para Estudos de Transitórios
Eletromecânicos .................................................................................................. 43
4.4
GSE – Gerador Síncrono Conectado à Rede por Conversores .................... 46
4.4.1
Análise Qualitativa do Modelo da Turbina Eólica ................................... 47
4.4.2
Análise Qualitativa do Modelo para Estudos em Regime Permanente .. 48
4.4.3
Análise Qualitativa do Modelo para Estudos de Transitórios
Eletromecânicos .................................................................................................. 48
5.
Simulações .......................................................................................................... 51
5.1
Análise da Resposta Dinâmica dos Aerogeradores ...................................... 51
5.2
Análise do Caso Máquina x Barra Infinita ..................................................... 52
5.2.1
Evento: Curto-Circuito Trifásico na Barra Terminal do Gerador ............. 54
5.2.2
Evento: Degrau na Velocidade do Vento ............................................... 57
5.2.3
Evento: Vento com Perfil Turbulento ..................................................... 60
5.3
Análise do Caso 9 Barras ............................................................................. 63
5.3.1
Análise da Máxima Inserção de Geração Eólica no Sistema ................. 65
5.3.2
Análise do Atendimento às Especificações do Procedimento de Rede do
ONS
72
5.4
Análise do Caso 65 Barras ........................................................................... 74
viii
6.
5.4.1
Cenário: Substituição de 10% da Geração da Área Sul por Geração
Eólica
76
5.4.2
Cenário: Substituição de 50% da Geração da Área Sul por Geração
Eólica
76
5.4.3
Cenário: Substituição de 80% da Geração da Área Sul por Geração
Eólica
77
Conclusões e Trabalhos Futuros ......................................................................... 79
Referências ................................................................................................................ 83
Anexo ......................................................................................................................... 86
A.
Dados do BIG, retirado em 28/07/2014. ........................................................... 86
B.
Arquivos utilizados nas simulações no ANATEM ............................................. 87
ix
Lista de Figuras
FIGURA 1.1: CONFIGURAÇÃO PADRÃO DO ESQUEMA DE UM GIDC CONECTADO À REDE. ................................................. 2
FIGURA 1.2: CONFIGURAÇÃO PADRÃO DO ESQUEMA DE UM GSE CONECTADO À REDE. ................................................... 3
FIGURA 1.3: CONFIGURAÇÃO PADRÃO DO ESQUEMA DE UM GIDA CONECTADO À REDE. ................................................. 3
FIGURA 2.1: MOINHO DE VENTO MEDIEVAL. FONTE: (RÜNCOS) [1]. ........................................................................ 7
FIGURA 2.2: EVOLUÇÃO DAS DIMENSÕES E POTÊNCIA DOS AEROGERADORES AO LONGO DOS ANOS E PERSPECTIVAS . FONTE:
(IEA, 2013) [6]. ..................................................................................................................................... 8
FIGURA 2.3: AUMENTO ANUAL DA CAPACIDADE INSTALADA DE GERAÇÃO EÓLICA. FONTE: GLOBAL WIND ENERGY COUNCIL
[7]. ........................................................................................................................................................ 9
FIGURA 2.4: AUMENTO ANUAL ACUMULADO DA CAPACIDADE INSTALADA DE GERAÇÃO EÓLICA. FONTE: GLOBAL WIND
ENERGY COUNCIL [7]. ............................................................................................................................... 9
FIGURA 2.5: GERAÇÃO EÓLICA NO SIN. FONTE: (ONS, 2014) [8]. .......................................................................... 10
FIGURA 2.6: EVOLUÇÃO DO PREÇO DE VENDA DA ENERGIA PROVENIENTE DA GERAÇÃO EÓLICA. FONTE: (CCEE, 2014) [11].
........................................................................................................................................................... 11
FIGURA 2.7: EVOLUÇÃO DA PRODUÇÃO DE ENERGIA PROVENIENTE DA GERAÇÃO EÓLICA NO SIN. FONTE: (ONS, 2014) [8].
........................................................................................................................................................... 11
FIGURA 2.8: VELOCIDADE MÉDIA ANUAL. FONTE: (ANEEL, 2008) [12]. ................................................................. 13
FIGURA 2.9: POTENCIAL EÓLICO BRASILEIRO POR REGIÃO DO PAÍS. FONTE: (CRESESB CEPEL, 2001) [16]. ...................... 14
FIGURA 2.10: LIMITE DE SUPORTABILIDADE A AFUNDAMENTOS DE TENSÃO. FONTE: (ONS, 2009) [3]. .......................... 17
FIGURA 3.1: FLUXO DE AR ATRAVÉS DE UMA ÁREA TRANSVERSAL (𝐴). FONTE: ADAPTADO DE (CRESESB CEPEL, 2008) [19].
........................................................................................................................................................... 20
FIGURA 3.2: PERFIS DE VELOCIDADE DO VENTO AO PASSAR PELA ÁREA DE VARREDURA DAS PÁS. FONTE: ADAPTADO DE
(CRESESB CEPEL, 2008) [19]. ................................................................................................................. 22
FIGURA 3.3: PRINCIPAIS FORÇAS QUE ATUAM SOBRE AS PÁS DE UMA TURBINA EÓLICA. FONTE: (CRESESB CEPEL, 2008) [19].
........................................................................................................................................................... 22
FIGURA 3.4: VARIAÇÃO DO 𝐶𝑃 DE UMA TURBINA QUE UTILIZA FORÇA DE ARRASTO, EM FUNÇÃO DE 𝜆. FONTE: (MARQUES,
2004) [10]. .......................................................................................................................................... 24
FIGURA 3.5: ESQUEMATIZAÇÃO DOS ÂNGULOS DE ATAQUE (Α) E DE PASSO (Β). FONTE: ADAPTADO DE (MARQUES, 2004)
[10]..................................................................................................................................................... 25
FIGURA 3.6: VARIAÇÃO DO 𝐶𝑃 DE UMA TURBINA QUE UTILIZA FORÇA DE SUSTENTAÇÃO EM FUNÇÃO DE 𝜆 E Β. FONTE: FONTE:
(CRESESB CEPEL, 2008) [19]. ................................................................................................................. 26
FIGURA 3.7: POTÊNCIA GERADA PELA TURBINA EM RELAÇÃO À VELOCIDADE DO VENTO, COM AS SUAS REGIÕES DE OPERAÇÃO.
........................................................................................................................................................... 27
FIGURA 3.8: COMPORTAMENTO DE UMA TURBINA DE VELOCIDADE CONSTANTE. FONTE: (FERREIRA, 2009) [21].............. 28
x
FIGURA 3.9: COMPORTAMENTO DE UMA TURBINA DE VELOCIDADE VARIÁVEL. FONTE: (FERREIRA, 2009). DISPONÍVEL EM:
[21]..................................................................................................................................................... 29
FIGURA 3.10: PERFIL DO ESCOAMENTO TURBULENTO ATRAVÉS DE UMA TURBINA COM CONTROLE STALL. FONTE: (CRESESB
CEPEL, 2008) [19]. .............................................................................................................................. 31
FIGURA 4.1: PRINCIPAIS TECNOLOGIAS DE AEROGERADORES A) GIDC B) GIDA C) GSE. FONTE: (VIEIRA, 2009) [22]. ...... 34
FIGURA 4.2: CURVA TÍPICA DE CONJUGADO VERSUS VELOCIDADE PARA UMA MÁQUINA DE INDUÇÃO. .............................. 35
FIGURA 4.3: CURVA DE DESEMPENHO DA TURBINA ACOPLADA AO GIDC. FONTE: ADAPTADO DE (CEPEL, 2007) [23]. .... 37
FIGURA 4.4: REPRESENTAÇÃO EM REGIME PERMANENTE, DA MÁQUINA DE INDUÇÃO, EM DUAS BARRAS. FONTE: (RANGEL,
FERRAZ, JUNIOR, & HENRIQUES, 2005) [24]. ............................................................................................. 37
FIGURA 4.5: DIAGRAMA DE BLOCOS DO GERADOR DE INDUÇÃO CONSIDERANDO O EFEITO TRANSITÓRIO DO ROTOR. FONTE:
(CEPEL, 2010) [25]. ............................................................................................................................. 38
FIGURA 4.6: FLUXO DA POTÊNCIA ATIVA NOS CIRCUITOS DO ESTATOR E ROTOR DO GIDA. ............................................. 40
FIGURA 4.7: DIAGRAMA DE BLOCOS PARA O CONTROLE DA POSIÇÃO DAS PÁS. FONTE: (RANGEL, FERRAZ, JUNIOR, &
HENRIQUES, 2005) [24]. ........................................................................................................................ 41
FIGURA 4.8: CURVAS DE DESEMPENHO DA TURBINA EÓLICA. FONTE: (SLOOTWEG, 2003) [26]. .................................... 42
FIGURA 4.9: REPRESENTAÇÃO ESQUEMÁTICA SIMPLIFICADA DA CONEXÃO DE UM GIDA AO SISTEMA. FONTE: (RANGEL,
FERRAZ, JUNIOR, & HENRIQUES, 2005) [24]. ............................................................................................. 43
FIGURA 4.10: DIAGRAMA DE CONTROLES DO AEROGERADOR. FONTE: (RANGEL, FERRAZ, JUNIOR, & HENRIQUES, 2005)
[24]..................................................................................................................................................... 44
FIGURA 4.11: ESQUEMA DE APROVEITAMENTO EÓLICO UTILIZANDO GERADOR SÍNCRONO. FONTE: (RANGEL, GOMES JUNIOR,
& FERRAZ, 2006) [27]. .......................................................................................................................... 47
FIGURA 4.12: MALHAS DE CONTROLE DE UM GSE. FONTE: (RANGEL, GOMES JUNIOR, & FERRAZ, 2006) [27]................ 49
FIGURA 4.13: REPRESENTAÇÃO DO CHOPPER DO TIPO BOOST UTILIZADO NO ELO CC DO GSE. ....................................... 50
FIGURA 5.1: DIAGRAMA UNIFILAR DO SISTEMA MÁQUINA CONECTADO A UMA BARRA INFINITA ...................................... 53
FIGURA 5.2: TENSÃO NA BARRA TERMINAL – ANÁLISE CURTO-CIRCUITO. ................................................................... 54
FIGURA 5.3: FLUXO DE POTÊNCIA ATIVA – ANÁLISE CURTO-CIRCUITO. ....................................................................... 54
FIGURA 5.4: VELOCIDADE DE ROTAÇÃO DO GERADOR – ANÁLISE CURTO-CIRCUITO....................................................... 55
FIGURA 5.5: FLUXO DE POTÊNCIA REATIVA – ANÁLISE CURTO-CIRCUITO. .................................................................... 55
FIGURA 5.6: COEFICIENTE DE DESEMPENHO – ANÁLISE CURTO-CIRCUITO. .................................................................. 55
FIGURA 5.7: POSIÇÃO ANGULAR DAS PÁS – ANÁLISE CURTO-CIRCUITO....................................................................... 56
FIGURA 5.8: VELOCIDADE DO VENTO – ANÁLISE DEGRAU. ....................................................................................... 57
FIGURA 5.9: TENSÃO NA BARRA TERMINAL – ANÁLISE DEGRAU. ............................................................................... 57
FIGURA 5.10: VELOCIDADE DE ROTAÇÃO DO GERADOR – ANÁLISE DEGRAU. ............................................................... 58
FIGURA 5.11: FLUXO DE POTÊNCIA ATIVA – ANÁLISE DEGRAU. ................................................................................. 58
FIGURA 5.12: FLUXO DE POTÊNCIA REATIVA – ANÁLISE DEGRAU............................................................................... 58
FIGURA 5.13: COEFICIENTE DE DESEMPENHO – ANÁLISE DEGRAU. ............................................................................ 59
FIGURA 5.14: POSIÇÃO ANGULAR DAS PÁS – ANÁLISE DEGRAU. ............................................................................... 59
FIGURA 5.15: VELOCIDADE DO VENTO – ANÁLISE TURBULÊNCIA............................................................................... 60
xi
FIGURA 5.16: TENSÃO NA BARRA TERMINAL – ANÁLISE TURBULÊNCIA. ...................................................................... 60
FIGURA 5.17: FLUXO DE POTÊNCIA ATIVA – ANÁLISE TURBULÊNCIA........................................................................... 61
FIGURA 5.18: FLUXO DE POTÊNCIA REATIVA – ANÁLISE TURBULÊNCIA. ...................................................................... 61
FIGURA 5.19: VELOCIDADE DE ROTAÇÃO DO GERADOR – ANÁLISE TURBULÊNCIA. ........................................................ 61
FIGURA 5.20: COEFICIENTE DE DESEMPENHO – ANÁLISE TURBULÊNCIA...................................................................... 62
FIGURA 5.21: POSIÇÃO ANGULAR DAS PÁS – ANÁLISE TURBULÊNCIA. ........................................................................ 62
FIGURA 5.22: TOPOLOGIA E PONTO DE OPERAÇÃO DO SISTEMA 9 BARRAS. FONTE: (ANDERSON & FOUAD, 2003). [4]. ..... 63
FIGURA 5.23: TENSÃO NOS TERMINAIS DOS GERADORES GIDC - AUMENTO DE 20% DE CARGA. .................................... 66
FIGURA 5.24: POTÊNCIAS ATIVA E REATIVA NO GIDC – AUMENTO DE 20% DE CARGA. ................................................ 66
FIGURA 5.25: TENSÃO NOS TERMINAIS DOS GERADORES GIDA - AUMENTO DE 110% DE CARGA. .................................. 66
FIGURA 5.26: POTÊNCIAS ATIVA E REATIVA NO GIDA – AUMENTO DE 110% DE CARGA. .............................................. 67
FIGURA 5.27: TENSÃO NOS TERMINAIS DOS GERADORES GSE - AUMENTO DE 60% DE CARGA. ...................................... 67
FIGURA 5.28: POTÊNCIAS ATIVA E REATIVA NO GSE – AUMENTO DE 60% DE CARGA. .................................................. 67
FIGURA 5.29: TENSÃO NOS TERMINAIS DOS GERADORES GIDC – CASO BASE.............................................................. 69
FIGURA 5.30: POTÊNCIAS ATIVA E REATIVA NO GIDC – CASO BASE. ......................................................................... 69
FIGURA 5.31: TENSÃO NOS TERMINAIS DOS GERADORES GIDA - ALOCAÇÃO 50%....................................................... 70
FIGURA 5.32: POTÊNCIAS ATIVA E REATIVA NO GIDA – ALOCAÇÃO 50%................................................................... 70
FIGURA 5.33: TENSÃO NOS TERMINAIS DOS GERADORES GSE - ALOCAÇÃO 30%......................................................... 70
FIGURA 5.34: POTÊNCIAS ATIVA E REATIVA NO GSE – ALOCAÇÃO 30%..................................................................... 71
FIGURA 5.35: AFUNDAMENTO DE TENSÃO – GIDC. .............................................................................................. 73
FIGURA 5.36: AFUNDAMENTO DE TENSÃO – GIDA. .............................................................................................. 73
FIGURA 5.37: AFUNDAMENTO DE TENSÃO – GSE. ................................................................................................ 73
FIGURA 5.38: SISTEMA 65 BARRAS. FONTE: (ALVES, 2007) [5]. ............................................................................. 75
FIGURA 5.39:.SUBSTITUIÇÃO DE 10% DA GERAÇÃO DA ÁREA SUL POR GERAÇÃO EÓLICA. ............................................. 76
FIGURA 5.40: SUBSTITUIÇÃO DE 50% DA GERAÇÃO DA ÁREA SUL POR GERAÇÃO EÓLICA. ............................................. 77
FIGURA 5.41: SUBSTITUIÇÃO DE 80% DA GERAÇÃO DA ÁREA SUL POR GERAÇÃO EÓLICA. ............................................. 78
xii
Lista de Tabelas
TABELA 2-1: EMPREENDIMENTOS EM OPERAÇÃO SEGUNDO O BIG. FONTE: (ANEEL, 2014). [15]. .............................. 14
TABELA 2-2: REQUISITOS TÉCNICOS PARA ACESSO AO SIN DE USINAS EÓLICAS. FONTE: (ONS, 2009) [3]. ....................... 16
TABELA 5-1: DADOS DAS LINHAS DE CONEXÃO DO SISTEMA 9 BARRAS. FONTE: (ANDERSON & FOUAD, 2003). [4]. .......... 64
TABELA 5-2:DADOS DAS BARRAS DO SISTEMA 9 BARRAS. FONTE: (ANDERSON & FOUAD, 2003)[4]. .............................. 64
xiii
Lista de Abreviaturas
ANEEL
BIG
CEPEL
CDU
EPE
GIDA
GIDC
GSE
OMM
ONS
PCH
SIN
TSR
Agência Nacional de Energia Elétrica
Banco de Informações de Geração
Centro de Pesquisas de Energia Elétrica
Controlador Definido pelo Usuário
Empresa de Pesquisa Energética
Gerador De Indução Duplamente Alimentado
Gerador De Indução Diretamente Conectado
Gerador Síncrono Conectado por Conversores
Organização Mundial de Meteorologia
Operador Nacional do Sistema Elétrico
Pequena Central Hidrelétrica
Sistema Interligado Nacional
Tip Speed Ratio
xiv
1. Introdução
1.1 Conceitos da Geração Eólica
A preocupação com a redução das emissões dos gases resultantes da queima
de combustíveis fósseis, a necessidade de suprir a crescente demanda por energia
elétrica, a busca pela diminuição das áreas alagadas por hidrelétricas com grandes
reservatórios, a necessidade de autossuficiência em geração de energia e a
necessidade de diversificar a matriz energética brasileira, para o aumento da
confiabilidade de suprimento, são alguns dos fatores que têm elevado os
investimentos em fontes alternativas de energia, e.g., eólica, solar, biomassa e
pequenas centrais hidrelétricas (PCHs).
Dentre tais fontes, a eólica apresenta considerável destaque, com elevado
crescimento devido aos incentivos governamentais, alto grau de maturidade da
tecnologia empregada na conversão em energia elétrica e por ser economicamente
competitiva com as fontes convencionais.
A geração de energia elétrica a partir do vento se dá através do uso dos
chamados aerogeradores, utilizados muitas vezes formando conjuntos denominados
fazendas eólicas ou parques eólicos, interligados aos sistemas de transmissão de
grande porte, operando em complementariedade com fontes convencionais de
energia. Deve-se destacar também a tendência do uso destes aerogeradores
próximos aos centros de carga, conectados à rede de distribuição, o que pode reduzir
a necessidade da construção de novas linhas de transmissão.
Existem basicamente dois tipos de sistemas para a geração eólica de energia:
os sistemas de velocidade variável e os sistemas de velocidade fixa. Em aplicações de
velocidade fixa, os aerogeradores empregados são em maioria máquinas de indução
com o rotor em gaiola, constituindo os geradores de indução diretamente conectados à
rede (GIDC). Os GIDCs apresentam simplicidade na operação e na manutenção, além
de possuírem grande robustez mecânica e custo relativo baixo. Devido à condição dos
GIDCs manterem a velocidade praticamente constante na sua faixa normal de
operação, estes sistemas são classificados como de velocidade constante ou fixa.
1
Para um bom funcionamento deste sistema deve-se utilizar um sistema de
engrenagens para a adaptação da velocidade de rotação da turbina, relativamente
baixa, à velocidade de rotação dos GIDCs, relativamente alta. A Figura 1.1 apresenta
um esquema tradicional de conexão de um GIDC à rede.
Geradores de indução necessitam de potência reativa para seu funcionamento.
Para evitar que a tensão caia no ponto de conexão à rede, muitas vezes os GIDCs
podem ser conectados com bancos de capacitores shunt, reduzindo a contribuição de
potência reativa fornecida pela rede.
Figura 1.1: Configuração padrão do esquema de um GIDC conectado à rede.
Sistemas de velocidade variável apresentam maior qualidade, eficiência e
rendimento quando comparados aos sistemas de velocidade fixa, porém, em geral,
possuem um grau de complexidade e custo maiores para sua implementação, pois
requerem a utilização de conversores eletrônicos de potência para sua operação.
Dentre os principais tipos de aerogeradores, empregados em sistemas de velocidade
variável, estão o gerador síncrono conectado à rede por conversores de potência
(GSE) e o gerador de indução duplamente alimentado (GIDA).
O GSE atualmente é bastante utilizado por ser possível a sua conexão direta à
turbina eólica, sem multiplicadores de velocidade. O gerador é projetado com grande
número de polos e conectado diretamente à turbina. Por não possuir escovas e
sistemas de engrenagens no acoplamento, sua eficiência aumenta, devido à redução
das perdas rotacionais por atrito. Uma grande desvantagem do GSE é que o
conversor eletrônico, utilizado para conexão do gerador à rede, deve ser
dimensionado para a potência nominal do gerador, ou seja, toda a potência da
máquina será escoada pelo conversor, o que resulta em um custo maior para
aquisição do conversor. A Figura 1.2 ilustra o esquema usual de conexão de um GSE
à rede.
2
Figura 1.2: Configuração padrão do esquema de um GSE conectado à rede.
Uma solução para se diminuir a potência do conversor empregado é a
utilização do GIDA, como ilustrado pela Figura 1.3. No GIDA, o rotor é mecanicamente
conectado à turbina eólica através de um sistema de engrenagens e conectado
eletricamente à rede através de um conversor eletrônico, em uma configuração backto-back, permitindo o fluxo bidirecional de potência no rotor, dependendo da
velocidade do gerador [1]. O estator é conectado diretamente à rede. A grande
vantagem obtida com o uso do GIDA é que a potência no circuito do rotor fica limitada
em torno de 30% da potência nominal da máquina [2], reduzindo o dimensionamento
do conversor e por consequência seu custo.
Figura 1.3: Configuração padrão do esquema de um GIDA conectado à rede.
1.2 Motivação
A acentuada inserção da geração eólica no Sistema Interligado Nacional (SIN)
torna evidente a necessidade de estudos para o cumprimento dos requisitos técnicos
3
estabelecidos nos Procedimentos de Rede do Operador Nacional do Sistema Elétrico
(ONS) [3].
A variação da potência ativa gerada em função da variação da velocidade do
vento, a dificuldade dos aerogeradores contribuírem no controle de potência reativa da
rede, os efeitos da conexão desses aerogeradores, em geral, em pontos remotos do
sistema de transmissão, a diversidade de tecnologias no aperfeiçoamento da
conversão da energia dos ventos em energia elétrica, são alguns dos principais
estudos abordados quando os efeitos da conexão deste tipo de geração no SIN são
analisados.
A principal motivação deste trabalho é a necessidade de avaliação da resposta
dinâmica de diferentes tipos de aerogeradores, como forma de análise dos efeitos de
sua inserção ao SIN. Os aerogeradores analisados são:

