avaliação da capacidade de integração de potência eólica na … · 2017-08-28 · iii resumo...

Faculdade de Engenharia da Universidade do Porto

Avaliação da Capacidade de Integração de Potência Eólica na Rede Eléctrica da Ilha de São

Miguel

Henrique Tiago Silva Teixeira

Dissertação realizada no âmbito do Mestrado Integrado em Engenharia Electrotécnica e de Computadores

Major Energia

Orientador: Prof. Doutor Carlos Coelho Leal Monteiro Moreira Co-orientador: Mestre Bernardo Marques Amaral Silva

Julho de 2011

ii

© Henrique Tiago Silva Teixeira, 2011

iii

Resumo

Nesta dissertação é avaliada a capacidade de integração de potência eólica na rede

eléctrica da ilha de São Miguel – Açores. O sistema electroprodutor da ilha de São Miguel

consiste numa central térmica (convencional) equipada com grupos diesel, juntamente com

duas centrais geotérmicas. Adicionalmente, existem ainda instaladas 7 centrais hídricas de

pequena dimensão.

Tal como acontece na maioria das ilhas, as condições locais apresentam elevado potencial

para a instalação de sistemas de geração do tipo eólico. A integração de produção dispersa

baseada essencialmente em fontes de energia renováveis, como é o caso da energia eólica,

requer uma avaliação prévia do impacto resultante da sua integração, juntamente com a

identificação dos limites de integração, tendo em consideração a natural variação do recurso

(ocos e rajadas de vento), bem como a potencial perda do sistema de geração do tipo eólico

e a consequente perda de capacidade de produção aquando da ocorrência de um curto-

circuito na vizinhança dessa instalação.

A integração de fontes de produção de origem renovável conduz a que, especialmente nas

situações de carga mais reduzida (vazio), seja necessário reduzir substancialmente o número

de máquinas térmicas convencionais em serviço no sentido de acomodar a produção

renovável. Do ponto de vista da operação da rede no que se refere à capacidade de regulação

de frequência, as condições de operação da rede podem degradar-se consideravelmente.

Assim, torna-se necessário proceder à avaliação do interesse da instalação de dispositivos de

armazenamento de energia, do tipo volante de inércia, para garantir a estabilidade da rede.

No caso particular da ocorrência de curto-circuitos na rede, e no sentido de evitar a perda de

capacidade de produção nos momentos subsequentes à eliminação do curto-circuito, importa

ainda avaliar o interesse de instalar máquinas com capacidade de sobrevivência a cavas de

tensão. Esta situação tem ainda particular relevância no caso da ilha de São Miguel, dado que

uma parte substancial da potência produzida provém de sistemas geotérmicos que, do ponto

de vista da capacidade de regulação potência/frequência não apresentam qualquer

capacidade de resposta.

v

Abstract

This dissertation pretends to evaluate the capacity of integrating wind power on the

electric power system of the Sao Miguel Island – Azores. The power generation system of the

island of Sao Miguel consists of a thermal power plant (conventional) equipped with diesel

units, along with two geothermal power plants. Additionally, there are still installed seven

small hydro power plants.

As on most islands, local conditions have a high potential for the installation of wind

generation type. The integration of dispersed production based mainly on renewable energy

sources, such as wind energy, requires a prior assessment of the impact of the integration,

together with the identification of the limits of integration, taking into account the natural

variation of the resource (hollow and gusts of wind), as well as the potential loss of the wind

generation type and the consequent loss of production capacity at the occurrence of a short

circuit in the nearness of that installation.

The integration of sources of production from renewable sources leads to that,

especially in situations during valley hours, it is necessary to reduce substantially the

number of conventional thermal machines in service in order to accommodate the renewable

production. From the viewpoint of network operation in relation to the capacity of

frequency regulation, operating conditions of the network may degrade considerably. Thus,

it is necessary to assess the interest of the installation of energy storage devices, of the

flywheel type, to ensure network stability. In the particular case of the occurrence of short

circuits, and in order to avoid loss of production capacity in the moments after the fault

cleared, it remains to evaluate the benefits of installing machines with fault-ride through

capability. This situation also has particular relevance in the case of the island of Sao

Miguel, given that a substantial part of the produced power comes from geothermal systems

that, from the standpoint of ability to regulate power/frequency show no response.

vii

Agradecimentos

Presto aqui os meus agradecimentos a todas as pessoas que directa ou indirectamente

contribuíram com a sua ajuda para a elaboração e sucesso desta dissertação.

Em primeiro lugar, gostaria de agradecer aos meus Pais e Irmã, aos quais dedico esta

dissertação, tudo o que fizeram por mim, em especial a educação que me proporcionaram,

pois sem eles nada era possível.

Ao meu orientador, Professor Doutor Carlos Coelho Leal Monteiro Moreira, queria

agradecer todo o seu apoio e acompanhamento, bem como a sua total disponibilidade para

me aconselhar; a sua orientação foi fundamental para o desenrolar da presente dissertação.

Ao meu co-orientador, Mestre Bernardo Marques Amaral Silva, agradeço o constante

incentivo e a sua boa disposição.

Por último, a todos os colegas e amigos, em especial ao André Quintino e ao Tiago da

Rocha, com os quais vivi diariamente durante o meu percurso académico, agradeço a

amizade, apoio e todos os momentos de diversão e alegria que vivemos.

A todos, o meu MUITO OBRIGADO!

ix

Índice

Resumo ............................................................................................ iii

Abstract ............................................................................................. v

Agradecimentos .................................................................................. vii

Índice ............................................................................................... ix

Lista de figuras ................................................................................... xi

Lista de tabelas ................................................................................. xix

Abreviaturas ..................................................................................... xxi

Capítulo 1 .......................................................................................... 1

Introdução ......................................................................................................... 1 1.1 - Motivação ............................................................................................... 1 1.2 - Objectivo do trabalho ................................................................................. 2 1.3 - Estrutura da dissertação .............................................................................. 2

Capítulo 2 .......................................................................................... 5

Estado da Arte .................................................................................................... 5 2.1 - Energias Renováveis ................................................................................... 5 2.2 - Redes Isoladas - Problemas de Segurança Dinâmica Provocadas pela Produção

Eólica................................................................................................... 29 2.3 - Conclusões ............................................................................................ 31

Capítulo 3 ......................................................................................... 33

Modelos Matemáticos ......................................................................................... 33 3.1 - Introdução ............................................................................................. 33 3.2 - Máquina Diesel e Regulador de Velocidade ..................................................... 33 3.3 - Máquina Síncrona .................................................................................... 35 3.4 - Sistemas de Conversão de Energia Eólica ....................................................... 41 3.5 - Volante de Inércia ................................................................................... 58 3.6 - Conclusões ............................................................................................ 64

Capítulo 4 ......................................................................................... 65

Rede Eléctrica da Ilha de São Miguel ....................................................................... 65 4.1 - Introdução ............................................................................................. 65 4.2 - Sistema Electroprodutor ............................................................................ 65

x

4.3 - Cenário Actual ........................................................................................ 69 4.4 - Cenário Futuro ........................................................................................ 72 4.5 - Conclusões ............................................................................................. 75

Capítulo 5 ......................................................................................... 77

Desenvolvimento da Plataforma de Simulação Dinâmica em Ambiente Matlab/Simulink ........ 77 5.1 - Introdução ............................................................................................. 77 5.2 - Central Térmica do Caldeirão ...................................................................... 77 5.3 - Centrais Geotérmicas ................................................................................ 83 5.4 - Parque Eólico dos Graminhais ...................................................................... 84 5.5 - Volante de Inércia .................................................................................... 87 5.6 - Aspecto Geral da Rede Eléctrica da Ilha de São Miguel em Matlab/Simulink ............. 90 5.7 - Conclusões ............................................................................................. 91

Capítulo 6 ......................................................................................... 93

Capacidade de Integração de Potência Eólica na Rede Eléctrica da Ilha de São Miguel ........... 93 6.1 - Introdução ............................................................................................. 93 6.2 - Validação das condições de operação em regime permanente .............................. 94 6.3 - Despachos em análise ............................................................................... 96 6.4 - Estudo de Estabilidade Transitória ................................................................ 99 6.5 - Parque Eólico com Dez Aerogeradores ......................................................... 101 6.6 - Parque Eólico com Dezasseis Aerogeradores .................................................. 127 6.7 - Parque Eólico com Dezasseis Aerogeradores equipados com FRT (Fault-Ride

Through) ............................................................................................. 144 6.8 - Conclusões ........................................................................................... 165

Capítulo 7 ....................................................................................... 169

Conclusões e Trabalhos Futuros ........................................................................... 169 7.1 - Conclusões ........................................................................................... 169 7.2 - Trabalhos Futuros .................................................................................. 170

Referências .................................................................................................... 171

xi

Lista de figuras

Figura 2.1 - Emissões de gases de efeito de estufa (kg CO2 equivalente – adaptado de [4]). ... 5

Figura 2.2 – Mix das fontes de energia nos Açores, de Fevereiro de 2009 a Janeiro de 2010 [EDA]. .................................................................................................... 7