Gerador de indução, com rotor em gaiola, diretamente conectado a
rede;

Gerador de indução duplamente alimentado;

Gerador síncrono conectado a rede por conversor.
1.3 Objetivos do Trabalho
1.3.1Objetivo Geral
Este trabalho objetiva obter a análise do comportamento dinâmico de diferentes
tipos de aerogeradores empregados nos sistemas de geração eólica de energia.
Os sistemas elétricos, utilizados na análise do comportamento dinâmico dos
aerogeradores em ambiente computacional neste trabalho, visam ilustrar os diferentes
tipos de acesso à rede por parte da geração eólica. Primeiramente a resposta
dinâmica dos aerogeradores é obtida em um sistema elétrico do tipo máquina
conectada a uma barra infinita. Em seguida, o comportamento dos mesmos é
observado no sistema IEEE 9 barras [4], operando em conjunto com geradores com
bases energéticas diferentes. Por fim é analisado o impacto ao se conectar os
aerogeradores no sistema equivalente Sul/Sudeste [5], composto por 65 barras.
4
As respostas dinâmicas são analisadas no programa ANATEM, com ponto de
operação dos sistemas fornecido pelo programa ANAREDE, ambos desenvolvidos
pelo CEPEL.
1.3.2Objetivos Específicos
Este trabalho tem como objetivos específicos:

Caracterizar o atual estado da geração eólica no Brasil;

Apresentar os principais tipos de turbinas eólicas existentes;

Apresentar a teoria de conversão eólica-mecânica-elétrica;

Apresentar os principais requisitos técnicos necessários à inserção da
geração eólica no SIN;

Caracterizar a modelagem dos aerogeradores, turbinas e conversores
em estudos de regime permanente e dinâmico;

Comparar o desempenho dinâmico dos GIDC, GIDA e GSE, referentes
às suas utilizações em diferentes sistemas elétricos.
1.4 Organização do Trabalho
Este trabalho está estruturado em 6 capítulos e um anexo, o conteúdo
apresentado em cada capítulo é relacionado nos seguintes parágrafos.
No Capítulo 2 é apresentada uma visão acerca do atual estado da geração
eólica no Brasil e no mundo, dos fatores atuais que impulsionam o crescimento deste
tipo de geração e dos requisitos técnicos para a conexão destas fontes no SIN.
No Capítulo 3, o modelo da turbina eólica é apresentado e os fundamentos da
conversão de energia eólica em mecânica são descritos.
No Capítulo 4, os modelos dos aerogeradores e seus controles utilizados nos
estudos propostos neste trabalho são apresentados.
No Capítulo 5, os resultados das simulações realizadas, nos estudos de casos,
são apresentados.
5
No Capítulo 6, são apresentadas as conclusões, assim como propostas para
trabalhos futuros.
No Anexo A estão presentes dados do Banco de Informações de Geração
(BIG) utilizados ao longo do trabalho. No Anexo B se encontram os scripts utilizados
para a simulação dos aerogeradores no programa ANATEM.
6
2. O Recurso Eólico
2.1 Evolução da Geração de Energia Eólica
Dentre as formas de aproveitamento energético na natureza, existe uma, há
muito tempo utilizada pela humanidade: trata-se da conversão da energia cinética,
presente na massa de ar em movimento, em energia motriz, i.e., da conversão da
energia eólica em mecânica. A energia eólica era convertida em mecânica em
moinhos como o da Figura 2.1, para a moagem de grãos, bombeamento de água e
também como propulsão de embarcações. Com o avanço do tempo e o surgimento da
energia elétrica, a utilização da energia dos ventos para a geração de eletricidade
tornou-se inevitável.
Figura 2.1: Moinho de vento medieval. Fonte: (RÜNCOS) [1].
2.1.1Evolução Tecnológica e da Capacidade Instalada
A crescente demanda mundial por energia elétrica evidenciou a necessidade de
se preocupar com a diversificação e disponibilidade dos recursos energéticos do
planeta. Neste cenário, as fontes alternativas e renováveis de produção de energia
7
elétrica ganharam importante destaque, surgindo como solução ao atendimento da
carga e a diminuição dos impactos ambientais gerados pelas técnicas convencionais
de geração de energia, como redução das áreas alagadas por hidrelétricas e dos
gases resultantes da queima de combustíveis fósseis nas termelétricas.
O atual grau de desenvolvimento e implantação alcançado pela indústria eólica
deve-se ao seu histórico crescimento tecnológico, iniciado com os rústicos moinhos de
vento até alcançarem os modernos aerogeradores, tornando a geração eólica
economicamente competitiva e viável, destacando-se entre as fontes alternativas,
apresentando na última década um crescimento vertiginoso.
A evolução, das dimensões (altura da torre e diâmetro do rotor) e da potência
dos aerogeradores, pode ser observada na Figura 2.2. Ainda é ilustrado, na Figura
2.2, um prognóstico a respeito do tamanho e potência dos futuros aerogeradores.
Figura 2.2: Evolução das dimensões e potência dos aerogeradores ao longo dos anos
e perspectivas . Fonte: (IEA, 2013) [6].
A Figura 2.3 apresenta os dados do crescimento mundial anual da geração de
energia eólica, ou seja, quantos Megawatts foram acrescidos por ano em geração
eólica.
8
Figura 2.3: Aumento Anual da Capacidade Instalada de Geração Eólica. Fonte: Global
Wind Energy Council [7].
Figura 2.4: Aumento Anual Acumulado da Capacidade Instalada de Geração Eólica.
Fonte: Global Wind Energy Council [7].
Na Figura 2.4, informa-se a potência instalada total mundial em geração eólica.
Pode-se testemunhar que no período observado (1996-2013) a capacidade instalada
aumentou aproximadamente 50 vezes o seu valor.
2.2 A Geração Eólica No Brasil
A geração eólica no Brasil, assim como no mundo, sofreu uma impulsão na sua
aplicação, particularmente no caso brasileiro devido a dois fatores: Os incentivos
governamentais e o potencial eólico brasileiro.
9
A Figura 2.5 apresenta a potência injetada no SIN durante o período de janeiro
de 2012 a outubro de 2014, proveniente de usinas eólicas do Tipo I, i.e., usinas
conectadas a rede básica ou capazes de contribuir, através de sua potência injetada,
para minimizar problemas operativos e propiciar maior confiabilidade à rede [8].
Figura 2.5: Geração eólica no SIN. Fonte: (ONS, 2014) [8].
Um importante aspecto da geração eólica é observado na Figura 2.5, trata-se do
fator de capacidade, que representa a relação entre a geração média verificada e a
capacidade instalada da usina [8]. Este fator em usinas eólicas brasileiras é
geralmente da ordem de 30-40% [9], i.e., apenas nessa porcentagem de tempo a
usina produziu o equivalente à sua capacidade instalada.
2.2.1Incentivos Governamentais
O Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica (PROINFA)
foi instituído pelo governo para aumentar a participação da energia elétrica produzida,
com base em fontes eólica, em biomassa e PCH, na matriz energética brasileira. O
PROINFA tem como metas promover a diversificação das fontes energéticas e
aumentar da confiabilidade do suprimento de energia elétrica.
O PROINFA foi essencial para a impulsão da utilização da energia eólica. O
alto valor pago pelo megawatt de energia antes do programa foi um dos motivos para
que o governo estimulasse a atração de investidores, que tornassem a aplicação de
sistemas de geração de energia eólica economicamente viável [10]. As Figura 2.6 e
Figura 2.7 retratam a evolução do preço de venda do megawatt de energia eólica em
10
leilões de energia ao longo dos anos e a evolução da geração de energia elétrica
proveniente da geração eólica, respectivamente.
Figura 2.6: Evolução do preço de venda da energia proveniente da geração eólica.
Fonte: (CCEE, 2014) [11].
Energia Gerada SIN [GWh]
4500
4000
3500
3000
2500
2000
3956,81
3192,28
1500
1000
500
0228,42
2006
1471,57
558,93
556,89
712,1
2007
2008
2009
2010
1902,37
2011
2012
2013
Figura 2.7: Evolução da produção de energia proveniente da geração eólica no SIN.
Fonte: (ONS, 2014) [8].
Com a diminuição do custo por MW produzido, a geração de energia através
de fontes eólicas tornou-se competitiva com fontes tradicionais, aumentando sua
participação na energia gerada no SIN.
11
2.2.2Potencial Eólico Brasileiro
A energia eólica é uma forma de aproveitamento indireto da energia solar, pois
o vento é a movimentação das massas de ar, ocasionado pelo aquecimento desigual
da superfície terrestre pela radiação do sol e dos movimentos geocêntrico e
heliocêntrico [12].
Esta característica de formação torna evidente o quão difícil é a análise e
modelagem do vento, pois variáveis como: a latitude, relevo e proximidade do oceano,
influenciam a sua formação. Não somente variáveis globais, como as anteriormente
citadas, podem influenciar o regime dos ventos, mas também estes sofrem ação de
agentes locais, como as edificações e a rugosidade do terreno. A turbulência, que se
caracteriza pela variação não linear em intensidade ou direção do vento, é um
exemplo de efeito adverso provocado pela perda do perfil aerodinâmico em obstáculos
no escoamento da massa de ar. Portanto, como a previsão e modelagem do vento
com precisão são difíceis, são usadas técnicas de distribuição probabilística através
de médias históricas, para a utilização em simulações.
A avaliação técnica do potencial eólico de uma região requer o conhecimento
do comportamento do vento. Características como velocidade e direção são
importantes para o dimensionamento. Para que o aproveitamento energético eólico de
uma região seja considerado tecnicamente viável, é necessário que a densidade de
energia seja maior ou igual a 500 W/m³, a uma altura de 50m, o que resultaria em uma
velocidade média igual ou superior a 7 m/s, a uma altura de 50m [13]. Segundo a
Organização Mundial de Meteorologia (OMM), em apenas 13% da superfície do
planeta o vento apresenta velocidade média igual ou superior a 7m/s, a uma altura de
50m. Mesmo a área com aproveitamento energético viável sendo relativamente
pequena, o potencial eólico mundial, com algumas restrições socioambientais, é da
ordem de 53.000 [TWh/ano] [12].
A Figura 2.8 ilustra o atlas brasileiro com as velocidades médias anuais
registradas. Pode-se observar que as regiões que apresentam os potenciais eólicos
mais propícios ao aproveitamento são: a costa dos estados do Ceará, Rio Grande do
Norte e Rio Grande do Sul e o interior do estado da Bahia.
12
Figura 2.8: Velocidade Média Anual. Fonte: (ANEEL, 2008) [12].
Segundo ANEEL [12] o potencial eólico brasileiro, estimado em 2001, é da
ordem de 143,5 Gigawatts. Estudos realizados pela Empresa de Pesquisa Energética
(EPE) apontam para a possibilidade de um potencial de aproximadamente 300 GW
[14]. A Figura 2.9 esclarece o potencial eólico brasileiro por região.
Segundo ANEEL [15], atualmente o Brasil conta com 177 empreendimentos de
geração eólica totalizando aproximadamente 3,75 GW de potência fiscalizada, sendo
equivalente a 2,88% da capacidade de geração da matriz de energia elétrica,
conforme ilustrado na Tabela 2-1. A participação da geração eólica se apresenta
notável ao se analisar os empreendimentos em construção e outorgados (receberam
concessão, mas ainda não começaram a construção). Os empreendimentos eólicos
em construção somam 13,85% da capacidade de geração em construção e os
empreendimentos eólicos outorgados somam 39,05% da capacidade de geração já
outorgada. Para maiores informações, vide Anexo A.
13
Figura 2.9: Potencial eólico brasileiro por região do país. Fonte: (Cresesb CEPEL,
2001) [16].
Tabela 2-1: Empreendimentos em operação segundo o BIG. Fonte: (ANEEL, 2014).
[15].
Empreendimentos em Operação
Potência Outorgada
Potência Fiscalizada
Percentagem
(kW)
(kW)
%
463
285.501
286.730
0,22
EOL
177
3.817.829
3.751.933
2,88
PCH
467
4.713.134
4.676.836
3,58
UFV
148
15.221
11.221
0,01
UHE
197
86.625.945
82.428.568
63,17
UTE
1862
39.281.935
37.348.523
28,62
UTN
2
1.990.000
1.990.000
1,52
Total
3.316
136.729.565
130.493.811
100
Tipo
Quantidade
CGH
Segundo EPE [17], até 2022, a participação das fontes renováveis na
capacidade instalada de geração de energia elétrica no SIN crescerá de 74,4%, em
2014 [12], para 85,8% em 2022. Este aumento será ocasionado principalmente pelo
14
aumento da participação da geração eólica na matriz brasileira, sendo projetada uma
participação de 9,5% no final de 2022, com capacidade instalada da ordem de 17,4
GW.
2.3 Requisitos Técnicos a Instalação
2.3.1Aspectos gerais
A geração de energia elétrica através de aerogeradores assume diferentes
aspectos e finalidades, desde os parques eólicos com inúmeros geradores de grande
potência conectados à rede principal do SIN, passando pelos sistemas de geração
utilizados para fornecer energia a redes isoladas, até chegar aos pequenos
aerogeradores, instalados em residências conectados à rede de distribuição.
A análise da influência da conexão de aerogeradores de grande porte na malha
de transmissão do SIN é essencial para se garantir a operação confiável e estável do
sistema. Portanto, o ONS em [3], estabelece as diretrizes com os requisitos mínimos
para a conexão dos geradores eólicos à rede. Os aspectos gerais estabelecem que:
i.
As centrais de geração eólica não podem reduzir a flexibilidade da rede
elétrica, seja devido a limitações ou ao tempo de recomposição.
ii.
O acessante (central eólica) é responsável por avaliar qualquer efeito
que o SIN exerça sobre seus equipamentos, devendo tomar as ações
corretivas que lhe são cabíveis.
iii.
Todos os estudos necessários à avaliação do impacto do gerador no
SIN devem ser realizados pelo acessante.
iv.
Há necessidade de avaliações para verificar se há superação da
capacidade de equipamentos ou necessidade de reajustes de
parâmetros de proteção e controle, como:

Curto-circuito;

Capacidade de disjuntores, barramentos, equipamentos
terminais e malhas de terra;

Adequação dos sistemas de proteção e controle relacionados à
integração da central geradora e revisão dos ajustes relativos à
central geradora.
15
v.
As ações e os custos decorrentes das ações necessárias para o
atendimento dos requisitos técnicos mínimos relacionados da conexão
de centrais eólicas no SIN são de responsabilidade do agente de
geração.
As usinas eólicas devem atender os seguintes requisitos técnicos gerais,
presentes na Tabela 2-2:
Tabela 2-2: Requisitos técnicos para acesso ao SIN de usinas eólicas. Fonte: (ONS,
2009) [3].
Descrição
Requisitos técnicos exigidos

Operação em
Operação entre 56,5 e 63 Hz sem
Evitar o desligamento dos
atuação da proteção instantânea;
geradores em situações de
Operação abaixo de 58,5 Hz e
déficit de geração, antes da
acima de 61,5 Hz por até 10s;
atuação completa do
Operação entre 58,5 e 61,5 Hz
esquema de alívio de carga e
sem atuação da proteção
condições de sobrefrequência
temporizada;
controláveis.

regime de
frequência não

nominal
Benefícios
Operar dentro da faixa de fator de potência
Geração/
indicada.
absorção de

reativos
Operação em
regime de
tensão não
nominal
Mínimo de 0,95 capacitivo;



Participação efetiva no
controle de tensão.
Mínimo de 0,95 indutivo.
Operação entre 0,9 e 1,1 pu da
tensão nominal sem atuação da
Evitar desligamento da usina
proteção temporizada;
em situações de variações de
Operação entre 0,85 e 0,9 pu por
tensão.
até 5s.
Participação em
Sistemas
Especiais de
Proteção (SEP)
Potência ativa
de saída
Possibilidade de desconexão automática
ou redução de geração mediante controle
de passo e/ ou de stall das pás.
Minimizar consequências de
perturbações no sistema,
incluindo sobrefrequência no
caso de ilhamento.
Na operação entre 0,9 e 1,1 pu e entre 58,5
Garantir a disponibilidade de
e 60 Hz não será admitida redução na
potência em situações de
potência de saída da usina. Para operação
subfrequência de modo a
entre 57 e 58,5 Hz é admitida a redução de
evitar/ minimizar os cortes de
10% na potência de saída. Esses requisitos
carga por atuação do
são aplicados em condições de regime
Esquema Regional de Alívio
permanente.
de Carga (ERAC).
16
Um requisito importante ao se analisar a inserção de aerogeradores à rede é a
suportabilidade, dos mesmos, a subtensões decorrentes de faltas na rede básica.
Caso haja afundamento de tensão em uma ou mais fases no ponto de acesso ao
sistema, ocasionado por faltas na rede, a usina eólica deverá continuar em operação
se sua tensão terminal se mantiver acima da curva-limite apresentada na Figura 2.10.
Figura 2.10: Limite de suportabilidade a afundamentos de tensão. Fonte: (ONS, 2009)
[3].
17
3. Fundamentos Físicos Da Geração
Eólica
3.1 Princípios da Conversão de Energia Eólica
em Mecânica
Nesta seção, serão apresentados os fundamentos físicos que regem a
transformação da energia cinética presente no vento em energia mecânica. Para a
compreensão do mecanismo de conversão da potência do vento em potência
mecânica disponível no eixo da turbina, faz-se necessário o conhecimento das forças
que atuam nas pás das turbinas, denominadas força de arrasto e força de
sustentação.
A energia disponível para uma turbina eólica é a energia cinética presente em
uma coluna de ar de massa 𝑚 que se desloca a uma velocidade constante 𝑣 [18].A
energia cinética pode ser calculada por (3.1):
1
𝐸𝑐 = 𝑚𝑣 2
2
(3.1)
sendo: 𝐸𝑐 = Energia cinética (J); 𝑚 = massa do ar (kg) e 𝑣 = velocidade do vento
(m/s).
Considerando a mesma massa de ar 𝑚 em movimento a uma velocidade 𝑣 ,
perpendicular a uma sessão transversal de um cilindro imaginário, conforme ilustrado
na Figura 3.1, pode-se demonstrar que a potência disponível no vento que passa pela
seção 𝐴, transversal ao fluxo de ar, é dada por (3.2):
𝑃=
𝐸𝑐
𝑡
1
= 𝑚̇𝑣 2
2
19
(3.2)
sendo: 𝑃 = potência disponível no vento (W), 𝑡 = tempo (s) e 𝑚̇ = taxa de variação da
massa de ar (kg/s).
Quando uma massa de ar 𝑚 passa através de uma área 𝐴 em um dado
intervalo de tempo 𝑡 , conforme Figura 3.1, a taxa de variação da massa é dada por
(3.3)
𝑚̇ = 𝜌𝐴
𝑑𝑥
𝑑𝑡
= 𝜌𝐴𝑣
(3.3)
sendo: 𝜌 = massa específica do ar (kg/m³)
Substituindo-se (3.3) em (3.2), obtemos a equação da potência disponível no
vento (3.4).
1
𝑃 = 𝜌𝐴𝑣 3
2
(3.4)
Figura 3.1: Fluxo de ar através de uma área transversal (𝐴). Fonte: Adaptado de
(Cresesb CEPEL, 2008) [19].
A equação (3.4) representa a potência disponível no vento, porém a potência
mecânica convertida pela turbina no eixo do rotor é menor. A conversão de potência é
obtida através da redução da velocidade do vento ao passar pelas pás da turbina, ou
seja, a redução da energia cinética presente na massa de ar é transformada em
potência mecânica.
20
A turbina eólica não é capaz de extrair toda a potência disponível no vento, pois
isto violaria a lei da continuidade da energia [10]. Conforme ilustrado na Figura 3.2,
extrair toda a potência do vento implicaria que a velocidade 𝑣2 após a área de
varredura das pás 𝐴, deveria ser igual à zero. Isto violaria a conservação da massa de
um fluido em um fluxo através de uma superfície transversal 𝐴. Se a velocidade após
a área de varredura for igual à velocidade anterior a passagem, i.e., na Figura 3.2, 𝑣1
= 𝑣2 , a potência extraída pela turbina será igual à zero. Portanto deve existir um ponto
ótimo da velocidade do vento 𝑣2 , entre os extremos, 𝑣2 = 𝑣1 e 𝑣2 = 0, que maximize a
extração de potência da turbina pelo vento. Esse ponto é conhecido como limite de
Betz [20], que determina que a máxima potência extraída do vento pela turbina é igual
a 59% da energia total de uma coluna de ar que atravessa a área de atuação das pás
(Figura 3.1). A máxima potência extraída pela turbina é dada por [18]:
1
𝑃 = 𝜌𝐴𝑣 3 𝐶𝑝,𝐵𝑒𝑡𝑧
2
(3.5)
sendo: 𝐶𝑝,𝐵𝑒𝑡𝑧 = 16/27 ≅ 59% = Coeficiente de desempenho de Betz.
A equação (3.5) expõe que apenas 59% da energia contida no vento é
convertida em mecânica para o eixo do rotor do gerador, isto sem levar em
considerações as perdas mecânicas no acoplamento. Na realidade o valor do
coeficiente de desempenho 𝐶𝑃 das turbinas é menor que o limite Betz. Para turbinas
que utilizam a força de arrasto para rotação das pás, o valor usual de 𝐶𝑃 é menor que
0.2. Para turbinas que utilizam a força de sustentação para movimentação do rotor o
valor de 𝐶𝑃 pode alcançar 0.5 [10]. Estas turbinas serão abordadas nas seções
subsequentes.
21
Figura 3.2: Perfis de velocidade do vento ao passar pela área de varredura das pás.
Fonte: Adaptado de (Cresesb CEPEL, 2008) [19].
3.2 Turbinas Eólicas
O principal componente do aerogerador na conversão da energia eólica em
energia mecânica é a turbina eólica. Existem basicamente dois tipos de turbinas para
a captação da energia para se movimentar o rotor: turbinas que utilizam força de
arrasto, e turbinas que utilizam força de sustentação.
Figura 3.3: Principais forças que atuam sobre as pás de uma turbina eólica. Fonte:
(Cresesb CEPEL, 2008) [19].
22
sendo: 𝐹𝐷 = Força de arrasto, 𝐹𝑙 = Força de sustentação, 𝑢 = Velocidade tangencial,
𝑤 = Velocidade resultante e 𝑣 = Velocidade do vento.
3.2.1Turbinas Que Utilizam Força de Arrasto
As turbinas deste tipo fazem uso da força que atua sobre uma área
perpendicular à direção do vento. Esta força atua por resistência da pá à passagem do
fluxo de ar. A atuação da força de arrasto pode ser observada na Figura 3.3. A força
de arrasto é dada por [10]:
1
𝐹𝐷 = 𝜌𝐴𝑣 2 𝐶𝑎
(3.6)
2
sendo: 𝐹𝐷 = Força de arrasto (N), 𝜌 = densidade do ar =1.225 (kg/m³), 𝐴 = Área de
passagem (m²), 𝑣 = Velocidade de passagem (m/s), 𝐶𝑎 = Coeficiente de arrasto.
O coeficiente de arrasto é uma grandeza de proporcionalidade, dependendo da
geometria da pá, o qual descreve o desempenho aerodinâmico da turbina. A equação
da potência mecânica de uma turbina que utiliza força de arrasto para rotação foi
derivada em [18], sendo dada por:
1
𝑢
𝑃𝑚𝑒𝑐 = 𝜌𝐴𝑣 3 𝐶𝑝 ( )
2
𝑣
(3.7)
Sendo: 𝑢 = velocidade na ponta das pás (m/s).
Na equação (3.7), o coeficiente de desempenho 𝐶𝑃 determina a quantidade de
potência do vento que será convertida em potência mecânica pela turbina. Pode-se
observar a dependência do 𝐶𝑃 com a relação entre a velocidade na ponta das pás 𝑢 e
a velocidade do vento 𝑣 . Esta relação é chamada Tip Speed Ratio (TSR) e é dada por
[10]:
𝜆=
𝜔𝑟
𝑣
=
𝑢
𝑣
sendo: 𝜆 = TSR e 𝜔 = Velocidade angular do rotor e 𝑟 = Raio do rotor.
23
(3.8)
A curva típica do 𝐶𝑃 de uma turbina que utiliza força de arrasto em função de 𝜆
é apresentada na Figura 3.4. Pode-se observar que quando a turbina está parada (𝜆
=0), ou quando a velocidade na linear das pás é igual à velocidade do vento (𝜆 =1), o
𝐶𝑃 é igual à zero, portanto a potência extraída do vento é nula. Entre esses dois
extremos 𝐶𝑃 atinge seu valor ótimo. A característica principal de um sistema que
opera com velocidade variável é manter o valor de 𝜆 em seu valor ótimo, de forma que
se maximize a conversão de potência.
Figura 3.4: Variação do 𝐶𝑃 de uma turbina que utiliza força de arrasto, em função de
𝜆. Fonte: (Marques, 2004) [10].
3.2.2Turbinas Que Utilizam Força de Sustentação
As turbinas deste tipo fazem uso não apenas da força de arrasto para gerarem
torque, mas também, devido ao seu perfil aerodinâmico, apresentam uma resultante
de força denominada força de sustentação. A força resultante da ação do fluxo de
massa de ar sobre as turbinas possui uma componente na mesma direção da
velocidade resultante (força de arrasto) e uma componente perpendicular (força de
sustentação), como ilustrado na Figura 3.3.
A velocidade resultante é a soma vetorial da velocidade tangencial (velocidade
linear das pás – 𝑢 ) e da velocidade do vento (𝑣 ). A força de sustentação é dada por
[18]:
1
𝐹𝑙 = 𝜌𝐴𝑣 2 𝐶𝑙
2
24
(3.9)
sendo: 𝐹𝑙 = Força de sustentação e 𝐶𝑙 = Coeficiente de sustentação.
As equações (3.6) e (3.9) diferenciam-se, em relação aos seus coeficientes de
arrasto e sustentação, respectivamente. Tais coeficientes ilustram o comportamento
do mesmo fenômeno físico, i.e., a variação da força aplicada à turbina, em relação à
aerodinâmica das pás.
Segundo MARQUES [10], 𝐹𝑙 e 𝐶𝑙 variam em função do ângulo de ataque das
pás (α), que é configurado pelo ângulo entre a velocidade do vento (𝑣 ) e a velocidade
resultante (𝑤), conforme ilustrado na Figura 3.5. A variação ocorre linearmente quando
α se encontra entre 0º e 10º, após esse limite a pá entra na região de perda
aerodinâmica, causando um fluxo turbulento, perdendo a linearidade.
Figura 3.5: Esquematização dos ângulos de ataque (α) e de passo (β). Fonte:
Adaptado de (Marques, 2004) [10].
A equação da potência extraída do vento por uma turbina que utiliza força de
sustentação é dada por:
1
𝑃𝑚𝑒𝑐 = 𝜌𝐴𝑣 3 𝐶𝑃 (𝜆, 𝛽)
2
(3.10)
Segundo a equação 3.10, a potência mecânica disponível no eixo do rotor será
função de (𝜆) e do ângulo de passo (β), portanto o 𝐶𝑃 é expresso como uma
característica bidimensional, sendo usadas aproximações numéricas para o seu
cálculo, em funções de valores dados de 𝜆 e β [21]. Esse tipo de turbina pode possuir
25
um 𝐶𝑃 de até 0,5, se aproximando do limite de Betz (~0,593). A Figura 3.6 mostra a
variação típica do 𝐶𝑃 em função dos valores de 𝜆 e β.
Devido a sua capacidade de desenvolver altas velocidades e sua eficiência na
conversão de potência, próxima ao limite teórico, as turbinas de força de sustentação
são as mais empregadas nos sistemas de geração eólica.
Figura 3.6: Variação do 𝐶𝑃 de uma turbina que utiliza força de sustentação em função
de 𝜆 e β. Fonte: Fonte: (Cresesb CEPEL, 2008) [19].
3.3 Modos de Operação De Uma Turbina Eólica
A conversão da energia contida no vento para potência mecânica ocorre a
diferentes velocidades de vento, portanto o comportamento da geração da turbina, ao
longo da variação da velocidade do vento, pode ser separado em modos de operação.
A Figura 3.7 ilustra o comportamento típico da geração de potência em uma turbina
eólica, apresentando as diferentes regiões de operação.
A região I (Figura 3.7) determina a região de partida da turbina eólica, a geração
de energia elétrica se inicia com velocidades da ordem de 2,5 m/s à 5 m/s, abaixo
destes valores a energia cinética contida na massa de ar, não justifica o
aproveitamento energético [1].
26
A região II (Figura 3.7), que compreende velocidades da ordem de 2,5 m/s~5
m/s até 12 m/s, é considerada de operação normal da turbina e é onde começa o
processo de conversão de energia. Nesta região a potência disponível no eixo do rotor
varia com o cubo da velocidade do vento, segundo a equação 3.10, podendo a turbina
operar com velocidade constante ou velocidade variável, dependendo dos tipos de
controle e de gerador utilizados.
Figura 3.7: Potência gerada pela turbina em relação à velocidade do vento, com as
suas regiões de operação.
A região III (Figura 3.7) é caracterizada pela limitação de potência da turbina.
Para velocidades de vento situadas entre 12 m/s e 25 m/s a potência gerada pela
turbina é limitada e mantida constante no valor nominal da máquina. O despacho
mecânico da turbina é mantido constante pelo seu controle da potência aerodinâmica,
que será abordado na Seção 3.4.
A região IV (Figura 3.7) é determinada pelo desligamento da turbina, por ter
alcançado velocidades superiores a 25 m/s. Nesta região o despacho mecânico pela
turbina é zerado, e o gerador desconectado da rede. Sistemas de freio mecânico e
aerodinâmico são empregados para pararem a turbina. As turbinas dos aerogeradores
não são projetadas para operarem com velocidades acima de 25 m/s, pois essas
velocidades ocorrem ocasionalmente, tal dimensionamento tornaria o projeto inviável
economicamente [10].
27
3.3.1Operação em Velocidade Constante
As turbinas que operam com velocidade constante, em geral, são utilizadas
acopladas a GIDC, com o rotor em gaiola de esquilo, conforme visto na Figura 1.1. A
velocidade do rotor é determinada pela frequência da rede elétrica e do número de
polos do gerador, portanto esta é praticamente constante, devido ao fato da frequência
não apresentar grandes variações em regime permanente e os GIDC possuírem
escorregamento da ordem de 1% a 2%. A Figura 3.8 apresenta o comportamento de
uma turbina eólica operando com velocidade constante dentro de sua região normal
de operação, i.e., Região II da Figura 3.7.
Figura 3.8: Comportamento de uma turbina de velocidade constante. Fonte: (Ferreira,
2009) [21].
As curvas ilustradas na Figura 3.8 representam a relação da potência elétrica
convertida com a velocidade de rotação do rotor, em função da variação da velocidade
do vento. Pode-se observar que, para cada curva, existe um valor de velocidade de
rotação ótimo em função da velocidade do vento, ou seja, através da equação (3.8)
um valor de 𝜆 ótimo, o qual representa a máxima conversão de potência.
Em turbinas de velocidade constante, 𝜆 não pode ser otimizado, pois a
velocidade de rotação não pode ser alterada (linha tracejada na Figura 3.8). Logo, a
operação ótima só irá ocorrer para uma específica velocidade de vento, diminuindo a
eficiência do aerogerador.
28
3.3.2Operação em Velocidade Variável
As turbinas que operam com velocidade variável são utilizadas acopladas com
geradores como GSE e GIDA, ilustrados nas Figuras 1.2 e 1.3 da Seção 1.1,
respectivamente. Esses geradores excluem a dependência da rotação do rotor com a
frequência da rede, pois são conectados à rede através de conversores eletrônicos.
As variações de velocidade do vento não são transmitidas como variações de
potência para a rede, pois são absorvidas pelos conversores e transmitidas como
variações de velocidade no rotor. Portanto pode-se operar com a velocidade do rotor
de modo a obter-se o melhor aproveitamento energético na conversão eletromecânica,
conforme representado na Figura 3.9.
Figura 3.9: Comportamento de uma turbina de velocidade variável. Fonte: (Ferreira,
2009). Disponível em: [21].
Como observado na Figura 3.9, em operações com velocidade variável, a
velocidade do rotor pode ser controlada, mantendo-se um valor de 𝜆 que otimize a
conversão de potência de acordo com a variação da velocidade do vento. Portanto, a
turbina opera sempre no seu ponto de máxima conversão de potência (linha tracejada
na Figura 3.9).
3.4 Controle da Potência Aerodinâmica
Os mecanismos de controle de potência aerodinâmica visam manter a operação
das turbinas eólicas abaixo do seu limite físico de velocidade e manter o despacho de
29
potência no valor nominal da máquina. Para as velocidades de vento acima da
velocidade nominal de operação, ocorre a limitação da potência mecânica
aerodinâmica (Região III - Figura 3.7). Os principais mecanismos de controle são o
controle do ângulo de passo da turbina (pitch), o controle por estolamento (stall)
aerodinâmico e o controle por estolamento ativo (active stall).
3.4.1Controle do Ângulo de Passo
O controle do ângulo de passo é uma regulação ativa da potência
aerodinâmica. Através da rotação da pá em torno do seu eixo longitudinal, altera-se o
valor do ângulo de passo (β) (Figura 3.5).
Para se limitar a potência extraída devido ao aumento da velocidade do vento,
as pás são rotacionadas no sentido de diminuir o ângulo de ataque (α) (Figura 3.5), e
por consequência as forças aerodinâmicas de sustentação, equação 3.9, são
reduzidas, diminuindo a contribuição das forças no sentido de movimento das pás.
O controle do ângulo de passo torna o coeficiente 𝐶𝑃 dependente de 𝜆 e de β,
conforme ilustrado na Figura 3.6.
Uma grande vantagem de turbinas que utilizam o controle de β, é a
possibilidade de partida do gerador no ponto ideal de 𝜆, i.e., o processo de
inicialização do gerador é otimizado. Esse controle é bastante utilizado em sistemas
que operam com velocidade variável. Uma desvantagem desse controle é a
necessidade de um dispositivo que forneça potência mecânica para o acionamento
das pás.
3.4.2Controle por Estolamento Aerodinâmico
Trata-se de um controle passivo de limitação da potência extraída do vento. As
pás da turbina são fixas e projetadas com um ângulo de passo específico para a
velocidade de operação nominal da turbina. Para velocidades do vento acima da
nominal, o escoamento em torno do perfil aerodinâmico torna-se turbulento (Figura
3.10), diminuindo a contribuição das forças de sustentação e aumentando as perdas
aerodinâmicas, consequentemente freando a turbina.
30
Figura 3.10: Perfil do escoamento turbulento através de uma turbina com controle
Stall. Fonte: (Cresesb CEPEL, 2008) [19].
As principais vantagens da utilização deste tipo de controle são:

Menor custo de implantação, devido à ausência do controle de passo;

Menor manutenção;

Maior robustez;

Maior simplicidade de confecção.
Algumas das desvantagens presentes nas turbinas deste tipo são:

Falta de assistência na partida dos geradores, principalmente em
velocidades baixas;

Devido ao fato de ser um controle passivo, em geral, as turbinas
apresentam picos de velocidade acima da nominal;
Por possuir um conceito simples e relativamente barato, o controle por
estolamento aerodinâmico é bastante empregado. Como os ângulos das pás são fixos
e projetados para que a turbina opere numa velocidade específica e constante, este
controle é empregado, em geral, em sistemas de geração eólica com velocidade fixa.
3.4.3Controle por Estolamento Ativo
O controle por estolamento ativo visa a combinar as vantagens do controle por
ângulo de passo e por estolamento aerodinâmico. As pás possuem a capacidade de
rotação conforme no controle por ângulo de passo, a grande diferença se dá no
sentido de rotação. No estolamento ativo as pás tendem a girar com o objetivo de
aumentar o ângulo de ataque, visando colocar o escoamento em turbulência mais
rapidamente.
As seguintes vantagens do controle por estolamento ativo podem ser
enunciadas:
31

Menor variação angular;

Dispositivo de menor potência para acionamento das pás, em
comparação com o controle por passo;

Ajuste fino da potência extraída;
A principal desvantagem deste tipo de controle é a dificuldade de modelar com
precisão o comportamento aerodinâmico em condições de turbulência.
32
4. Modelo dos Aerogeradores
4.1 Principais Tecnologias de Geradores Eólicos
Nesta seção serão abordados os modelos dos principais aerogeradores, suas
turbinas, seus componentes e controles, tanto em regime permanente quanto em
regime dinâmico, porém não é objetivo deste trabalho o aprofundamento na
modelagem matemática dos respectivos componentes.
Como visto na Seção 1.1, os aerogeradores, com destaque no cenário de
conversão de energia eólica em elétrica, estão enunciados a seguir:

GIDC – Gerador de indução diretamente conectado à rede;

GIDA – Gerador de indução duplamente alimentado;