Figura 2.3 - Utilização dos fluidos geotérmicos (derivado do quadro de Lindal, 1973 - adaptado de [4]). ...................................................................................... 8

Figura 2.4 - Reservatório Geotérmico [8]. ............................................................... 9

Figura 2.5 - Diagrama esquemático de uma central geotérmica do tipo Dry Steam (adaptado de [8]). .................................................................................... 10

Figura 2.6 – Diagrama esquemático de uma central do tipo Single Flash Steam com condensador [8]. ...................................................................................... 11

Figura 2.7 - Diagrama esquemático de uma central do tipo Double Flash Steam com condensador [8]. ...................................................................................... 12

Figura 2.8 - Diagrama esquemático de uma central do tipo Binary Cycle usando o ciclo de Rankine [8]. ............................................................................................ 13

Figura 2.9 - Evolução da capacidade geradora de base geotérmica no mundo, em 2010 [IGA]. .................................................................................................... 14

Figura 2.10 - Potencial geotérmico e potências instaladas no mundo [13]. ....................... 15

Figura 2.11 - Evolução da produção geotérmica em São Miguel, Açores (adaptado de [4]). ... 16

Figura 2.12 - Relação entre o diâmetro típico do rotor e a potência nominal da turbina [15]. ..................................................................................................... 18

Figura 2.13 - Representação esquemática de uma turbina eólica de eixo horizontal e vertical. ................................................................................................. 19

Figura 2.14 - Esquema simplificado do sistema de conversão de velocidade constante (adaptado de [18]). ................................................................................... 20

Figura 2.15 - Esquema simplificado do sistema de conversão de velocidade variável limitada (adaptado de [18]). ........................................................................ 22

Figura 2.16 – Esquema simplificado do sistema de conversão de velocidade variável com conversor parcial (adaptado de [18]). ............................................................. 23

xii

Figura 2.17 - Esquema simplificado do sistema de conversão de velocidade variável com conversor integral (adaptado de [18]). ........................................................... 24

Figura 2.18 - Evolução da capacidade geradora de base eólica na Europa e no mundo [INEGI]. ................................................................................................. 25

Figura 2.19 - Ranking de potência instalada e de novos parques eólicos no ano de 2010 [19]. ..................................................................................................... 26

Figura 2.20 - Contribuição, por país, para a nova capacidade eólica instalada na Europa em 2010 [INEGI]. ...................................................................................... 27

Figura 3.1 - Modelo simplificado do regulador de velocidade e da máquina primária diesel. .................................................................................................. 34

Figura 3.2 – Máquina síncrona com rotor de pólos salientes (esquerda) e com rotor cilíndrico (direita), ambas com 1 par de pólos [1]. ............................................. 36

Figura 3.3 – Modelo eléctrico equivalente da máquina síncrona no sistema de eixos d-q [26]. ..................................................................................................... 37

Figura 3.4 – Modelo do regulador de tensão/excitação............................................... 39

Figura 3.5 - Modelo da máquina síncrona implementado. ........................................... 40

Figura 3.6 - Curva tensão-tempo da capacidade exigida às instalações de produção eólicas para suportarem cavas de tensão, em Portugal [29]. .......................................... 42

Figura 3.7 - Curva de fornecimento de corrente reactiva pelas instalações de produção eólicas durante cavas de tensão, em Portugal [29]. ........................................... 43

Figura 3.8 - Modelo eléctrico equivalente da máquina assíncrona no sistema de eixos d-q [26]. ..................................................................................................... 45

Figura 3.9 - Modelo da máquina assíncrona implementado. ......................................... 47

Figura 3.10 - Modelo da turbina eólica. ................................................................. 47

Figura 3.11 - Característica da turbina eólica.......................................................... 48

Figura 3.12 - Controlo do conversor do lado do gerador [17]. ...................................... 50

Figura 3.13 - Controlo do conversor do lado da rede [17]. .......................................... 52

Figura 3.14 - Funcionalidade de controlo da tensão no barramento DC para a sobrevivência a cavas de tensão [17]. ............................................................ 53

Figura 3.15 - Diagrama das correntes [17]. ............................................................. 54

Figura 3.16 - Esquema de controlo da corrente activa [17]. ........................................ 54

Figura 3.17 - Esquema de controlo da corrente reactiva [17]. ...................................... 55

Figura 3.18 – Exemplo medido em Zero Power Mode, durante uma cava de tensão [30]. ..... 57

Figura 3.19 - Modelo da capacidade de sobrevivência a cavas de tensão implementado. ..... 58

Figura 3.20 - Esquema simplificado de um volante de inércia [32]. ............................... 59

xiii

Figura 3.21 - Esquema de um volante de inércia da Beacon Power. ............................... 60

Figura 3.22 - Característica de funcionamento do volante de inércia implementado. .......... 61

Figura 3.23 - Modelo do volante de inércia implementado. ......................................... 63

Figura 4.1 - Ilha de São Miguel – Açores (adaptado de [6]). .......................................... 66

Figura 4.2 - Esquema unifilar da Rede de Transporte AT/MT da ilha de São Miguel [6]. ....... 66

Figura 4.3 - Esquema unifilar da Central Térmica do Caldeirão [6]. ............................... 67

Figura 4.4 - Esquema unifilar da Central Geotérmica da Ribeira Grande [6]. .................... 68

Figura 4.5 - Esquema unifilar da Central Geotérmica do Pico Vermelho [6]. ..................... 68

Figura 4.6 - Diagramas de carga característicos da ilha de São Miguel, em 2009 [6]. ........... 69

Figura 4.7 - Diagramas de carga característicos da ilha de São Miguel, em 2010 [36]. ......... 70

Figura 4.8 - Enquadramento geográfico do Parque Eólico dos Graminhais na ilha de São Miguel [38].............................................................................................. 72

Figura 4.9 - Esquema unifilar da Rede de Transporte AT/MT da ilha de São Miguel, em 2015 (adaptado de [6]). .............................................................................. 73

Figura 5.1 – Modelo de um grupo gerador da Central Térmica do Caldeirão. ..................... 78

Figura 5.2 - Parâmetros da máquina diesel e regulador de velocidade. ........................... 79

Figura 5.3 - Parâmetros usados na configuração de uma máquina síncrona. ..................... 80

Figura 5.4 - Parâmetros utilizados no regulador de tensão/excitação. ............................ 82

Figura 5.5 - Modelo de uma central geotérmica - Central Geotérmica da Ribeira Grande neste caso. ............................................................................................. 84

Figura 5.6 - Modelo do Parque Eólico. ................................................................... 84

Figura 5.7 - Parâmetros usados na configuração da máquina assíncrona. ......................... 85

Figura 5.8 - Modelo do parque eólico equipado com máquina síncrona de velocidade variável e com capacidade de sobrevivência a cavas de tensão implementado. .......... 87

Figura 5.9 - Parâmetros usados na configuração do volante de inércia. ........................... 88

Figura 5.10 - Rede eléctrica da ilha de São Miguel em ambiente Matlab/Simulink. ............ 90

Figura 6.1 - Diagrama representativo das tensões nos barramentos e do fluxo de potências na rede de transporte, sem parque eólico. ...................................................... 95

Figura 6.2 - Diagrama representativo das tensões nos barramentos e do fluxo de potências na rede de transporte, com parque eólico constituído por 10 aerogeradores. ............ 95

Figura 6.3 - Diagrama representativo das tensões nos barramentos e do fluxo de potências na rede de transporte, com parque eólico constituído por 16 aerogeradores. ............ 96

Figura 6.4 - Esquema unifilar simplificado da Rede de Transporte AT/MT da ilha de São Miguel, em 2015 (adaptado de [6]). ............................................................... 99

xiv

Figura 6.5 – Variação da velocidade do vento. ........................................................ 100

Figura 6.6 - Frequência da rede. ........................................................................ 101

Figura 6.7 - Potência activa injectada na rede por cada central. ................................. 102

Figura 6.8 - Potência reactiva injectada na rede por cada central. .............................. 103

Figura 6.9 - Tensão aos terminais da CTCL e do PEGR. .............................................. 103

Figura 6.10 - Frequência da rede. ....................................................................... 104

Figura 6.11 - Potência activa injectada na rede por cada central. ............................... 105

Figura 6.12 - Potência reactiva injectada na rede por cada central. ............................. 105

Figura 6.13 - Tensão aos terminais da CTCL e do PEGR. ............................................ 106





Figura 6.18 - Frequência da rede com e sem volante de inércia. ................................. 109

















xv


Figura 6.36 - Potência reactiva injectada na rede por cada central. ............................ 122

Figura 6.37 - Tensão aos terminais da CTCL e do PEGR............................................. 123

Figura 6.38 - Frequência da rede. ...................................................................... 123




Figura 6.42 - Tensão aos terminais da CTCL. ......................................................... 126

Figura 6.43 - Tensão aos terminais do PEGR. ......................................................... 127






















xvi




Figura 6.68 – Influência do tempo de recuperação da potência activa (fornecida pelos aerogeradores) na frequência. .................................................................... 145