GSE – Gerador síncrono conectado à rede por conversores.
As conexões dos diferentes tipos de tecnologia dos aerogeradores com a rede
elétrica diferenciam-se conforme as características de controle de cada modelo. A
Figura 4.1 ilustra simplificadamente as diferentes configurações de acesso ao sistema.
Os GIDCs foram usados, em larga escala, principalmente no início da exploração
de produção de energia elétrica através dos ventos. Tal utilização foi impulsionada
pela simplicidade e baixo custo de operação, assim como a robustez do sistema.
Devido ao crescimento da participação da geração eólica na matriz energética
mundial, é necessário que os novos parques eólicos disponham de ferramentas de
controle mais eficientes que as apresentadas no esquema tradicional dos GIDCs.
Assim, os geradores com esquema GIDA e GSE são os mais utilizados atualmente,
pois possuem maior capacidade de controle da geração de energia.
33
Independentemente do tipo de topologia escolhido para a geração de energia, a
quantidade de parques eólicos conectados ao sistema elétrico estará sempre limitada,
devido à natureza intermitente do vento. Um sistema de potência dependerá sempre
de usinas geradoras com fontes de energia mais controláveis e estocáveis, como
hidrelétricas com reservatório e térmicas, para um fornecimento contínuo de energia.
Figura 4.1: Principais tecnologias de aerogeradores a) GIDC b) GIDA c) GSE. Fonte:
(Vieira, 2009) [22].
Apesar da limitação e inviabilidade de um sistema elétrico predominantemente
eólico, é cada vez maior o grau de desenvolvimento tecnológico dos modernos
aerogeradores, visando o aumento na contribuição do controle e da manutenção da
estabilidade do sistema elétrico, durante e após contingências na rede. Tais avanços
são obtidos principalmente pela evolução das tecnologias de controle aplicadas aos
conversores estáticos de potência.
4.2 GIDC - Gerador de Indução Diretamente
Conectado à Rede
Este esquema é constituído por um gerador de indução de rotor em gaiola de
esquilo, sendo o estator da máquina conectado diretamente à rede elétrica. Como em
34
uma máquina de indução convencional, para seu funcionamento como gerador, este
deve ser acionado com velocidade de rotação acima da velocidade síncrona nominal
da máquina, conforme ilustrado na Figura 4.2.
Figura 4.2: Curva típica de conjugado versus velocidade para uma máquina de
indução.
A eficiência de uma máquina de indução pode ser avaliada pelo seu
escorregamento, i.e., máquinas com alta eficiência tendem a trabalhar com baixo
escorregamento. Portanto, este tipo de gerador tende a ser utilizado em sistemas com
velocidade fixa, mantendo a velocidade de rotação acima da nominal, mas sem
exceder os níveis aceitáveis de escorregamento para uma considerável eficiência. Os
aerogeradores deste tipo apresentam, usualmente, baixo número de polos. Assim,
como a velocidade síncrona de rotação é inversamente proporcional a esta grandeza,
os GIDCs são conectados mecanicamente às turbinas eólicas por meios de
multiplicadores de velocidade, que elevam a baixa velocidade de rotação da turbina
até o nível de rotação do gerador.
As vantagens na utilização do GIDC, como mencionado anteriormente, são a
robustez e a simplicidade na construção e operação do gerador, reduzindo os custos
de implantação.
As desvantagens na utilização do GIDC são a inexistência de um controle sobre
o gerador de indução; o limitado controle aerodinâmico da turbina; a potência gerada
ser influenciada pelas variações na velocidade do vento (rajadas e turbulência); o
elevado consumo de reativo pelo GIDC, tanto em regime permanente quanto em
regime transitório, limitando sua utilização em redes com baixos níveis de potência de
curto-circuito, existindo a possibilidade de perda de estabilidade de tensão ou angular
35
do sistema elétrico, devido as grandes variações de tensão, principalmente durante
faltas. Geralmente tais geradores são conectados ao sistema com bancos de
capacitores para aliviarem a potência reativa requisitada do sistema, porém durante
contingências na rede, os níveis de tensão caem, reduzindo a contribuição dos bancos
shunt.
4.2.1Análise Qualitativa do Modelo da Turbina Eólica
O modelo da turbina eólica, via CDU, utilizado para as simulações presentes
neste trabalho é parte integrante dos arquivos de exemplos do programa ANATEM
[23].
A turbina modelada não possui controle de pitch, i.e., não controla o ângulo de
passo. Alguns parâmetros devem ser inseridos no modelo da turbina para sua
adequada utilização, como o raio do rotor da turbina, o número de polos do gerador, a
relação de engrenagem entre a turbina e o gerador e a densidade do ar. No modelo,
ainda podem ser definidos parâmetros para simular um comportamento turbulento do
vento, assim como uma lógica de frenagem da turbina para velocidades de vento
acima da permitida.
A velocidade de operação deve ser projetada de acordo com os parâmetros de
operação do gerador de indução na rede. Portanto um programa auxiliar, retirado de
[23], para a determinação da velocidade inicial do vento a partir dos dados da
máquina. Devem ser fornecidos os seguintes dados ao programa: densidade do ar
(kg/m³), raio do rotor da turbina (m), 𝜆 mínimo, valor do escorregamento da máquina
de indução, relação de engrenagens, número de polos do gerador e os pontos da
curva de desempenho da máquina em função de 𝜆.
A Figura 4.3 ilustra a curva de desempenho da turbina eólica utilizada na
simulação do desempenho dinâmico do GIDC [23].
36
Relação entre Cp x Lambda - GIDC
0.5
0.45
Coeficiente de Potência (Cp)
0.4
0.35
0.3
0.25
0.2
0.15
0.1
0.05
0
2
4
6
8
10
12
14
Lambda (TSR)
16
18
20
22
Figura 4.3: Curva de desempenho da turbina acoplada ao GIDC. Fonte: Adaptado de
(CEPEL, 2007) [23].
4.2.2Análise Qualitativa do Modelo para Estudos em
Regime Permanente
A máquina de indução deve ser modelada para sua utilização em estudos de
fluxo de potência. O método utilizado faz uso da representação do circuito elétrico da
máquina por meio de duas barras [24], conforme mostrado na Figura 4.4.
Figura 4.4: Representação em regime permanente, da máquina de indução, em duas
barras. Fonte: (Rangel, Ferraz, Junior, & Henriques, 2005) [24].
Onde: Rs – Resistência do estator; X’s – Reatância transitória; Xs – Reatância própria
do estator; Pmec – Potência mecânica
A rede elétrica é aumentada de uma barra PQ (P = Pmec; Q = zero) para cada
grupo de máquina que é modelado no programa ANAREDE. Conforme ilustrado na
37
Figura 4.4, é adicionado também um ramo em derivação (completamente indutivo)
acoplado a barra PQ e um ramo série conectando a barra PQ à barra terminal do
motor através de uma impedância.
Após o resultado do fluxo de potência, é possível a obtenção do valor do
escorregamento da máquina pelo programa ANAREDE, que servirá como entrada
para o programa ANATEM. No Anexo B-I encontram-se os parâmetros do gerador
para análise em regime permanente.
4.2.3Análise Qualitativa do Modelo para Estudos de
Transitórios Eletromecânicos
O modelo utilizado para a simulação da resposta dinâmica do GIDC é
predefinido no ANATEM, através do código de execução DMOT [25]. O modelo
simulado foi de um gerador de indução com gaiola simples considerando-se o efeito
transitório de rotor. O diagrama de blocos do modelo é apresentado na Figura 4.5.
Figura 4.5: Diagrama de blocos do gerador de indução considerando o efeito
transitório do rotor. Fonte: (CEPEL, 2010) [25].
Onde: Te – Torque elétrico, em pu, na base da máquina; Tm – Torque mecânico, em
pu, na base da máquina; H – Constante de inércia de uma unidade do conjunto
gerador-turbina; ωs – velocidade síncrona, em rad/seg; T’o – Constante de tempo do
rotor a circuito aberto, em segundos; Xss – Reatância própria do estator, em pu; X’ –
Reatância transitória do estator, em pu.
No Anexo B-II encontram-se os parâmetros do gerador para análise em regime
dinâmico.
38
4.3 GIDA – Gerador de Indução Duplamente
Alimentado
Neste esquema, o gerador de indução de rotor bobinado com alimentação
através de escovas é conectado diretamente a rede pelo estator. O circuito do rotor é
conectado a rede por meio de um conversor CA/CC/CA, constituído por duas pontes
conversoras trifásicas bidirecionais e conectadas entre si por meio de um circuito em
corrente contínua (elo CC).
Fazendo uso de controle do tipo vetorial pode-se controlar as potências ativa e
reativa no estator da máquina de indução [24], tornando o seu funcionamento similar
ao de uma máquina síncrona convencional. Com a utilização do GIDA é possível o
controle de tensão, ou do fator de potência, assim como da velocidade de rotação para
a otimização da extração de energia do vento. Devido à possibilidade de controle de
velocidade por meio do gerador, esse esquema é utilizado em sistemas com turbinas
de velocidade variável, fazendo uso de controle da inclinação da pá (controle de pitch).
A geração de energia ocorre tanto para velocidades de rotação acima quanto
abaixo da velocidade síncrona. Quando o gerador está acima da velocidade síncrona,
denominado regime hiper-síncrono [21], o rotor e o estator entregam energia à rede, a
energia cinética do rotor é transmitida ao sistema por meio do elo CC. Quando o
gerador se encontra abaixo da velocidade síncrona, em regime sub-síncrono [21], o
estator fornece energia à rede enquanto o rotor absorve energia do barramento
através do elo CC, conforme ilustrado na Figura 4.6.
Devido ao fato da potência circulante no circuito do rotor ser limitada a uma
fração da potência gerada inserida no barramento e ser proporcional ao
escorregamento, desprezando-se as perdas, os conversores podem ser
dimensionados para o máximo escorregamento adotado no projeto.
Durante faltas no sistema, a corrente no circuito do estator pode aumentar muito
de valor, acarretando altas tensões induzidas no circuito do rotor. Portanto para a
proteção contra sobretensões, no rotor, o GIDA possui um circuito de proteção
denominado crowbar [24].
39
Figura 4.6: Fluxo da potência ativa nos circuitos do estator e rotor do GIDA.
4.3.1Análise Qualitativa do Modelo da Turbina Eólica
O modelo matemático da turbina eólica instituído para a simulação do GIDA, ao
contrário da do GIDC, possui controle do ângulo de passo (controle por pitch). Tal
característica, conforme apresentado na Seção 3.4.1, possibilita tanto o aumento do
desempenho aerodinâmico da turbina quanto para limitação da rotação da turbina para
velocidades de vento muito altas.
O modelo em CDU da turbina foi retirado dos exemplos do programa ANATEM
[23]. As turbinas com regulação do ângulo de passo apresentam curvas de
desempenho similares às apresentadas na Figura 3.6, o controle é ajustado de
maneira que o ângulo de passo (β) forneça a melhor conversão de energia, de acordo
com a variação da velocidade do vento.
O diagrama de blocos do controle da posição da pá do gerador é ilustrado pela
Figura 4.7.
Para a utilização do modelo da turbina, na simulação dinâmica do GIDA é
necessária primeiramente a inserção de alguns parâmetros no mesmo, referentes à
40
determinação do ponto inicial de operação do gerador. Os dados a serem inseridos
referem-se aos valores iniciais do 𝜆, do β e do escorregamento do gerador.
Figura 4.7: Diagrama de blocos para o controle da posição das pás. Fonte: (Rangel,
Ferraz, Junior, & Henriques, 2005) [24].
Tais dados são obtidos a partir da análise do gerador em regime permanente
no programa ANAREDE. A potência por unidade geradora (total dividida pelo número
de geradores na barra) em kW e em pu são retiradas do programa ANAREDE, e a
partir das curvas de referência é possível a determinação dos valores da velocidade
de rotação de referência (ωref) e da velocidade do vento (𝑣 ). Com estas variáveis é
possível a determinação do 𝜆 e do 𝐶𝑃 através das equações (3.8) e (3.10),
respectivamente. O valor de β é mensurado através das curvas de desempenho
elaboradas por SLOOTWEG [26], apresentadas na Figura 4.8.
41
Figura 4.8: Curvas de desempenho da turbina eólica. Fonte: (Slootweg, 2003) [26].
O escorregamento (𝑠) percentual inicial do gerador, pode ser calculado a partir
da equação (4.1).
𝑠 = 100(1 − 𝜔𝑒 (𝑝𝑢))
(4.1)
Onde 𝜔𝑒 (pu) significa a velocidade angular elétrica do gerador em pu;
4.3.2Análise Qualitativa do Modelo para Estudos em
Regime Permanente
O tipo de modelagem do GIDA no programa ANAREDE depende da estratégia
de controle do conversor. Como mencionado na Seção 4.3, o conversor ligado à rede
pode ser controlado de modo a manter a tensão terminal constante ou o fator de
potência constante. Para aplicações onde se deseja manter a tensão terminal
constante, deve-se modelar o GIDA como uma barra PV no fluxo de carga. Em
contrapartida, para aplicações onde se deseja manter o fator de potência constante,
deve-se modelar o GIDA como uma barra PQ.
42
Neste trabalho, cujo objetivo é analisar as diferentes metodologias de
empreendimentos eólicos na geração de energia, foi escolhida a modelagem clássica
de unidades geradoras, ou seja, uma barra PV.
4.3.3Análise Qualitativa do Modelo para Estudos de
Transitórios Eletromecânicos
A Figura 4.9 ilustra o esquema simplificado da conexão de um GIDA ao
sistema. A geração na barra é essencialmente controlada pelos conversores,
interligados pelo elo CC, e protegidos pelo crowbar.
Figura 4.9: Representação esquemática simplificada da conexão de um GIDA ao
sistema. Fonte: (Rangel, Ferraz, Junior, & Henriques, 2005) [24].
Portanto para a simulação da resposta dinâmica do GIDA no ANATEM é
essencial a modelagem dos conversores, do elo CC, da proteção crowbar e do
gerador de indução duplamente alimentado. A Figura 4.10 demonstra o esquema
simplificado dos controles do GIDA.
43
Figura 4.10: Diagrama de controles do aerogerador. Fonte: (Rangel, Ferraz, Junior, &
Henriques, 2005) [24].
4.3.3.1
Análise Qualitativa do Modelo da Máquina
O gerador de indução duplamente alimentado possui modelo predefinido no
programa ANATEM, através do código de execução DMDF [25]. Sua modelagem
dinâmica leva em conta a transformação das componentes real e imaginária das
tensões e correntes, tanto do estator quanto do rotor, para os eixos ortogonais “d” e
“q”. Tal transformação é derivada da Teoria de Referência d-q de Park, desenvolvida
para máquinas síncronas, e expandida para máquinas de indução de rotor bobinado
com fluxos bidirecionais de potência via conversores [21].
O controle realizado no referencial d-q apresenta um desacoplamento entre as
partes ativa e reativa, denominado controle vetorial [24], e permite que a máquina de
indução tenha seu comportamento modelado semelhantemente ao de uma máquina
síncrona. No Anexo B-III encontram-se os parâmetros do gerador para análise em
regime dinâmico.
4.3.3.2
Análise Qualitativa do Modelo do Elo CC
O elo CC é responsável pela interligação dos conversores de controle do
aerogerador. Os conversores funcionam como fontes de tensão para o lado CA da
conexão, e como fontes de corrente para o lado CC. A tensão do lado CA possui
módulo e fase controlados, o módulo é proporcional à tensão do capacitor do elo CC e
44
ao fator de modulação, relação entre o sinal de controle e o sinal triangular, no
controle do disparo do conversor fonte de tensão. Tanto o módulo quanto a fase
podem ser determinados por meio das componentes “d” e “q” da tensão do conversor
imposta pelo controle.
4.3.3.3
Análise Qualitativa do Modelo do Controle
dos Conversores
Os conversores são controlados por meio das componentes “d” e “q” das
tensões e correntes. O conversor conectado ao estator é responsável pelo controle da
tensão no capacitor, através da injeção ou retirada de potência ativa (controle por meio
da componente “d” da tensão do estator) e pelo controle do fator de potência no
conversor, através da injeção ou retirada de potência reativa (controle por meio da
componente “q” da tensão do estator).
O conversor conectado ao rotor é responsável pelo controle de velocidade
(escorregamento) da máquina, através do controle do fluxo de potência ativa (controle
por meio da componente “q” da corrente do rotor) e pelo controle da geração reativa,
tensão terminal ou fator de potência terminal, por meio do controle do fluxo de
potência reativa (controlado a partir da componente “d” da corrente do rotor).
O controle de cada conversor evidencia o desacoplamento das parcelas ativa e
reativa do controle vetorial e também a possibilidade de suprimento de reativos à rede
pelo GIDA, assemelhando-se a uma máquina síncrona.
4.3.3.4
Atuação da Proteção Crowbar
A proteção por crowbar é essencial para que os conversores do GIDA não
sofram danos. A proteção atua em situações de curtos-circuitos, geralmente próximos
à barra do GIDA, para evitar que haja sobrecorrente nos conversores, ocasionando
sobretensão no elo CC. O crowbar age efetuando um by-pass no conversor. Durante a
atuação do crowbar, o GIDA não pode ser controlado pelo conversor, atuando como
uma máquina de indução convencional.
A atuação do crowbar pode ser ativada ou desativada através da observação
de algumas variáveis do sistema, como a tensão na barra terminal (Vt), a tensão no
capacitor do elo CC (Vc), a corrente no estator (Is) e a corrente no rotor (Ir).
45
A atuação obedece a seguinte lógica:


Ativação da proteção:
o
Vt < Vtmin
o
Vc > Vcmax
o
Is > Ismax
o
Ir > Irmax
Desativação da proteção:
o
Vt > Vtmin
o
Vc < Vcmax
o
Is < Ismax
o
Ir < Irmax
Para a atuação da proteção basta que uma das condições referidas seja
observada. Porém para a sua desativação, todas as condições devem ser obedecidas.
Além do monitoramento de tensão e corrente, a proteção conta com dois
parâmetros adicionais de controle pré-estabelecidos, englobando o tempo mínimo e o
tempo máximo de atuação, que controlam o intervalo de atuação dentro dos seus
limites. Ao se observar uma das condições de ativação, a proteção atuará
obrigatoriamente pelo tempo mínimo de atuação definido. Ao se observar todas as
condições de desativação durante o intervalo entre o tempo mínimo e o máximo, a
atuação poderá ser desativada. Se durante a atuação, não forem obedecidas todas as
condições de desativação, a proteção será desativada ao término do tempo máximo,
independentemente das condições de desativação serem obedecidas ou não.
Os parâmetros de controle, assim como a lógica de funcionamento do crowbar
foram retirados dos arquivos de exemplos do programa ANATEM [23].
4.4 GSE – Gerador Síncrono Conectado à Rede
por Conversores
Nesta configuração, o gerador síncrono é conectado à rede por meio de
conversores estáticos. O gerador síncrono pode operar com frequência diferente da
frequência da rede, devido ao desacoplamento realizado pela conexão por meio de
conversores. O sistema opera com velocidade variável, assim as oscilações de
46
potência ocasionadas pelas rápidas variações na velocidade do vento são
amortecidas.
O controle da tensão ou do fator de potência na barra terminal de geração é
realizado pelo inversor conectado à rede, por meio de controle do tipo vetorial, assim
como no GIDA.
Devido ao desacoplamento da frequência do gerador, é usual que este seja
projetado com grande número de polos, reduzindo assim sua velocidade de rotação e
eliminando a necessidade de multiplicadores de velocidade.
A Figura 4.11 ilustra um esquema básico de aproveitamento eólico fazendo-se
uso de geradores síncronos com velocidade variável, acoplados por meio de
conversores.
Figura 4.11: Esquema de aproveitamento eólico utilizando gerador síncrono. Fonte:
(Rangel, Gomes Junior, & Ferraz, 2006) [27].
O esquema de conversores utilizados pode ser observado na Figura 4.11. Os
conversores são acoplados através de um elo CC, o retificador é do tipo fonte de
corrente a diodo e o inversor é do tipo fonte de tensão. A tensão sobre o capacitor é
controlada por meio de um chopper do tipo boost.
4.4.1Análise Qualitativa do Modelo da Turbina Eólica
O modelo de turbina utilizado na simulação do desempenho do GSE é o
mesmo utilizado na análise do GIDA. A turbina possui o ajuste do ângulo de inclinação
das pás e sua dinâmica de controle pode ser ilustrada pela Figura 4.7.
Conforme a modelagem em CDU da turbina acoplada ao GIDA, é necessária a
inserção de alguns parâmetros para a inicialização da máquina, estabelecendo seu
ponto de operação. Tais parâmetros englobam novamente os valores iniciais do 𝜆 e
47
do β, além do valor da frequência inicial do estator, inserido como parâmetro no
modelo do gerador síncrono.
O cálculo dos valores de 𝜆 e β, é semelhante ao efetuado na Seção 4.3.1. O
valor do despacho de potência ativa, do gerador eólico no fluxo de carga, é obtido
através do programa ANAREDE. Os valores em absoluto (kW) e em pu, por unidade
geradora são utilizados para a obtenção dos valores de velocidade inicial do vento
(m/s) e velocidade de rotação de referência (pu) através das curvas de referência de
velocidade. Com os valores de velocidade de vento e rotação iniciais, 𝜆 e 𝐶𝑃 são
calculados a partir das equações (3.8) e (3.10), respectivamente. A posição inicial do
ângulo de passo, β, é estimada a partir das curvas de desempenho da turbina eólica,
apresentadas na Figura 4.8.
O valor da frequência inicial do gerador é obtido multiplicando-se o valor da
velocidade de rotação de referência (pu) pelo valor da frequência nominal do estator
da máquina.
4.4.2Análise Qualitativa do Modelo para Estudos em
Regime Permanente
O GSE pode ser modelado para aplicações de fluxo de potência como barras
do tipo PV ou PQ. Neste trabalho, devido ao objetivo de traçar o comportamento dos
geradores eólicos, operando como unidades de geração clássicas, a barra de acesso
do GSE ao sistema foi modelada como uma barra PV no programa ANAREDE.
4.4.3Análise Qualitativa do Modelo para Estudos de
Transitórios Eletromecânicos
Para a análise em regime dinâmico de aerogeradores com topologia de GSE,
no programa ANATEM, é necessária a modelagem de múltiplos componentes que
compõem o esquema, como a modelagem do gerador síncrono, do controle do
chopper e do controle do inversor. A Figura 4.12 ilustra de maneira simplificada as
malhas de controle presentes numa barra de geração eólica com GSE.
48
Figura 4.12: Malhas de controle de um GSE. Fonte: (Rangel, Gomes Junior, & Ferraz,
2006) [27].
As malhas em negrito na Figura 4.12, evidenciam os controles que devem ser
modelados em ambiente CDU, para a simulação no programa ANATEM.
4.4.3.1
Análise Qualitativa do Modelo da Máquina
O modelo dinâmico do gerador síncrono utilizado no programa ANATEM é prédefinido e acessado pelo código de execução DMGE [25]. O gerador síncrono
modelado possui polos salientes, um enrolamento de campo e dois enrolamentos
amortecedores: um no eixo direto e outro no eixo em quadratura.
Para o lado do retificador, a máquina é representada como uma fonte de
tensão subtransitória atrás de uma reatância subtransitória de eixo direto. No Anexo BIV encontram-se os parâmetros do gerador para análise em regime dinâmico.
4.4.3.2
Análise Qualitativa do Modelo do Chopper
Conforme apresentado na Seção 4.4 e ilustrado na Figura 4.11, o retificador
(Conversor 1) é do tipo fonte de corrente a diodo. Portanto, a magnitude da corrente
do lado CC não é controlada pelo conversor. Para o controle do nível da corrente
retificada e, por consequência, da tensão sobre o capacitor conectado ao inversor, fazse uso de um chopper.
O chopper funciona como um transformador CC, ou seja, a saída de tensão
(Vs) é proporcional ao valor de entrada (Ve). No caso em estudo o chopper utilizado é
do tipo boost, ou seja, a saída de tensão será sempre maior do que a entrada. Na
Figura 4.13 é representado o esquema de um chopper do tipo boost.
49
Figura 4.13: Representação do Chopper do tipo Boost utilizado no elo CC do GSE.
Ao controlar-se o tempo de condução do elemento de chaveamento (Ch),
pode-se controlar o valor médio da corrente de saída do conversor (Is) e por
consequência a tensão sobre o capacitor (Vc). A lógica de controle do chopper foi
realizada em CDU, e retirada dos arquivos de exemplos do programa ANATEM [23].
4.4.3.3
Análise Qualitativa do Modelo Controle Do
Inversor
Conforme o conversor utilizado no GIDA, o conversor eletrônico, que realiza a
conexão entre o gerador síncrono e a rede, é ajustado por meio de controle do tipo
vetorial.
A tensão do lado CA do inversor possui módulo e fase controláveis. O módulo é
proporcional à tensão do capacitor do lado CC e ao fator de modulação de amplitude
do conversor. A fase é determinada pelas componentes “d” e “q” da tensão imposta
pelo controle do conversor.
O controle vetorial permite o desacoplamento entre as variáveis ativa e reativa da
máquina. A potência ativa é utilizada para controlar a velocidade angular da máquina
síncrona e a potência reativa é utilizada para controlar a tensão terminal na barra de
geração.
50
5. Simulações
5.1 Análise da Resposta Dinâmica dos
Aerogeradores
Nesta seção se encontra o objetivo central deste trabalho, que compreende a
análise do comportamento dinâmico dos três tipos de topologia de aerogeradores
adotados para estudo, visando caracterizar a influência da inserção de geração eólica
na operação do SIN.
A introdução de geradores eólicos, em larga escala, introduz incertezas na
operação dos sistemas de potência. As usinas geradoras convencionais (hidrelétricas
e térmicas) conectadas ao sistema não possuem somente a função de introduzir
potência ativa na rede, estas possuem diversas funções secundárias, cruciais para a
operação e controlabilidade do sistema. São funções das unidades geradoras
convencionais: participarem do balanço de potência do sistema, do controle de tensão,
do controle de frequência.
O despacho de potência dos geradores eólicos é afetado devido à incerteza, a
incapacidade de armazenagem e variação dos ventos, principalmente em sistemas de
velocidade fixa. As usinas eólicas de velocidade variável são despachadas sempre
para sua máxima potência, otimizando a conversão de energia, com prioridade na
ordem de despacho pelo ONS. No curto prazo o controle do ângulo das pás (somente
em sistemas de velocidade variável) controla a potência despachada, mas no longo
prazo o fator de capacidade evidencia a impossibilidade de se utilizar a geração eólica
como base energética. Portanto as usinas eólicas participam do balanço de potência
do sistema, estimando-se a produção mensal garantida no atendimento à demanda
máxima de potência.
As usinas eólicas, somente as de velocidade variável, possuem componentes
para o controle da tensão e frequência, no ponto de acesso à rede, mas estas não
podem participar do controle de tensão e frequência do sistema sob contingências
severas, pois são desconectadas da rede [3].
51
Outro aspecto que deve ser abordado, ao se estudar a inserção de geradores
eólicos no sistema, é o comportamento dos mesmos durante faltas na rede. O
comportamento dos aerogeradores sob contingências leva em conta o seu tipo de
topologia.
O GIDC apresenta aumento das correntes do estator e aceleração do eixo do
rotor, após a falta. Após contingências, o sistema elétrico pode se apresentar
fragilizado e não ter capacidade de atender a demanda de potência reativa dos
GIDCs, o que pode ocasionar colapso de tensão na rede.
No GIDA, se algumas das condições de ativação, especificadas na Seção
4.3.3.4, forem estabelecidas, a proteção por crowbar será ativada e o GIDA se
comportará como um gerador de indução convencional, o que ocasiona um aumento
na não-linearidade da corrente de falta.
No GSE, o afundamento de tensão pode ser limitado pelos conversores, mas em
faltas próximas à barra do gerador, a corrente de falta pode ocasionar a sua
desconexão, devido à atuação da proteção.
Portanto, para a análise do comportamento dinâmico dos aerogeradores, sob
alguns eventos, e sua influência no sistema no qual foram inseridos, foram
especificados alguns casos bases: cenário com máquina contra uma barra infinita,
cenário com 9 barras e cenário com 65 barras.
5.2 Análise do Caso Máquina x Barra Infinita
Este cenário é equivalente ao caso real de um gerador eólico conectado próximo
a um grande sistema.
O interesse nesta seção é analisar o comportamento dos três aerogeradores:
GIDC, GIDA e GSE, visando traçar sua resposta a eventos na velocidade do vento e a
uma falta na rede, e estabelecer as principais diferenças de desempenho entre eles.
Por se tratar de um cenário de uma máquina contra uma barra infinita os eventos
simulados só serão analisados para os aerogeradores, pois os eventos não acarretam
em variações na barra infinita. Apesar da simplificação do caso base, a resposta
dinâmica obtida dos aerogeradores pode ser estendida para aplicações em outros
sistemas.
52
Para análise qualitativa do sistema é considerado que alguns parâmetros da
operação devam ser iguais para as três topologias, tais como: a tensão terminal na
barra do gerador e os fluxos de potência ativa e reativa na linha de conexão.
O sistema base é representado por uma barra geradora conectada à barra
infinita por uma reatância de 10% na base de potência do sistema. O despacho de
potência ativa é igual a 1,9 MW e o despacho de potência reativa é igual a zero (fator
de potência unitário), a tensão terminal na barra de geração é imposta igual a 1 pu. O
diagrama unifilar do sistema está apresentado na Figura 5.1.
Figura 5.1: Diagrama unifilar do sistema máquina conectado a uma barra infinita
Para o despacho de potência mencionado é utilizado um parque gerador com
dois GIDC com 1 MW de potência nominal, três GIDA com 0,85 MW de potência
nominal e três GSE com 0,85 MW de potência nominal. Para a análise do sistema com
GIDC é inserido um shunt capacitivo de 1,44 Mvar, de modo a igualar a operação
entre os sistemas, com fator de potência unitário e tensão terminal igual a 1 pu.
As variáveis a serem monitoradas para a análise do desempenho de cada
gerador são: a tensão terminal do gerador, fluxo de potência ativa, fluxo de potência
reativa, velocidade do vento, velocidade do gerador, coeficiente de desempenho (𝐶𝑃 )
e ângulo de passo (β).
O sistema será submetido aos seguintes distúrbios: curto-circuito trifásico franco
na barra do gerador, degrau positivo na velocidade do vento e a presença de vento
com perfil turbulento.
53
5.2.1Evento: Curto-Circuito Trifásico na Barra Terminal
do Gerador
O evento simulado compreende a aplicação de um curto-circuito trifásico franco
(sem impedância) no instante t=1 s na barra terminal do gerador, seguido pela retirada
da falta no instante t=1,1 s.
Este evento visa descrever o comportamento dinâmico dos aerogeradores
durante e após faltas, próximas aos barramentos terminais das máquinas. As Figuras
5.2 a 5.7 mostram as respostas das variáveis monitoradas durante a simulação com
aplicação do defeito trifásico no terminal dos geradores.
Figura 5.2: Tensão na barra terminal – Análise curto-circuito.
Figura 5.3: Fluxo de potência ativa – Análise curto-circuito.
54
Figura 5.4: Velocidade de rotação do gerador – Análise curto-circuito.
Figura 5.5: Fluxo de potência reativa – Análise curto-circuito.
Figura 5.6: Coeficiente de desempenho – Análise curto-circuito.
55
Figura 5.7: Posição angular das pás – Análise curto-circuito.
Como observado na Figura 5.2, o GIDC apresenta maior lentidão para que a
tensão terminal volte ao valor de regime. O GIDA e GSE recuperam-se rapidamente
devido ao controle dos conversores de potência, mas o GIDA conta com uma
descontinuidade provoca pela proteção crowbar. A proteção é desativada no instante
1,26 s devido ao seu limite de tempo de atuação.
A Figura 5.3 apresenta o comportamento do fluxo de potência ativa na linha de
conexão entre os geradores e a barra infinita. Todos os geradores respondem com a
redução da potência ativa a zero e aceleração dos seus respectivos rotores durante o
curto (Figura 5.4).
Durante o curto-circuito, o aumento de velocidade do GIDC ocasiona um
aumento do escorregamento do gerador, por consequência o gerador tende a
aumentar o seu consumo de potência reativa, conforme mostrado na Figura 5.5,
visando diminuir a diferença entre os campos girantes do estator e rotor. O GIDA e o
GSE rapidamente retornam ao valor de regime devido aos seus respectivos controles
de potência.
A Figura 5.4, a Figura 5.6 e a Figura 5.7 ilustram como se comportam a
velocidade de rotação dos rotores, o 𝐶𝑃 e o β dos geradores. As velocidades dos
geradores GIDA e GSE foram postas em uma base comum (velocidade inicial do
GIDC) para que pudessem ser avaliadas em conjunto. Observa-se a característica de
um sistema com velocidade fixa na análise da curva de velocidade do GIDC (sem
controle de pitch, Figura 5.7). O GIDA apresenta desvio na velocidade de rotação
devido à correção do ângulo das pás. O GSE por ter seu ponto de operação inicial
definido com o ângulo das pás igual a zero, comporta-se como um sistema de
velocidade fixa, com 𝐶𝑃 e β praticamente constantes (Figura 5.6 e Figura 5.7).
56
5.2.2Evento: Degrau na Velocidade do Vento
O segundo evento simulado compreende a aplicação de um degrau positivo na
velocidade do vento de 1 m/s no instante t=1 s e a sua retirada no instante t=5 s
(conforme apresentado na Figura 5.8). O comportamento dinâmico dos aerogeradores
é analisado para ocorrências na variação da velocidade do vento. As Figuras 5.9 a
5.14 descrevem as respostas das variáveis monitoradas durante a simulação com
aplicação de um degrau positivo na velocidade do vento. Um estudo sobre a
ocorrência de um degrau negativo, na velocidade do vento, não é necessário, pois a
retirada da aplicação do degrau positivo ilustra o comportamento dinâmico dos
aerogeradores, em condições de diminuição de velocidade.
Figura 5.8: Velocidade do vento – Análise degrau.
Figura 5.9: Tensão na barra terminal – Análise degrau.
57
Figura 5.10: Velocidade de rotação do gerador – Análise degrau.
Figura 5.11: Fluxo de potência ativa – Análise degrau.
Figura 5.12: Fluxo de potência reativa – Análise degrau.
58
Figura 5.13: Coeficiente de desempenho – Análise degrau.
Figura 5.14: Posição angular das pás – Análise degrau.
Na Figura 5.9 pode-se observar que os valores de tensão no GIDA e no GSE
permanecem praticamente constantes devido ao controle da potência reativa. O GIDC
apresenta uma queda de tensão devido à aceleração do rotor (Figura 5.10) e o
aumento do consumo de potência reativa (diminuindo o fluxo de potência reativa na
linha).
Tanto o GIDA quanto o GSE respondem rapidamente a variações na
velocidade (Figura 5.8), corrigindo a geração de potência ativa e reativa, Figura 5.11 e
Figura 5.12 respectivamente.
O 𝐶𝑃 do GIDC acompanha a variação do vento conforme ilustrado na Figura
5.13, enquanto os do GIDA e do GSE variam conforme a atuação do controle do
ângulo das pás (Figura 5.14).
59
5.2.3Evento: Vento com Perfil Turbulento
O terceiro evento simulado compreende a aplicação de um modelo de
turbulência no vento, aplicado no instante t=1 s e retirado no instante t=10 s (Figura
5.15).
Esse evento simula o comportamento dinâmico dos aerogeradores da maneira
mais próxima à realidade, devido a não-linearidade do escoamento aerodinâmico.
As Figuras 5.16 a 5.21 descrevem as respostas das variáveis monitoradas
durante a simulação com aplicação de um vento com perfil turbulento.
Figura 5.15: Velocidade do vento – Análise turbulência.
Figura 5.16: Tensão na barra terminal – Análise turbulência.
60
Figura 5.17: Fluxo de potência ativa – Análise turbulência.
Figura 5.18: Fluxo de potência reativa – Análise turbulência.
Figura 5.19: Velocidade de rotação do gerador – Análise turbulência.
61
Figura 5.20: Coeficiente de desempenho – Análise turbulência.
Figura 5.21: Posição angular das pás – Análise turbulência.
O GIDC apresenta a maior variação de tensão (Figura 5.16) entre os
aerogeradores, devido à ausência de qualquer mecanismo de controle, quando
exposto a situação de vento com perfil turbulento (Figura 5.15).
É observado, nas Figura 5.17 e Figura 5.18 respectivamente, o comportamento
do fluxo de potências ativa e reativa na linha de conexão durante a turbulência. Todos
os aerogeradores respondem com variações nos fluxos de potência ativa e reativa, o
GIDC reflete quase que exatamente a variação do vento em variação de potência,
diferentemente do GIDA e do GSE, que demonstram menores variações devido à
controlabilidade da velocidade de rotação (Figura 5.19) e da posição do ângulo das
pás (Figura 5.21).
Nas Figura 5.19, Figura 5.20 e Figura 5.21 observa-se o comportamento dos
sistemas de velocidade variável do GIDA e do GSE, atuando com o controle do β,
visando aperfeiçoar a conversão de energia, em oposição ao sistema de velocidade
fixa do GIDC.
62
5.3 Análise do Caso 9 Barras
Este cenário visa simular a operação de um parque eólico, inserido em um
sistema isolado ou até possivelmente em um sistema interligado em religamento, em
complemento de outras unidades geradoras com fonte primária de base hidrelétrica.
O caso original foi extraído da referência [4], tendo sua topologia e ponto de
operação ilustrados na Figura 5.22.
Figura 5.22: Topologia e ponto de operação do sistema 9 barras. Fonte: (Anderson &
Fouad, 2003). [4].
O caso base originalmente é formado por três unidades geradoras, sendo uma
hidrelétrica e duas termelétricas, possuindo 9 barras. Para simulação será considerada
a manutenção de todos os parâmetros de linha, presentes na Tabela 5-1, assim como
o ponto de operação (despacho de potência, módulo e ângulo das tensões), presentes
na Tabela 5-2.
63
Tabela 5-1: Dados das linhas de conexão do sistema 9 barras. Fonte: (Anderson &
Fouad, 2003). [4].
DE
PARA
T
R[%pu]
X[%pu]
2
7
1
0.0
6.25
7
8
0
0.85
7.2
8
9
0
1.19
10.08
9
3
1
0.0
5.86
7
5
0
3.2
16.1
9
6
0
3.90
17.0
5
4
0
1.0
8.5
6
4
0
1.7
9.2
4
1
1
0.0
5.76
Sendo: T =1 presença de trafo; T=0 ausência de trafo
B[Mvar]
0.0
14.9
20.9
0.0
30.6
35.8
17.6
15.8
0.0
Tape[pu]
1.0000
1.0000
1.0000
Tabela 5-2:Dados das barras do sistema 9 barras. Fonte: (Anderson & Fouad,
2003)[4].
B T Vm[pu] Va[graus] PD[MW] QD[Mvar] PG[MW]
1 2 1.040
0.00
0.0
0.0
71.6
2 1 1.025
9.28
0.0
0.0
163.0
3 1 1.025
4.67
0.0
0.0
85.0
4 0 1.026
-2.22
0.0
0.0
0.0
5 0 0.996
-3.99
125.0
50.0
0.0
6 0 1.013
-3.69
90.0
30.0
0.0
7 0 1.026
3.72
0.0
0.0
0.0
8 0 1.016
0.73
100.0
35.0
0.0
9 0 1.042
1.97
0.0
0.0
0.0
Sendo: T=2 Barra V𝜃; T=1 Barra PV; T=0 Barra PQ;
QG[Mvar]
27.1
6.7
-10.9
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
BS[Mvar]
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
O gerador conectado à barra 3, Figura 5.22, será substituído pelos geradores
eólicos em estudo, tal gerador foi escolhido por apresentar a menor potência nominal
dentre as três unidades geradoras originais. Os geradores restantes (1 e 2) serão
admitidos iguais e de base hidrelétrica.
A influência da conexão dos aerogeradores no sistema será visualizada para
duas diferentes análises, a máxima inserção de geração eólica e o cumprimento dos
procedimentos de rede do ONS.
A resposta do sistema será obtida sob a influência de distúrbios na rede. Os
eventos serão caracterizados como faltas trifásicas francas, no meio de todas as
linhas de conexão de 230kV, seguido da abertura da linha em falta.
64
5.3.1Análise da Máxima Inserção de Geração Eólica no
Sistema
Esta análise visa estabelecer a condição de máxima inserção de potência ativa
pelos geradores eólicos no ponto de acesso ao sistema. O sistema será estressado
sob duas condições distintas.
A primeira condição compreende o aumento da carga do sistema, com os
geradores repartindo o atendimento do acréscimo de carregamento entre si. A
segunda condição simulará uma possível complementariedade entre as fontes básicas
de geração do sistema (eólica e hídrica), ou mesmo a possibilidade de poupar um
recurso energético e utilizar a geração eólica como geração base.
5.3.1.1
Cenário: Aumento do Carregamento do
Sistema
O aumento do carregamento base do sistema foi realizado segundo os critérios
abaixo:
1. Aumento do carregamento ativo base do sistema em passos de 10% de
aumento sobre a carga inicial;
2. Divisão do acréscimo de potência proporcionalmente* entre os
geradores do sistema;
3. Análise da operação do sistema para contingências nas linhas de
transmissão do sistema 9 barras;
(*) A divisão da tomada de carga entre os geradores seguiu a seguinte regra:

Gerador hidrelétrico – Barra 1 – Assume 35% do aumento de carga;

Gerador hidrelétrico – Barra 2 – Assume 15% do aumento de carga;

Gerador eólico – Barra 3 – Assume 50% do aumento de carga.
Os valores de divisão da tomada de carga foram obtidos experimentalmente
para contornar o caso limite de carregamento, onde o parâmetro que regula a máxima
abertura da comporta do reservatório, presente no regulador de velocidade dos
geradores hidrelétricos não permitiria a tomada de carga pelos mesmos.
65
Foram examinadas as condições de carregamento para cada modelo de
aerogerador, visando obter a máxima inserção possível de potência ativa (por
modelo), mantendo-se a estabilidade angular, de tensão e os limites operativos de
tensão, após cada contingência. Os resultados obtidos seguem nas Figuras 5.23 a
5.28.
Figura 5.23: Tensão nos terminais dos geradores GIDC - Aumento de 20% de carga.
Figura 5.24: Potências ativa e reativa no GIDC – Aumento de 20% de carga.
Figura 5.25: Tensão nos terminais dos geradores GIDA - Aumento de 110% de carga.
66
Figura 5.26: Potências ativa e reativa no GIDA – Aumento de 110% de carga.
Figura 5.27: Tensão nos terminais dos geradores GSE - Aumento de 60% de carga.
Figura 5.28: Potências ativa e reativa no GSE – Aumento de 60% de carga.
O sistema foi estressado para cada configuração com gerador eólico, de forma
a obter a máxima potência possível a ser inserida na Barra 3, por modelo. Todas as
configurações de aerogeradores sofreram violação dos limites operativos sob a
mesma contingência, simulada como um curto-circuito no meio da linha de conexão
entre as barras 8 e 9, durante 100 ms, seguida da abertura da mesma.
67
Partindo dos resultados apresentados nas Figuras 5.23 a 5.28, pode-se fazer a
seguinte análise:

GIDC
A máxima inserção possível, verificada no sistema com GIDCs, compreende o
aumento do carregamento inicial em 20%, equivalente a injeção de 106,8 MW na
Barra 3. A tensão terminal (Figura 5.23) apresenta grande afundamento, mas se
estabiliza, assim como os fluxos de potência (Figura 5.24).
Com o sistema base carregado em 30%, equivalente a injeção de 116,3 MW na
Barra 3, após a contingência o GIDC perde a estabilidade independente do restante do
sistema. Após o curto-circuito, sua tensão não se recupera, sua potência fornecida vai
a zero e seu eixo acelera.

GIDA
A máxima inserção possível, verificada no sistema com GIDAs, compreende o
aumento do carregamento inicial em 110%, equivalente a injeção de 258,3 MW na
Barra 3. Após os eventos, tanto a tensão terminal quanto os fluxos de potência ativa e
reativa apresentam oscilações dinâmicas até atingirem a estabilidade, conforme
ilustrado nas Figuras 5.25 e 5.26, respectivamente.
Com o sistema base carregado em 120%, equivalente a injeção de 274 MW na
Barra 3, após a contingência, o GIDA apresenta grandes oscilações na tensão terminal
e nas potências ativa e reativas transmitidas, comprometendo a operação do sistema.

GSE
A máxima inserção possível, verificada no sistema com GSEs, compreende o
aumento do carregamento inicial em 60%, equivalente a injeção de 179,5 MW na
Barra 3. Após a contingência, tanto a tensão terminal quanto os fluxos de potência
ativa e reativa se reestabelecem, conforme ilustrado nas Figuras 5.27 e 5.28,
respectivamente.
Com o sistema base carregado em 70%, equivalente a injeção de 195,3 MW na
Barra 3, após a contingência, o GSE opera com sua tensão terminal abaixo do valor
limite de operação do sistema. Sua tensão terminal, a potência ativa e potência reativa
também operam com oscilações.
68
5.3.1.2
Cenário: Possível Complementariedade
Eólica-Hidrelétrica
Este cenário foi simulado seguindo os critérios a seguir:
1. Ponto de operação base do sistema é mantido;
2. Em passos de 10% de valor absoluto a geração dos geradores
hidrelétricos é reduzida e alocada no gerador eólico;
3. Análise da operação do sistema para contingências nas linhas de
transmissão do sistema 9 barras;
As respostas dinâmicas das variáveis monitoradas estão presentes nas Figuras 5.29 a
5.34.
Figura 5.29: Tensão nos terminais dos geradores GIDC – Caso base.
Figura 5.30: Potências ativa e reativa no GIDC – Caso base.
69
Figura 5.31: Tensão nos terminais dos geradores GIDA - Alocação 50%.
Figura 5.32: Potências ativa e reativa no GIDA – Alocação 50%.
Figura 5.33: Tensão nos terminais dos geradores GSE - Alocação 30%.
70
Figura 5.34: Potências ativa e reativa no GSE – Alocação 30%.
Novamente o curto-circuito trifásico franco no meio da linha de conexão 8-9,
com duração de 100 ms, seguido de sua abertura, ocasionou a violação dos limites
operativos do sistema.
As violações operativas foram as mesmas observadas na Seção 5.3.1.1. Os
limites de inserção de potência, obtidos na avaliação da complementariedade das
fontes de geração foram os seguintes:

GIDC
A máxima alocação de geração hidrelétrica em eólica verificada para o sistema
com GIDCs, compreende o carregamento base do sistema, ou seja, inserção de 85
MW na Barra 3. As Figuras 5.29 e 5.30 evidenciam o comportamento estável da
tensão terminal e dos fluxos de potência ativa e reativa, respectivamente, após as
contingências na rede.
Com a alocação de 10% de geração hidrelétrica em eólica, equivalente a
injeção de 117 MW na Barra 3, o GIDC perde a estabilidade, em relação ao sistema,
após os eventos.