Figura 6.81 - Perfis de tensão (PEGR e CTCL) durante o defeito, com e sem injecção de corrente reactiva durante o mesmo. ............................................................. 154

Figura 6.82 - Frequência da rede com volantes de inércia de várias potências. ............... 156












xvii


xix

Lista de tabelas

Tabela 4.1 - Distribuição da carga nos cenários de ponta (máxima) e de vazio (mínimo). ..... 71

Tabela 4.2 - Distribuição da produção nos cenários de ponta (máxima) e de vazio (mínimo). ............................................................................................... 71

Tabela 4.3 - Distribuição da carga futura (2015) nos cenários de ponta (máxima) e de vazio (mínimo). ........................................................................................ 74

Tabela 4.4 - Distribuição da produção nos cenários de ponta (máxima) e de vazio (mínimo), em 2015. ................................................................................... 74

Tabela 4.5 - Distribuição da produção nos cenários de ponta (máxima) e de vazio (mínimo), em 2015. ................................................................................... 74

Tabela 6.1 - Limites de produção das máquinas da CTCL. ........................................... 97

Tabela 6.2 - Potência produzida e reserva disponível em cada despacho para o parque com 10 aerogeradores. ............................................................................... 97

Tabela 6.3 - Potência produzida e reserva disponível em cada despacho para o parque com 16 aerogeradores. ............................................................................... 98

xxi

Abreviaturas

Lista de abreviaturas

CGPV Central Geotérmica do Pico Vermelho

CGRG Central Geotérmica da Ribeira Grande

CTCL Central Térmica do Caldeirão

DC Direct Current

EDA Electricidade dos Açores

FRT Fault Ride Through

IGA International Geothermal Association

INEGI Instituto de Engenharia Mecânica e Gestão Industrial

PEGR Parque Eólico dos Graminhais

SEAE Subestação do Aeroporto

SECL Subestação do Caldeirão

SEFO Subestação de Foros

SELC Subestação da Lagoa do Congro

SELG Subestação da Lagoa

SEMF Subestação de Milhafres

SEPD Subestação de Ponta Delgada

SESC Subestação das Sete Cidades

SESR Subestação de S. Roque

SEVF Subestação de Vila Franca

ZPM Zero Power Mode

1

Capítulo 1

Introdução

1.1 - Motivação

Actualmente, devido à preocupação com a escassez dos combustíveis fósseis e com os

impactos ambientais em consequência da sua utilização, inclusive na produção de

electricidade, tem-se assistido a uma mudança de paradigma que visa a produção de energia

eléctrica a partir de fontes de energia renováveis. Outro aspecto que converge para o uso das

energias renováveis é a necessidade de assegurar a diversidade e segurança no fornecimento

de energia.

Do conjunto de energias renováveis, a energia eólica é a tecnologia que apresenta um

crescimento mais rápido na produção de electricidade [1], por ser das que oferece maior

maturidade tecnológica. Este tipo de tecnologia tem particular interesse em ilhas, primeiro,

porque estes locais dispõem de um elevado potencial eólico e, segundo, porque contribui

para minimizar os custos de produção (baseada essencialmente em unidades diesel) e

diminuir a dependência energética [2]. Contudo, a integração e exploração deste tipo de

energia em redes isoladas apresenta algumas particularidades.

A intermitência do vento, bem como velocidades de vento muito elevadas, podem

conduzir à súbita perda de produção de energia eólica, causando variações de frequência

elevadas, o que pode levar a situações de instabilidade dinâmica. Assim, é necessário fazer

uma avaliação prévia do impacto resultante da integração deste tipo de energia, juntamente

com a identificação dos limites de integração. A ocorrência de curto-circuitos,

nomeadamente na vizinhança do parque eólico, pode levar ao disparo das protecções de

mínimo de tensão podendo, desta forma, perder-se a capacidade de produção, causando um

desequilíbrio entre a produção e o consumo. Daqui resulta, também, a oscilação da

frequência que pode levar, inclusive, ao colapso do sistema. Torna-se, assim, necessário

estudar soluções para garantir a estabilidade transitória da rede e, assim, contribuir para a

robustez de exploração da mesma. Essas soluções passam pela instalação de dispositivos de

2 Introdução

armazenamento de energia do tipo volante de inércia, bem como de aerogeradores dotados

de funcionalidades que lhes permitam fornecer serviços de sistema, nomeadamente, com

capacidade de sobrevivência a cavas de tensão (“Fault-Ride Through – FRT”).

Considerando como caso de estudo a rede eléctrica da ilha de São Miguel – Açores, bem

como os respectivos planos de instalação de potência eólica sobre este sistema, procedeu-se

então à avaliação dos impactos resultantes da integração dessa produção, bem como à

identificação de medidas complementares que permitam garantir a segurança de operação da

rede. Para os estudos referidos é necessário implementar uma plataforma de simulação que

permita aferir o comportamento dinâmico da rede em diversas condições de operação. Para

tal, procedeu-se à modelização do sistema de geração e transporte da ilha em

Matlab/Simulink com recurso à biblioteca SimPowerSystems.

1.2 - Objectivo do trabalho

O principal objectivo deste trabalho consiste em aferir o impacto e os limites de

integração de potência eólica numa rede eléctrica isolada, mais concretamente na ilha de

São Miguel – Açores. Para tal torna-se necessário definir os seguintes objectivos intermédios:

Estudo dos problemas de comportamento dinâmico de redes isoladas em função

da integração em larga escala de recursos renováveis, nomeadamente o eólico.

Modelização e implementação da rede eléctrica da ilha de São Miguel em

ambiente Matlab/Simulink, para efeitos de estudos de comportamento dinâmico.

Definição dos cenários de estudo e das perturbações a analisar.

Analisar o comportamento da frequência da rede na presença das referidas

perturbações.

Face aos estudos dinâmicos efectuados, avaliar a necessidade de instalação de

volantes de inércia e de aerogeradores com capacidade de sobrevivência a cavas

de tensão, em prol da estabilidade transitória da rede.

1.3 - Estrutura da dissertação

Esta dissertação compreende seis capítulos para além deste, cujos conteúdos se

descrevem sumariamente de seguida.

No Capítulo 2 é feita uma contextualização das energias renováveis presentes na rede

isolada de São Miguel, dando-se especial relevo à energia eólica e aos problemas que esta

pode causar na exploração de redes isoladas.

No Capítulo 3 são apresentados os modelos de simulação dinâmica dos diversos

componentes da rede eléctrica da ilha de São Miguel. Aqui, a modelização dos mesmos é

descrita, sendo eles: máquinas síncronas, reguladores de tensão e velocidade, bem como as

turbinas eólicas acopladas às máquinas assíncronas. Também o modelo da flywheel e do

Estrutura da dissertação 3

parque eólico com capacidade de sobrevivência a cavas de tensão, desenvolvidos, são aqui

descritos.

De seguida, no Capítulo 4, é feita a caracterização da rede eléctrica da ilha de São

Miguel.

No Quinto Capítulo é ilustrada a implementação dos modelos de simulação, descritos no

Capítulo 3, em ambiente Matlab/Simulink.

Pretende-se no Capítulo 6 avaliar o impacto e a capacidade de integração de potência

eólica na rede eléctrica de São Miguel. Para tal são consideradas dois tipos de perturbações:

variação brusca do vento e curto-circuito na proximidade do parque.

Por fim, no Capítulo 7, são apresentadas as principais conclusões inerentes ao presente

trabalho, bem como alguns trabalhos passíveis de desenvolvimento futuro.

5

Capítulo 2

Estado da Arte

2.1 - Energias Renováveis

A energia eléctrica é a base do desenvolvimento económico e social da sociedade

tornando-se, a sua utilização, indispensável. Esta forma de energia pode ser gerada a partir

de diversas fontes, sendo, ainda hoje, os combustíveis fósseis (petróleo, carvão e gás

natural), a fonte primária mais utilizada na maioria das centrais eléctricas de todo o mundo.

Esta situação deve-se à era industrial, que permitiu criar uma civilização de bem-estar e de

criação de riqueza mas também, consumista, energívora e insensível ao ambiente [3].

A queima de combustíveis fósseis é responsável pela emissão de gases com efeito de

estufa, nomeadamente o dióxido de carbono (CO2), devendo-se a maior parte à geração de

energia (eléctrica), a processos industriais e aos transportes. Da actividade agrícola resultam

emissões de metano e outros gases, ao passo que os processos industriais também emitem

produtos químicos artificiais, chamados de halocarbonos (CFC’s, HFC’s, PFC’s) [Figura 2.1].

Figura 2.1 - Emissões de gases de efeito de estufa (kg CO2 equivalente – adaptado de [4]).

6 Estado da Arte

As emissões de gases com efeito de estufa (maiores nos países desenvolvidos), resultantes

das variadas actividades humanas, aumentam a capacidade da atmosfera para absorver

radiação infravermelha, contribuindo, desta forma, para o badalado “Aquecimento Global” e

provocando fortes impactos nos ecossistemas, na saúde humana, nas actividades económicas

e na qualidade da água [4].