GIDA
A máxima alocação de geração hidrelétrica em eólica verificada para o sistema
com GIDAs é de 50%, ou seja, inserção de 244,8 MW na Barra 3. Semelhante ao caso
da Seção 5.3.1.1, após os eventos, tanto a tensão terminal quanto os fluxos de
potência ativa e reativa apresentam oscilações dinâmicas até atingirem a estabilidade,
conforme ilustrado nas Figuras 5.31 e 5.32, respectivamente.
71
Com a alocação de 60% de geração hidrelétrica em eólica, equivalente a
injeção de 276,8 MW na Barra 3, o GIDA apresenta grandes oscilações de tensão e
potência após os eventos.

GSE
A máxima alocação de geração hidrelétrica em eólica verificada para o sistema
com GSEs é de 30%, ou seja, inserção de 180,9 MW na Barra 3. As Figuras 5.33 e
5.34 apresentam o comportamento dinâmico da tensão terminal e dos fluxos de
potência ativa e reativa, respectivamente, do sistema após as contingências.
Com a alocação de 40% de geração hidrelétrica em eólica, equivalente a
injeção de 212,8 MW na Barra 3, o GSE apresenta perda de estabilidade.
Os limites obtidos para a máxima inserção de geração eólica no sistema, tanto
nesta seção quanto na Seção 5.3.1.1, são relativamente próximos, dentro do critério
estabelecido para as análises (passos de 10%). A proximidade dos valores expõe a
robustez de cada modelo, evidenciando a suportabilidade, dos mesmos, às
contingências na rede, em função de seus respectivos carregamentos.
5.3.2Análise do Atendimento às Especificações do
Procedimento de Rede do ONS
O sistema 9 Barras foi utilizado para se observar o possível cumprimento do
requisito de suportabilidade a afundamentos de tensão das usinas eólicas,
estabelecido pelo ONS no requisito 8.10, disponível em [3].
Os eventos programados para a simulação englobam o curto-circuito trifásico
franco no meio da linha de conexão 8-9, durante 100 ms, seguido da abertura do
circuito em falta.
Os resultados obtidos em comparação com a curva da Figura 2.10 estão
expressos nas Figura 5.35, Figura 5.36 e Figura 5.37.
Conforme presente na Figura 5.35, o GIDC não teria a permissão concedida
pelo ONS, para se desconectar do sistema durante a contingência simulada. O GIDA e
GSE, apesar de serem geradores altamente controláveis e com respostas mais
rápidas à recuperação de tensão, apresentam afundamentos maiores que o GIDC
(Figura 5.36 e Figura 5.37 respectivamente) para a mesma contingência, e por alguns
72
instantes de tempo, maiores que o limite permitido pelo procedimento de rede,
existindo a possibilidade de se desconectarem do sistema.
Figura 5.35: Afundamento de tensão – GIDC.
Figura 5.36: Afundamento de tensão – GIDA.
Figura 5.37: Afundamento de tensão – GSE.
73
5.4 Análise do Caso 65 Barras
Este cenário visa caracterizar a aplicação da geração eólica em um sistema
interligado de relativa larga escala. O sistema tomado como exemplo está ilustrado na
Figura 5.38, sendo um equivalente dos sistemas Sul e Sudeste [5].
O sistema conta com 65 barras, 14 unidades geradoras e 1 compensador
síncrono. A barra swing do sistema é tomada como sendo a Barra 800 – G.B.
MUNHOZ, presente na Área SUL. Este fato não será alterado em nenhum cenário de
simulação.
A interligação da área Sul com a área Sudeste é realizada pela linha BateiasIbiúna, composta por dois circuitos. O sistema será submetido a contingências e
analisado, considerando um curto-circuito trifásico e a abertura de um dos circuitos da
interligação entre as áreas SUL e SUDESTE.
São abordadas na análise deste sistema teste, as possíveis consequências da
substituição de usinas convencionais por usinas eólicas. Três cenários são avaliados:

10% da geração original da área Sul, substituída por geração eólica;

50% da geração original da área Sul, substituída por geração eólica;

80% da geração original da área Sul, substituída por geração eólica.
74
Figura 5.38: Sistema 65 barras. Fonte: (Alves, 2007) [5].
75
5.4.1Cenário: Substituição de 10% da Geração da Área
Sul por Geração Eólica
A Figura 5.39 apresenta a evolução angular do rotor da usina UHE Itumbiara
(Barra 18) com referencial angular na Barra 800 – G.B. MUNHOZ. Esta variável será
tomada padrão para todas as simulações.
Conforme verificado na Figura 5.39, as diferenças observadas entre o caso
base e os casos com 10% de geração eólica são muito pequenas.
Figura 5.39:.Substituição de 10% da geração da área SUL por geração eólica.
5.4.2Cenário: Substituição de 50% da Geração da Área
Sul por Geração Eólica
A Figura 5.40 mostra o desempenho dinâmico considerando a substituição de
50% da geração da Área Sul por geração eólica. Não é apresentado o resultado com
geradores do tipo GIDC, pois não foi possível a obtenção de um ponto de operação
convergente com este tipo de gerador. O sistema se apresentou com instabilidade de
tensão, devido ao grande número de geradores de indução conectados, necessitando
de grande suporte de reativos.
A resposta presente na Figura 5.40 evidencia que o caso original possui
oscilações com amplitudes menores e tempo de acomodação maior, quando
comparado com os casos com a presença de 50% de geração eólica.
76
Figura 5.40: Substituição de 50% da geração da área SUL por geração eólica.
Observa-se, na Figura 5.40, que o GSE apresentou maior desvio angular
quando comparado com o GIDA e com o caso base. Isso se dá devido à diminuição da
inércia do sistema. Além disso, o acoplamento total do gerador à rede por conversores
diminui o tempo de resposta do mesmo, em comparação ao GIDA e aos geradores
hidrelétricos.
5.4.3Cenário: Substituição de 80% da Geração da Área
Sul por Geração Eólica
Neste último cenário, que compreende a substituição de 80% da geração da
área SUL por geração eólica, é evidenciada a fragilidade do sistema ao se substituir
geradores convencionais (hidráulicos e térmicos) por eólicos. Nenhum sistema de
aerogerador apresentou estabilidade após as contingências simuladas.
A Figura 5.41 apresenta a evolução angular da usina UHE Itumbiara no caso
original e com 80% da geração SUL sendo atendida por geradores eólicos do tipo
GIDA, o sistema se torna instável e sua simulação pausa aos 2,86s por perda de
estabilidade do compensador síncrono, presente na Barra 48 - Ibiúna. Novamente não
é possível a obtenção de um ponto de operação com geradores do tipo GIDC. Os
geradores do tipo GSE esgotam o número máximo de iterações do processo de
resolução da rede CA no programa ANATEM, pausando a simulação após a aplicação
dos eventos.
77
Figura 5.41: Substituição de 80% da geração da área SUL por geração eólica.
78
6. Conclusões e Trabalhos Futuros
Nesta seção encontram-se as análises dos resultados obtidos nas simulações
deste trabalho e a conclusão obtida deste trabalho.
O sistema teste composto da forma gerador conectado a uma barra infinita foi
utilizado para avaliar as respostas dos geradores em relação a variações na
velocidade do vento e a curtos-circuitos próximos ao terminal dos geradores. A
influência da conexão dos geradores e suas consequências na rede não foram objeto
de análise nesse caso. Neste estudo evidenciou-se a inferioridade técnica do GIDC
em relação aos outros geradores, GIDA e GSE. Por trata-se de um sistema de
velocidade fixa e não possuir nenhum tipo de controle, o GIDC apresentou grandes
variações de tensão e potência ativa (em comparação aos outros dois), tanto em
relação a variações na velocidade do vento quanto no curto-circuito. A característica
intrínseca do GIDC, de elevado consumo de potência reativa da rede, enfatizou que
em muitos casos sua aplicação pode ser inviável. Em relação aos aerogeradores
GIDA e GSE, no estudo máquina x barra infinita, foi ressaltada a atuação do controle
de conversão de energia, em um sistema de velocidade variável. As grandezas
elétricas monitoradas, como tensão, potência ativa e potência reativa, sofreram baixas
variações em eventos na velocidade do vento e recuperaram-se rapidamente após
aplicação do curto-circuito nos terminais.
Na sequência do trabalho o sistema teste utilizado, composto por 9 barras com
geradores de base energética hídrica-eólica, foi utilizado para traçar o comportamento
dos aerogeradores e sua influência no sistema para condições de aumento do
carregamento do sistema e a operação de geradores eólicos como complemento às
demais fontes do sistema. Na avaliação dos resultados deste caso, observa-se que o
GIDC apresentou o menor percentual de carregamento (20%) e a ausência de
alocação de geração hídrica em eólica (0%), seguido pelo GSE (60% em aumento de
carregamento e 30% de alocação de geração hídrica em eólica) e pelo GIDA (110%
em aumento de carregamento e 50% de alocação de geração hídrica em eólica).
Estes resultados evidenciam o caráter depreciativo da utilização do GIDC em redes
fracas (baixa capacidade de curto-circuito), instabilizando-se devido ao seu consumo
de potência reativa do sistema e a rede estar fragilizada, na recomposição após a
contingência. O aumento de geração no GSE foi significativo, seus limites operativos
são violados devido às oscilações na tensão terminal, potência ativa e potência
79
reativa. O GIDA apresenta o maior percentual de aumento de geração devido a sua
proteção crowbar, que o torna mais robusto a contingências na rede, seus limites
operativos também são violados devido às oscilações.
O último sistema teste era compreendido por 65 barras, equivalente à malha SULSUDESTE. A avaliação deste cenário com aerogeradores visa demonstrar o efeito da
substituição de geradores convencionais por geradores eólicos. No caso onde 10% da
geração da área SUL foi substituída por geração eólica, pôde-se observar o efeito
desta substituição na evolução angular de uma das máquinas do sistema, Com
oscilações de maior amplitude, porém com maior amortecimento. No caso 50%, não
se pôde obter um ponto de operação com geradores do tipo GIDC.
Os sistemas com geradores do tipo GSE e GIDA, apresentam-se conforme o caso
10%, com maiores amplitudes de oscilação, mas com menor tempo de acomodação.
O sistema com geradores do tipo GIDA apresenta-se mais próximo ao sistema base.
No caso 80%, apenas o sistema com geradores do tipo GIDA mostra-se convergente
(na resolução CA da rede) após aplicação do primeiro evento simulado, porém o
sistema perde a estabilidade 1,76s após a aplicação do último evento.
A simulação dos aerogeradores em diferentes cenários de aplicação serviu para
analisar qualitativamente seus desempenhos em relação as suas características de
controle e conversão eletromecânica. Pode-se concluir deste trabalho:
O GIDC apresenta-se como o aerogerador mais simples, barato e inferior
tecnicamente. Sua aplicação deve ser indicada em sistemas com rede forte (elevada
capacidade de curto-circuito), com grande suporte de reativo e em localidades com
ventos constantes.
O GIDA apresenta-se como gerador mais robusto, apresentando controle de
tensão, controle de conversão de potência ativa e suporte de reativos à rede. Pode ser
aplicado a grande parte dos empreendimentos eólicos. Apresenta-se com vantagem
sobre o GSE devido ao seu conversor de potência ser mais barato.
O GSE apresenta, assim como o GIDA, controle de tensão e controle de potência
ativa e reativa geradas. Pode ser aplicado, praticamente, em qualquer tipo de geração
eólica. Seu conversor é mais caro que o do GIDA, porém a ausência de
multiplicadores de velocidade reduz o preço final, sendo economicamente competitivo.
A aplicação de geração eólica deve ser tomada como complemento às gerações
convencionais (térmica e hídrica), na diversificação da geração, para a garantia e
80
manutenção do suprimento de energia. Por mais que suas características, barata e
renovável, impulsionem sua aplicação, o caráter intermitente e imprevisível de sua
fonte básica de energia impede sua aplicação como fonte geradora exclusiva no
atendimento ao sistema.
A avaliação de sistemas de geração eólica é um tema bastante amplo. Por
consequência, as análises realizadas, no desenvolvimento deste trabalho, dão
margem a aprofundamentos em possíveis trabalhos futuros:

O desenvolvimento de modelos de aerogeradores, com parâmetros
específicos e reais, através dos modelos gerais utilizados neste trabalho;

Modelagem regional do vento, para análise do acesso de parques eólicos
em pontos específicos do SIN;

Análise e viabilidade técnica de implantação de aerogeradores de pequeno
porte, no sistema de distribuição;
81
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83
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Florianópolis.
85
Anexo
A.Dados do BIG, retirado em 28/07/2014.
Tabela A. 1: Empreendimentos em construção segundo o BIG. Fonte: (ANEEL, 2014).
[15]
Empreendimentos em Construção
Tipo
Quantidade
Potência Outorgada (kW)
Percentagem %
CGH
1
848
0
EOL
101
2.657.395
13,85
PCH
26
291.534
1,52
UHE
6
14.008.300
73,03
UTE
12
874.612
4,56
UTN
1
1.350.000
7,04
Total
147
19.182.689
100
Tabela A. 2: Empreendimentos outorgados segundo o BIG. Fonte: (ANEEL, 2014). [15]
Empreendimentos Outorgados
Tipo
Quantidade
Potência Outorgada (kW)
Percentagem %
CGH
44
29.524
0,17
EOL
278
6.794.071
39,05
PCH
152
2.114.257
12,15
UFV
1
30.000
0,17
UHE
13
2.818.442
16,2
UTE
131
5.609.889
32,25
CGU
1
50
0
Total
620
17.396.233
100
86
B.Arquivos utilizados nas simulações no
ANATEM
I.
Modelagem do GIDC em regime permanente
DMOT
(Num) OE GrS(C) (U) ( Rs) ( Xs) ( Xm) ( Rr) ( Xr) (HPb) (T) (P) (B)
101
15-96
1 0.26 4.43 164. 0.31 3.46 1341.
99999
II.
Modelagem do GIDC em regime dinâmico
DMOT
( Gerador eolico
( Nb) Gr ( H ) ( K0 ) ( K1 ) ( K2 ) ( EXP) M ( Mt )
101 15
3.5
2 0100
999999
III.
Modelagem do GIDA em regime transitório
DMDF
(No) ( Rs )( Xs )( Xm )( Rr )( Xr )( H )( D )(HPb )(Xtrf)(Strf)
11
0.850 5.776 505.9 0.712 8.094 3.5
1140.
5. 0.3
999999
IV.
Modelagem do GSE em regime transitório
DMGE MD01
(No) (CS) (Ld )(Lq )(L'd)
(L"d)(Ll )(T'd)
(T"d)(T"q)
0002
28.8 15.8 5.6
0.08 0.15
113.8 68.1 35.
(No) (Ra )( H )( D )(MVA)(Freq)( Bf ) C (Pbcc)(Vbcc)( Rs )( Ls )(Cvsi)
0002
0.0 3.50 0.00.895 20.0 0.0 S
1.0 1.8 .02
5.
5.
(No) N (Xtr1)(Tap1)(Vtr1)(Str1)(Xtr2)(Tap2)(Vtr2)(Str2) (Vcmn)(Vcmx)
0002 1
10.
1. 1.0 1.0 10.
1. .690 1.0
999999
87