A dependência da energia eléctrica foi crescendo exponencialmente ao longo das décadas

e, actualmente, é quase impossível imaginar como seria a vida sem este tipo de energia. Após

dois séculos de consumo desmedido de energia, sem consciência das suas consequências

ambientais e da escassez dos recursos primários (combustíveis fósseis), as últimas duas

décadas do século XX começaram a revelar diferentes condutas de consciencialização das

pessoas, no que se refere aos danos irreversíveis que o planeta estava a sofrer. A abordagem

desta problemática é enquadrada no âmbito da Convenção Quadro das Nações Unidas para as

Alterações Climáticas (CQNUAC) e no Protocolo de Quioto (1997), dela decorrente. Daqui

resulta um maior estreitamento das políticas energética e ambiental, no que diz respeito à

limitação das emissões de gases com efeito de estufa. Desta forma, o sector energético, e em

particular o sector eléctrico, têm sofrido profundas alterações, das quais se destaca a defesa

do ambiente.

Nesse sentido, não chega consumir energia de forma moderada; é necessário fazê-lo de

forma racional. Portanto, e devido à necessidade de responder aos desafios criados pelas

alterações climáticas, de reduzir a dependência e o uso de combustíveis fósseis e de

assegurar uma diversidade e segurança no abastecimento energético, ressurgiu o interesse

pelas energias renováveis.

As energias renováveis, para além de benefícios ambientais (limpas e inesgotáveis), têm

também benefícios económicos, ao diminuir o saldo importador de combustíveis fósseis de um

país que não os possui, como é o caso de Portugal. Apesar de pobre em recursos fósseis,

Portugal é um país rico em recursos renováveis, tendo sol, vento, água, biomassa e mesmo

geotermia. Assim, a equação é simples: substituem-se custos de funcionamento e poluição

(queima de combustíveis importados) por custos de investimento, geradores de emprego,

mais-valia e investigação científica e tecnológica. A recente Directiva Europeia de Dezembro

de 2008, que fixa em 20% a percentagem da energia de origem renovável no balanço global

energético da União Europeia (UE), veio abrir um mundo novo de oportunidades e desafios de

que Portugal muito pode aproveitar [4]. Para além desta medida, a referida Directiva visa

também, a redução da emissão de gases com efeito de estufa e o aumento da eficiência

energética, ambas, em 20%, até 2020; é o chamado “Pacote 20-20-20 da UE”.

Para além destas medidas, o Governo Português criou, entre outras, a Estratégia Nacional

para a Energia 2020 (ENE2020) cujo objectivo é colocar Portugal na vanguarda Europeia em

matéria de energias renováveis [5]. Esta estratégia promove a competitividade, o

Energias Renováveis 7

crescimento e a independência energética e financeira do país, gerando benefícios para a

sociedade.

A produção de energia eléctrica a partir de fontes de origem renovável tem especial

interesse em sistemas isolados cuja produção é quase na totalidade a partir de combustíveis

fósseis. Tradicionalmente, a fonte de mais fácil acesso é o petróleo, com todos os impactos

negativos no ambiente, além da exposição derivada das flutuações do mercado, ao nível do

preço e da escassez. Torna-se, assim, imperioso intensificar o aproveitamento das energias

renováveis que, pelo seu carácter endógeno, contrariam as dificuldades enunciadas [4].

Figura 2.2 – Mix das fontes de energia nos Açores, de Fevereiro de 2009 a Janeiro de 2010 [EDA].

Os Açores não são excepção [Figura 2.2]. Trata-se de uma região fortemente dependente

dos derivados do petróleo mas que dispõe de abundantes recursos renováveis, como a energia

eólica, hídrica e geotérmica. A energia geotérmica, entre as renováveis, é aquela que

apresenta um maior potencial, em consequência do processo de formação do arquipélago e

da sua localização junto da Crista Médio Atlântica, na confluência de três placas tectónicas,

que proporciona uma intensa actividade vulcânica [4]. Contudo, este tipo de energia

renovável (geotérmica) é explorado unicamente em S. Miguel [6]. Esta ilha, tema central

desta dissertação, para além da exploração geotérmica tem também 7 centrais hídricas (com

uma potência total instalada de aproximadamente 5 MW [6]), que quase não têm expressão

face à produção total de electricidade. Espera-se que em finais de 2011 entre em

funcionamento um parque eólico – Parque Eólico dos Graminhais - com uma potência inicial

instalada de 9 MW [7].

2.1.1 - Energia Geotérmica

A geotermia consiste no aproveitamento energético do calor proveniente do interior da

Terra, que no seu processo de arrefecimento se dissipa em vários pontos da superfície

terrestre. Porém, existem regiões onde a libertação deste calor é mais intensa, normalmente

8 Estado da Arte

coincidentes com zonas activas das fronteiras das placas tectónicas do globo, em que o seu

aproveitamento é mais fácil e economicamente mais viável, devido à relativamente baixa

profundidade onde pode ser encontrado e captado.

O geofluido captado pode ser classificado, quanto à temperatura, em baixa entalpia

quando é inferior ao limite – entre 100 e 150ºC – e em alta entalpia quando é superior ao

mesmo. Ele pode ser aproveitado para diferentes aplicações, sendo os recursos de alta

entalpia usados para a produção de electricidade (uso melhor remunerado) e os de baixa

entalpia em diversas aplicações de usos directos, como por exemplo, para aquecimento de

estufas, para secagem de frutos e vegetais, em aquacultura, no aquecimento ambiente e em

balneoterapia, entre outros [Figura 2.3].

Figura 2.3 - Utilização dos fluidos geotérmicos (derivado do quadro de Lindal, 1973 - adaptado de [4]).

No caso de Portugal Continental, como só há fluidos de baixas entalpias, o quadro de

Lindal tem apenas aplicação a partir de temperaturas inferiores a 75ºC, pois é a temperatura

máxima registada nas Caldas de Chaves (Termas).

Para se captarem fluidos geotérmicos (água e/ou vapor geotérmico) é necessário

identificar um reservatório geotérmico. Este é formado por uma fonte de calor que poderá

ser um corpo magmático (magma) ou rochas quentes (bedrock), por um fluido transportador

de calor, como a água, dispondo de adequada recarga face à extracção, por uma sequência

de rochas permeáveis, que constitui o reservatório (reservoir), e por uma formação geológica

impermeável e isolante de cobertura, que concentra e isola toda a energia contida no

reservatório (caprock) [Figura 2.4].


Figura 2.4 - Reservatório Geotérmico [8].

Uma vez identificado um reservatório geotérmico, executam-se poços com profundidade

adequada (podendo atingir vários km) para interceptarem as formações geológicas que

contêm o aquífero geotérmico, onde existem água e/ou vapor geotérmico a elevada pressão e

temperatura. Estes geofluidos, depois de captados, são conduzidos para a superfície onde o

seu calor é aproveitado em centrais geotérmicas para, tal como foi já referido, a produção de

electricidade, ou a utilização directa em processos industriais ou domésticos.

No caso da produção de electricidade são, geralmente, usadas três tecnologias (aquosas):

dry steam, flash steam e binary cycle [9]. Os dois primeiros pertencem ao grupo dos sistemas

abertos, enquanto o terceiro pertence ao dos sistemas fechados [8]. O tipo de tecnologia

usado depende das características do recurso geotérmico, nomeadamente, estado do fluido

(vapor ou água) e a sua temperatura.

a) Dry Steam: as centrais geotérmicas com esta tecnologia foram as primeiras a serem

construídas. Nestas, o vapor seco extraído do reservatório, vai directamente para a

turbina, onde é expandido, accionando o gerador, convencionalmente um

turbogerador [4, 10]. Uma vez que as zonas de vapor seco são raras (exigem

temperaturas superiores a 260ºC), uma separação do vapor extraído, para retirar

qualquer partícula de água, pode ser necessária. Após a expansão do vapor na

turbina, este é condensado e injectado novamente no subsolo (reservatório) [11]

[Figura 2.5].

10 Estado da Arte

Figura 2.5 - Diagrama esquemático de uma central geotérmica do tipo Dry Steam (adaptado de [8]).

b) Flash Steam: após captado, o fluido geotérmico (a temperaturas superiores a 180ºC)

entra no separador (flash vessel), que se encontra a uma pressão inferior à do

reservatório geotérmico; por esse motivo, parte do fluido é convertido (ou “flash”)

em vapor. Neste separador, o vapor é separado da parte líquida (injectada

novamente no subsolo) e é transportado para a turbina, onde é expandido,

accionando o gerador [11].

Este tipo de central pode, ou não, ser dotado de um condensador; em caso

afirmativo, a água condensada é injectada novamente no subsolo [Figura 2.6]; no

caso de não haver um condensador, o vapor, após expandido na turbina, e pela sua

pressão ser reduzida à pressão atmosférica, é libertado para a atmosfera através de

um difusor.


Figura 2.6 – Diagrama esquemático de uma central do tipo Single Flash Steam com condensador [8].

Este tipo de tecnologia (single flash steam), é frequentemente caracterizado pelo

inconveniente de produzir precipitações sólidas durante a separação do fluido. Tais

precipitações permanecem como revestimentos sobre o equipamento, tendo um

efeito negativo na segurança, obrigando à sua remoção.

Tal como foi mencionado, após a separação do fluido no separador, a parte líquida

(parte importante da energia do fluido geotérmico original) é injectada novamente

no subsolo, não sendo usada para fins energéticos. Desta forma, a razão de utilização

de todo o sistema é relativamente baixa. Esta desvantagem pode ser remediada

adicionando outro separador [Figura 2.7], apesar de tornar o sistema mais caro por

possuir mais componentes.

12 Estado da Arte

Figura 2.7 - Diagrama esquemático de uma central do tipo Double Flash Steam com condensador [8].

Neste tipo de central, double flash steam, a pressão da água em ebulição, drenada

do primeiro separador, é reduzida uma segunda vez e o vapor gerado é novamente

separado, agora no segundo separador (flash vessel 2). Seguidamente, o vapor

separado é expandido noutra turbina (baixa pressão), podendo também ser usado

numa parte complementar de baixa pressão da turbina de alta pressão [8].

Este tipo de sistema, apesar de mais caro, tem vantagens face ao sistema binário

(Binary Cycle), nomeadamente, baixo custo de operação e de manutenção.

c) Binary Cycle: aqui, o fluido geotérmico (normalmente, água quente, entre 107 e

180ºC) nunca entra em contacto com a turbina; a energia deste é transferida para um

segundo fluido (“binary”, portanto) - fluido de trabalho, através de um permutador

de calor (evaporator). O calor do fluido geotérmico faz com que o fluido de trabalho,

que tem um ponto de ebulição mais baixo, se transforme em vapor. Este expandirá na

turbina que accionará o gerador [9, 11]. Seguidamente, esse vapor é descarregado no

condensador; é o final do ciclo [Figura 2.8].

Neste sistema é utilizado um segundo fluido pelo facto de o geofluido não ser quente

o suficiente, ou por este ter uma pressão demasiado baixa, não podendo desta forma

serem utilizadas as tecnologias anteriores. Além disso, a utilização de um segundo

fluido evita os “danos” provocados pelas propriedades químicas desfavoráveis do

geofluido (como minerais, por exemplo) [8].


Assim, são usados ciclos termodinâmicos, utilizando-se normalmente o ciclo de

Rankine, ou o ciclo de Kalina. A principal diferença entre estes ciclos é o fluido de

trabalho: o ciclo de Rankine utiliza um fluido orgânico (normal-pentano1), enquanto o

ciclo de Kalina utiliza uma mistura de água e amónia, tendo maior eficiência

termodinâmica que o primeiro [8].

Figura 2.8 - Diagrama esquemático de uma central do tipo Binary Cycle usando o ciclo de Rankine [8].

Tal como foi referido, trata-se de um sistema fechado, pelo facto de o fluido de

trabalho se encontrar num circuito fechado e, por esse motivo, não há emissões para

a atmosfera. As únicas emissões verificadas devem-se ao sistema de refrigeração, e

são apenas vapor de água.

Para além dos referidos sistemas, abertos e fechados, há também os sistemas

combinados, que basicamente são sistemas que conciliam as várias tecnologias com o

objectivo de aumentar a eficiência. Por exemplo, o líquido separado no single flash steam

pode ser utilizado no permutador de calor do binary cycle [8].

1 O pentano é um hidrocarboneto com cinco átomos de carbono e doze de hidrogénio, cuja fórmula química é C5H12.

14 Estado da Arte

É também possível produzir energia eléctrica a partir da chamada tecnologia de rocha

quente (hot rock technology). Este tipo de energia geotérmica pode ter origem em três

fontes (não aquosas):

Magma (rocha líquida);

Rocha quente e seca, aquecida pelo magma que se encontra abaixo desta;

Reservatórios de rocha quente, que contêm rocha aquecida por zonas próximas

que abarcam magma ou vapor.

Para extrair esta energia geotérmica, fazem-se poços até se atingir as formações que

contêm o calor, as chamadas rochas cristalinas, que se encontram a sensivelmente 5 km da

crosta terrestre. A central geotérmica bombeia água para o interior de um dos poços,

chamado poço de injecção, que, ao descer, aquece e passa da forma líquida a vapor. Este,

depois, é utilizado para accionar turbinas que movem os geradores [9, 12].

Apesar da energia que é possível extrair do magma e das rochas quentes ser “barata”,

limpa e quase ilimitada, ainda são necessários desenvolvimentos na tecnologia para o efeito.

Entretanto, e uma vez que os recursos geotérmicos de temperatura moderada são de longe os

mais abundantes, as centrais geotérmicas do tipo Binary Cycle serão as mais comuns [9].

A produção de energia eléctrica a partir de fontes geotérmicas tem crescido ao longo dos

anos, como se pode comprovar pela Figura 2.9.

Figura 2.9 - Evolução da capacidade geradora de base geotérmica no mundo, em 2010 [IGA].

O potencial geotérmico mundial é apresentado na Figura 2.10, em que as áreas com

maior potencial para o uso de energia geotérmica, coincidem com as zonas de convergência

das placas tectónicas, representadas com diferentes tons de vermelho.


Figura 2.10 - Potencial geotérmico e potências instaladas no mundo [13].

Um aproveitamento geotérmico exige um elevado investimento inicial, muito superior às

alternativas térmicas convencionais, pois, além da construção da central, é necessário

executar um parque de poços de produção e de injecção. Contudo, os custos directos de

produção são baixíssimos e a exposição a factores externos é relativamente reduzida. Isto,

aliado às constantes variações do preço do petróleo, começa a tornar a produção de energia,

a partir de recursos geotérmicos, competitiva relativamente às alternativas a partir dos

combustíveis fósseis [4].

O impacto ambiental de um aproveitamento geotérmico é mínimo e com uma área

afectada muito reduzida, quando comparado com as alternativas tradicionais, a partir da

queima dos derivados de petróleo. Para além disso, no processo de transformação de energia

(operação), não são produzidas emissões de CO2 [4].

Outro aspecto que importa realçar é o carácter pouco volátil da energia geotérmica, que

não depende das condições atmosféricas, sendo possível o seu aproveitamento, de forma

contínua e estável, condições que lhe conferem o estatuto de potência garantida, adequada

para trabalhar na base do diagrama de carga de um sistema eléctrico.

2.1.1.1 - A Energia Geotérmica nos Açores

Os estudos efectuados até ao presente apontam para que, provavelmente, todas as ilhas

do arquipélago dos Açores possuam recursos geotérmicos com potencial para a produção de

electricidade, à excepção da ilha de Santa Maria, que é, geologicamente, a mais antiga [4].

16 Estado da Arte

A ilha de São Miguel é aquela onde se verifica actualmente um maior potencial, e

subsequentemente aproveitamento da energia geotérmica. Aqui estão instalados dois

aproveitamentos no Campo Geotérmico da Ribeira Grande: a Central Geotérmica da Ribeira

Grande (CGRG), de 1994, e a Central Geotérmica do Pico Vermelho (CGPV), de 2006. Esta

última foi a primeira central do género a ser instalada nos Açores, construída em 1980, como

projecto-piloto de confirmação do potencial geotérmico da zona. Em 2005, foi desactivada

em consequência de estudos desenvolvidos, que consideraram que o grupo gerador estava

obsoleto e apontavam para a sua substituição. Portanto, procedeu-se à remodelação da

referida central e, no final de 2006, entrou em exploração. Ambas as centrais utilizam a

tecnologia baseada num sistema binário (Binary Cycle), segundo o ciclo de Rankine,

perfazendo um total de potência instalada de, aproximadamente, 30 MW.

Figura 2.11 - Evolução da produção geotérmica em São Miguel, Açores (adaptado de [4]).

Relativamente à CGRG, entrou em exploração, dia 1 de Julho de 2010, um novo poço

geotérmico (o sexto de produção), com o objectivo de reforçar a capacidade de produção de

fluido geotérmico que abastece a mesma. Este novo poço geotérmico permitirá incrementar a

produção anual da central em cerca de 26 GWh, correspondendo a uma poupança de 6 mil

toneladas de fuel e evitando-se a emissão de mais de 18 mil toneladas de CO2 [7].

Ainda na ilha de S. Miguel, está prevista a execução de três poços (de injecção) no sector

do Pico Vermelho, que aumentarão a capacidade de injecção do fluido no reservatório

geotérmico, visando a expansão da CGPV; e, a execução de três poços (de produção) no

sector das Caldeiras, que proporcionarão a possibilidade da instalação de uma terceira

central geotérmica com uma potência de cerca de 10 MW [4].

Já na ilha Terceira, está em desenvolvimento o “Projecto Geotérmico da Terceira”, que

compreende a execução dos poços (quatro de produção e dois de injecção) e a construção, na

zona central da ilha, de uma central geotérmica de 12 MW. Com a entrada em exploração


desta central, prevista para o final de 2011, estima-se que esta fonte de energia contribua,

no ano seguinte, em 38% na estrutura de produção da ilha [14].

A produção geotérmica, ao nível do arquipélago, representa cerca de 21% na estrutura de

produção de energia eléctrica, contribuindo para uma poupança anual de cerca de 40 mil

toneladas de combustível derivado do petróleo [14]. Além dos ganhos ambientais, a

importância da produção geotérmica revela-se, sobretudo, do ponto de vista estratégico, pois

diminui a dependência energética (externa) do arquipélago, acrescida de uma mais-valia

económica, confirmada pelos custos evitados na importação de derivados do petróleo.

Contudo, o nível de produção de energia eléctrica a partir de recursos geotérmicos, nos

Açores, estará condicionado ao esforço de prospecção desenvolvido na identificação de novos

campos geotérmicos, pela disponibilidade no mercado de sondadores e construtores deste

tipo de centrais, e em sistemas pequenos e isolados [4].

Do exposto, e a avaliar pelos resultados verificados nos Açores e a nível mundial, conclui-

se sobre a importância do aproveitamento dos recursos geotérmicos nas vertentes ambiental

e económica, além da vantagem que induzem ao nível da autonomia energética das regiões

que exploram este recurso, através da segurança de abastecimento e a redução da exposição

à flutuação dos preços dos derivados do petróleo.

2.1.2 - Energia Eólica

A energia eólica é a energia cinética obtida pela deslocação de massas de ar (vento), em

consequência de diferenças de pressão atmosférica, como resultado do aquecimento

diferencial da superfície terrestre.

O aproveitamento da energia eólica pelo Homem remonta à antiguidade. A conversão

desta forma de energia primária em energia mecânica através da utilização dos moinhos de

vento foi utilizada desde muito cedo, na história da humanidade, para substituir a força

humana ou animal na indústria da forjaria e na realização de actividades agrícolas, tais como

a moagem de cereais e a bombagem de água para irrigação dos terrenos.

No entanto, somente no final do século XX, devido à crise internacional de petróleo, é

que a sua utilização para a produção de energia eléctrica, em grande escala em centrais

eólicas, vulgarmente designadas por parques eólicos, teve relevante impulso,

nomeadamente, na Europa e nos Estados Unidos onde surgiram tecnologias inovadoras e

novos materiais.

O enorme desenvolvimento tecnológico, que passou a ser liderado pela indústria do sector

estimulada por mecanismos institucionais de incentivo, juntamente com o crescimento da

produção em massa tornou possível o desenvolvimento de técnicas de construção de

aerogeradores cada vez mais robustos, permitindo o aumento da sua potência nominal

unitária. A Figura 2.12 ilustra a tendência crescente do aumento da potência nominal da

turbina, relacionando-a com o diâmetro típico do rotor [15].

18 Estado da Arte

Figura 2.12 - Relação entre o diâmetro típico do rotor e a potência nominal da turbina [15].

A indústria eólica tornou-se, assim, num negócio internacional em franco crescimento e

com impactos sócio-económicos comparáveis à indústria automóvel. O desenvolvimento da

energia eólica tem um elevado potencial na criação de postos de trabalho qualificados, no

desenvolvimento tecnológico e na criação de riqueza [4].

As turbinas eólicas, habitualmente designadas de aerogeradores, são responsáveis pela

conversão da energia cinética do vento em energia eléctrica. A energia cinética do vento é

captada e convertida pelas pás do rotor em energia mecânica que, accionando o gerador

eléctrico (acoplado ao rotor), a converte em electricidade.

Os aerogeradores sofreram um elevado desenvolvimento tecnológico durante os últimos

20 anos. De acordo com o posicionamento do seu rotor, as turbinas eólicas podem ser

divididas em dois tipos: turbina de eixo horizontal e turbina de eixo vertical [Figura 2.13]. As

turbinas de eixo vertical são insensíveis à direcção do vento, dispensando o mecanismo de

orientação direccional; não necessitam de controlar o seu ângulo de ataque; e têm o seu

equipamento de conversão da energia mecânica junto ao solo, facilitando a sua manutenção.

No entanto, esta turbina não tem capacidade de auto-arranque, necessitando de auxílio para

o efeito (por motores); necessita de espias de suporte; as pás são submetidas a forças

alternadas, causando fadiga mecânica; e, as velocidades de vento junto à base são muito

baixas, traduzindo-se numa menor eficiência. Assim, para aplicações de pequena escala, as

turbinas de eixo vertical podem ser uma alternativa [16].


Figura 2.13 - Representação esquemática de uma turbina eólica de eixo horizontal e vertical.

Contudo, o desenvolvimento tecnológico das grandes turbinas eólicas convergiu para uma

certa uniformização da oferta comercial que, na sua maioria, apresenta turbinas de eixo

horizontal com rotores de três pás colocados a montante da torre (upwind). Todavia, as

opções tecnológicas adoptadas pelos vários fabricantes são muito divergentes. Para além dos

materiais utilizados no fabrico das pás e das torres, estas opções envolvem os seguintes

aspectos principais:

Sistema de controlo da potência mecânica, nomeadamente a regulação do ângulo

de passo (controlo de pitch) e a entrada em perda aerodinâmica (stall);

Existência ou não de caixa de velocidades;

Sistema de conversão da energia mecânica em energia eléctrica.

Relativamente ao sistema de conversão de energia mecânica em energia eléctrica, as

opções adoptadas pelos fabricantes incluem a utilização do gerador assíncrono ligado à rede

de forma directa ou através de um conversor electrónico de potência (AC/DC/AC) e a

utilização do gerador síncrono ligado à rede através de um conversor AC/DC/AC. Dependendo

da opção adoptada, o aerogerador pode ser explorado em regime de velocidade constante ou

em regime de velocidade variável [15].

As interligações destes sistemas de conversão de energia com a rede eléctrica variam

consoante o gerador utilizado e com os sistemas de controlo associados.

2.1.2.1 - Sistemas de velocidade constante

Os sistemas de conversão de velocidade constante possuem turbinas com regulação stall2

equipadas com um gerador de indução com rotor em gaiola de esquilo (ditos convencionais).

2 O controlo stall tira partido do desenho do perfil das pás da turbina, o qual foi concebido para entrar em perda aerodinâmica para velocidades de vento superiores à velocidade nominal. Assim, para os sistemas de velocidade constante, o ângulo de ataque aumenta com o aumento da velocidade do vento e apresenta o valor máximo quando a velocidade do vento atinge o valor nominal [15].

20 Estado da Arte

O gerador encontra-se directamente ligado à rede [Figura 2.14], pelo que a velocidade de

rotação do gerador (superior à velocidade de sincronismo) é imposta pela frequência fixa da

rede tendo em conta o limite de variação do deslizamento (1 a 2%). Devido a este tipo de

acoplamento, qualquer perturbação na rede eléctrica terá reflexo directo no aerogerador. Da

mesma forma, variações de vento serão traduzidas em oscilações mecânicas, e

consequentemente em variações na potência eléctrica injectada na rede, podendo afectar os

padrões de qualidade da energia eléctrica [17].

Figura 2.14 - Esquema simplificado do sistema de conversão de velocidade constante (adaptado de [18]).

Este tipo de aerogerador é dotado de uma caixa de velocidades para transmitir a energia

mecânica, entregue pelo eixo do rotor ao gerador, multiplicando a sua velocidade angular,

fazendo coincidir as velocidades da turbina com as do gerador, as quais se encontram em

intervalos diferentes. Para além disso, pode também ser munido de equipamento destinado a

suavizar o arranque do gerador, limitando a sua corrente de arranque.

Tal como foi mencionado, nesta topologia, o gerador de indução é a opção mais utilizada

pelos fabricantes de aerogeradores, aproveitando-se assim a sua maior simplicidade e

robustez e, consequentemente, menor preço.

Contudo, este gerador tem o inconveniente de consumir potência reactiva, o que exige a

existência de baterias de condensadores, com entrada e saída de serviço automática, para

compensar parte dessa energia. No entanto, esta particularidade pode tornar-se numa

situação crítica especialmente na fase de recuperação que se segue a um curto-circuito.

Nesta situação, a existência de baterias de condensadores contribui pouco para atenuar o

consumo dessa energia reactiva, devido à redução dos níveis de tensão aos terminais da

máquina durante e após o defeito, sendo então a energia requerida pelo aerogerador

praticamente toda proveniente da rede eléctrica [18].


No início da exploração dos sistemas eólicos para produção de electricidade, os

aerogeradores de indução convencionais foram maciçamente explorados tendo em conta o

facto de serem bastante robustos e por apresentarem baixos custos operacionais.

Presentemente, estes têm vindo a ser gradualmente substituídos por aerogeradores com

maiores capacidades de controlo. Devido à importância cada vez maior que a produção eólica

tem vindo a assumir no sector eléctrico mundial, é actualmente exigido a estes sistemas de

conversão um conjunto de funcionalidades de controlo que não é possível assegurar através

de aerogeradores de indução convencionais.

2.1.2.2 - Sistemas de velocidade variável limitada

Na topologia anterior (sistemas de velocidade constante), a frequência do rotor é quase

constante, por o gerador estar directamente ligado à rede eléctrica (frequência fixa). Assim,

existe um único ponto de operação em torno do qual o rendimento de conversão é máximo.

De modo a aumentar a eficiência, o fabricante dinamarquês Vestas desenvolveu o conceito de

sistema de velocidade variável limitada, no qual a turbina eólica com controlo de pitch3 é

equipada com um gerador de indução de rotor bobinado ligado a uma resistência variável,

controlada através de um conversor electrónico de potência de modo a controlar a resistência

total do rotor [Figura 2.15]. Desta forma é possível controlar a potência extraída do rotor e,

por conseguinte, a variação da velocidade do gerador numa gama limitada pelo valor da

resistência adicional (gama de variação reduzida). No entanto, a potência extraída do rotor é

dissipada, sob a forma de calor, na resistência variável [15].

3 O controlo de pitch consiste na rotação das pás da turbina em torno do seu eixo longitudinal fazendo variar o ângulo de passo, alterando o ângulo de ataque. A variação do ângulo de passo funciona como um sistema auxiliar nos processos de arranque e paragem da turbina eólica, permitindo o embalamento do rotor enquanto a velocidade do vento é baixa e a colocação das pás na posição de embandeiramento para velocidades de vento elevadas, dispensando assim o travão aerodinâmico. Quando a turbina entra na zona de potência constante, o pitch actua de modo a que a velocidade de rotação da turbina corresponda à velocidade nominal da máquina, isto é, provocando de forma artificial uma diminuição de binário. Na zona de velocidades de vento inferiores à velocidade nominal o ângulo de passo é mantido no valor zero [15].

22 Estado da Arte

Figura 2.15 - Esquema simplificado do sistema de conversão de velocidade variável limitada (adaptado de [18]).

Tal como na topologia anterior, nesta também são usados uma caixa de velocidades, um

sistema destinado a suavizar o arranque do gerador, bem como baterias de condensadores

para compensação do factor de potência. Aqui, também em virtude do gerador estar

directamente acoplado à rede, qualquer variação de vento é convertida em variações de

potência injectada.

2.1.2.3 - Sistemas de velocidade variável

Nos sistemas de velocidade variável, o gerador é ligado à rede através de um conversor

AC/DC/AC, também designado por conversor de frequência, que efectua o desacoplamento

entre a frequência da rede e a frequência do gerador, possibilitando o controlo da velocidade

de rotação do gerador numa gama de variação mais alargada de modo a aumentar a

eficiência do sistema. Uma outra vantagem prende-se com o facto das variações na

velocidade do vento serem convertidas em variações da frequência do gerador com efeito ao

nível da redução da carga mecânica do sistema e da melhoria da qualidade da energia

produzida [15].

a) Sistema de velocidade variável com conversão parcial: nesta topologia, a turbina com

controlo pitch é equipada com um gerador de indução de rotor bobinado em que o

estator é directamente ligado à rede e o rotor é ligado à rede através de um

conversor AC/DC/AC – gerador de indução duplamente alimentado [Figura 2.16]. O

conceito de gerador de indução duplamente alimentado tem como principal

argumento de popularidade, o facto de operar a velocidade variável recorrendo a

conversores electrónicos com capacidades nominais bastante reduzidas

(aproximadamente 25-30% da potência nominal do gerador) [15].


Figura 2.16 – Esquema simplificado do sistema de conversão de velocidade variável com conversor parcial (adaptado de [18]).

O conversor do lado da rede, estando ligado a esta, opera à sua frequência (50 Hz)

impondo, dessa forma, a frequência de saída do aerogerador e, em simultâneo,

controla a tensão do barramento DC. Todavia, este conversor poderá ser controlado

para fornecer potência reactiva, funcionando como um compensador estático de

potência reactiva (STATCOM). O conversor do lado do gerador funciona a frequência

variável, de acordo com a velocidade do rotor. Este conversor tem a função de

controlar o gerador, através da injecção de correntes controladas no rotor da

máquina, de modo a controlar separadamente a produção de potência activa e

reactiva (dentro de limites técnicos). Actualmente, os conversores estáticos utilizados

são constituídos por IGBTs (Insulated Gate Bipolar Transistor) que possibilitam a troca

bidireccional de potência activa entre o rotor e a rede eléctrica [18].

A principal desvantagem desta topologia diz respeito ao parcial desacoplamento entre

o aerogerador e a rede eléctrica. Devido ao facto de estar ligado directamente a esta

através do estator - razão pela qual este conceito é chamado de sistema de

velocidade variável com conversão parcial, o aerogerador torna-se vulnerável a

perturbações na rede. Para além disso, a necessidade de utilização de anéis

colectores para transferir a potência do rotor para o conversor também constitui uma

desvantagem.

24 Estado da Arte

Contudo, o avanço da electrónica de potência e melhorias nas estratégias de controlo

têm permitido um aumento significativo do uso deste aerogerador na produção de

energia.

b) Sistema de velocidade variável com conversor integral: Os sistemas de velocidade

variável com conversão integral podem ser equipados com geradores de indução ou

com geradores síncronos, os quais são ligados à rede através de conversores

AC/DC/AC projectados para a potência nominal do gerador.

No entanto, o gerador mais interessante para aplicar nesta topologia é o gerador

síncrono de ímanes permanentes. Este, devido à sua auto-excitação, é bastante

eficaz, permitindo um funcionamento com um elevado factor de potência. Como

possui ímanes permanentes, este gerador tem a vantagem de não necessitar de anéis

ou escovas para a excitação do seu rotor. Esta topologia permite ao aerogerador

operar a velocidade variável, recorrendo ao uso do controlo de pitch ou stall-activo4

para o ajuste dos ângulos das pás da turbina de forma a captar a máxima energia do

vento. A energia extraída pela turbina é então transferida para a rede através do

sistema de conversão integral. O conversor do lado da rede para além de fixar a

frequência de saída do aerogerador de acordo com a frequência da rede (50 Hz),

permite também controlar o fornecimento de potência reactiva [18].

Figura 2.17 - Esquema simplificado do sistema de conversão de velocidade variável com conversor integral (adaptado de [18]).

Nesta topologia, se se utilizar o gerador de ímanes permanentes, o aerogerador não

possui caixa de velocidades, pelo que implica ter um gerador com um elevado número

de pólos (aumentando o diâmetro) para compensar a baixa velocidade com que opera,

devido a estar directamente conectado à turbina eólica. A eliminação da caixa de

4 O controlo stall-activo pretende combinar as vantagens do controlo de pitch com a robustez da regulação passiva, através de um sistema que permite rodar as pás da turbina, no sentido de aumentar o ângulo de ataque, de modo a induzir o efeito de perda aerodinâmica [15].


velocidades permite obter uma variedade de benefícios, como o melhoramento da

eficiência, a redução do peso do aerogerador e a redução dos níveis de ruído e de

custos associada à manutenção regular deste componente. Outra grande vantagem é o

excelente comportamento do sistema para fornecer serviços de sistema,

nomeadamente a sobrevivência a cavas de tensão.

Para além disso, o conversor utilizado assegura o desacoplamento total entre as

frequências da rede e do gerador, permitindo, assim, que as variações da velocidade

do vento sejam convertidas em variações de velocidade do rotor e não na potência

injectada [15].

Entretanto, muito dos problemas que tenderiam a limitar o uso de aerogeradores de

ímanes permanentes, como por exemplo o elevado custo dos materiais usados para

produzir os ímanes permanentes e seu difícil manuseamento durante a sua produção,

estão aos poucos sendo eliminados como resultado de recentes avanços tecnológicos.

2.1.2.4 - Energia Eólica: situação internacional

Nos últimos anos, a geração eólica tem tido um incremento exponencial [Figura 2.18],

devido a razões económicas e ambientais. Em termos económicos, a principal motivação foi a

subida do preço do petróleo e a sua elevada taxa de utilização para a produção de energia

eléctrica. Já a nível ambiental, continua a preocupação em reduzir as emissões de gases com

efeito de estufa de forma a cumprir os critérios fixados pelo protocolo de Quioto, o que

motivou a adopção de esquemas remuneratórios muito interessantes para a electricidade

produzida a partir desta fonte de energia primária.

Figura 2.18 - Evolução da capacidade geradora de base eólica na Europa e no mundo [INEGI].

26 Estado da Arte

No entanto, devido à crise económica que se faz sentir, este crescimento sofreu um

abrandamento: o mercado dos EUA instalou, em 2010, quase 50% menos potência que em

2009; e no mercado europeu, a nova capacidade instalada, em 2010, foi 7,5% inferior à de

2009; apesar de um crescimento de 50% do mercado offshore em países como o Reino Unido,

Dinamarca e Bélgica, e de um rápido crescimento na Europa de leste, liderado pela Roménia,

Bulgária e Polónia [19].

Ainda assim, prevê-se um contínuo crescimento dominado principalmente por países

asiáticos, como a China. Aliás, a China foi o país que mais potência instalou em 2010 e o que,

no mesmo ano, tinha mais potência instalada em todo o mundo, liderando o Top 10 Mundial

[Figura 2.19].

Figura 2.19 - Ranking de potência instalada e de novos parques eólicos no ano de 2010 [19].

O crescimento da energia eólica na China tem incentivado a produção nacional de

turbinas eólicas e componentes, tornando-se o maior produtor mundial de equipamentos

deste tipo, satisfazendo não só as necessidades nacionais, mas também respondendo às

necessidades internacionais [19].


Na Europa, e em concreto nos países da União Europeia, verificou-se, em 2010, uma

diminuição de 10% na potência instalada onshore, em relação a 2009, verificando-se, no

entanto, um crescimento da potência instalada offshore, representando 9,5% do total de

capacidade instalada em 2010. De qualquer forma, a Europa continua a ser líder mundial em

energia eólica e o vento é a fonte de energia renovável em que mais se tem apostado. A

potência instalada, no final de 2010, era de 86.075 MW, valor que representa 44,3% do total

instalado a nível global [4, 19].

2.1.2.5 - Energia Eólica em Portugal

Portugal é o décimo país europeu (e nono da UE) que mais potência eólica instalou em

2010, 345 MW, sendo ultrapassado pela Polónia (382 MW), Roménia (448 MW), Turquia (528

MW), Suécia (603 MW), Itália (948 MW), Reino Unido (962 MW), França (1.086 MW), Alemanha

(1.493 MW) e Espanha (1.516 MW) [Figura 2.20].

Figura 2.20 - Contribuição, por país, para a nova capacidade eólica instalada na Europa em 2010 [INEGI].

O consumo de energia eléctrica, em Portugal, em 2010, era satisfeito em 17,1% a partir

da produção eólica, com quase 4000 MW instalados [19].

De acordo com a Directiva Europeia para as Energias Renováveis, até 2020, a quota de

energias renováveis no consumo final de energia, em Portugal, deverá ser de 31%. A fim de

cumprir este objectivo, o Governo Português pretende, não só mas também, aumentar a

28 Estado da Arte

capacidade de energia eólica para 6.875 MW, até 2020, dos quais, 75 MW serão offshore5

[19].

O primeiro parque eólico construído e ligado à rede, em Portugal, foi na ilha de Porto

Santo – Madeira, em 1985, constituído por 9 pequenos aerogeradores de 30 kW de potência

unitária. Em 1988 entrou em serviço o primeiro parque eólico nos Açores (ilha de Santa

Maria), e o segundo em Portugal. Assim, os arquipélagos da Madeira e dos Açores foram os

primeiros, em Portugal, a integrar a energia eólica no seu sistema electroprodutor.

Desde então, e falando concretamente dos Açores, e à semelhança do que aconteceu no

mundo, a energia eólica teve uma expansão absolutamente notável. Aliás, em 2010, o Parque

Eólico da Serra do Cume (ilha Terceira) – maior infra-estrutura do género na região (4,5 MW

de potência instalada), produziu 18,3 GWh de energia, o que corresponde a 8,5% do total da

energia produzida na ilha. Estes números, de acordo com a EDA, e tendo por base uma

listagem referente a aerogeradores do tipo E44, colocam este parque eólico açoriano no

primeiro lugar, a nível mundial, no que toca à produção de energia.

Hoje, nos Açores, existem parques eólicos em todas as ilhas, à excepção de São Miguel e

Corvo. No entanto, para o Corvo está a ser estudada a possibilidade de integração de energia

eólica, e, em São Miguel, entrará em produção, no final de 2011, um parque eólico com uma

potência instalada de 9 MW. Assim, este parque – Parque Eólico dos Graminhais, deverá

produzir, anualmente, cerca de 22 GWh, o que representará 5% do total da energia produzida

na ilha, correspondendo a uma poupança de 4.521 toneladas de fuel e evitando-se a emissão

de mais de 13 mil toneladas de CO2 [7].

A energia eólica, logo atrás da hídrica, continuará a ser a mais competitiva fonte de

energia renovável utilizada na produção de electricidade e a que mais contribuirá para

alcançar as metas a que Portugal se obrigou, quer no âmbito da política energética e

ambiental da União Europeia, quer no âmbito do protocolo de Quioto, através do qual a

maioria dos países do mundo se comprometeu a reduzir as emissões de CO2, por forma a

limitar as alterações climáticas do planeta [4].

No entanto, atendendo a este cenário de crescente integração de energia eólica nos

sistemas eléctricos, e no contexto das metas de integração que se pretendem atingir num

futuro próximo, são necessários estudos no sentido de avaliar a capacidade dos actuais

sistemas suportarem tais níveis de integração eólica, sem degradação dos níveis de segurança

de operação e sem perda de qualidade de serviço.

5 O potencial eólico no mar de Portugal não é suficientemente conhecido, mas há alguns estudos efectuados a esse respeito. O LNEG, Laboratório Nacional de Energia e Geologia, elaborou um atlas de vento offshore para Portugal e adiantou a possibilidade de instalação de 2000 a 2500 MW com bons indicadores de desempenho [15].

Redes Isoladas - Problemas de Segurança Dinâmica Provocadas pela Produção Eólica 29

2.2 - Redes Isoladas - Problemas de Segurança Dinâmica

Provocadas pela Produção Eólica

Nas redes eléctricas isoladas, a produção de electricidade é maioritariamente

concretizada por unidades diesel, que apresentam custos de produção elevados, devido ao

custo do combustível e do seu transporte. Como exemplo, podem referir-se as ilhas de Cabo

Verde, onde os custos associados à produção de energia impõem restrições ao próprio

desenvolvimento do país. Este país importa todo o combustível que necessita, não só para

produzir electricidade, mas também para produzir água potável através da dessalinização da

água do mar [2].

Aumentando a penetração de fontes de energia renováveis nestes sistemas, é possível

obter-se uma significativa substituição do consumo dos combustíveis convencionais,

reduzindo, portanto, os custos de produção de energia. Além disso, os sistemas isolados,

como o caso de ilhas, apresentam geralmente condições meteorológicas particularmente

favoráveis para a exploração de fontes de energia renováveis, especialmente eólica. Estes

factores têm contribuído para a instalação, nos últimos anos, de elevados volumes de

produção eólica em redes isoladas, como é o caso das ilhas Lemnos e Creta (Grécia), Chipre

[20], S. Vicente, Santiago e Sal (Cabo Verde) e dos arquipélagos da Madeira e dos Açores

(Portugal). Existem, no entanto, algumas restrições técnicas que condicionam a sua

integração na rede eléctrica, nomeadamente resultantes da possibilidade da geração eólica

provocar problemas de segurança dinâmica.

Na verdade, quando comparadas com as redes interligadas (como é o caso da rede

europeia), as redes isoladas são fracas, quer por possuírem baixas constantes de inércia (que

se agravam quando é necessário retirar máquinas térmicas para acomodar a produção

renovável), quer por não disporem da ajuda proveniente de interligações com sistemas

eléctricos vizinhos. Desta forma, as redes isoladas exigem maiores preocupações relacionadas

com a segurança do sistema, controlo de frequência e gestão de reservas do sistema.

Nestes sistemas, é importante garantir que a integração destas fontes de energia voláteis

não prejudica a operação do sistema eléctrico de energia. De facto, a fragilidade evidenciada

por sistemas eléctricos isolados, juntamente com a incerteza e a falta de controlo

característica da produção eólica, podem introduzir problemas de comportamento dinâmico

neste tipo de sistemas. Assim, é fundamental operar o sistema com número mínimo de

máquinas térmicas convencionais, que disponham de constantes de inércia apropriadas e de

adequados sistemas de regulação de tensão e de frequência, para fazer face a perturbações

que resultem num desequilíbrio entre a produção e consumo.

Na origem das variações de produção eólica poderá estar a ocorrência de rápidas

variações ou de elevadas velocidades de vento, podendo provocar a saída de serviço de

geradores eólicos. A situação mais severa corresponde, no entanto, à ocorrência de curto-

circuitos que conduzam à actuação das protecções de mínimo de tensão dos parques eólicos.

30 Estado da Arte

A maior severidade deste último tipo de perturbação ocorre, não só por provocar maiores

volumes de perda de produção eólica, e como consequência comportamentos mais severos da

frequência em regime transitório, mas também por contribuir para uma redução das margens

de estabilidade transitória do sistema. Aliás, no caso concreto de curto-circuitos, a perda de

produção eólica pode provocar quedas transitórias na frequência de valor excessivo e

associadas a elevadas taxas de variação. Esta situação, para além de provocar esforços

electromecânicos nas máquinas convencionais, pode provocar a actuação dos sistemas de

deslastre de cargas ou de outros grupos geradores que, por sua vez, poderão despoletar

fenómenos em cascata e, em último caso, o colapso do sistema [21]. Assim, o problema

dinâmico resultante da exploração de sistemas isolados com elevada penetração de produção

eólica deve-se, fundamentalmente, à possibilidade de ocorrência de problemas de

estabilidade da frequência [20].

As variações de frequência tornam-se particularmente severas no caso de as perturbações

eólicas ocorrerem durante as horas de vazio. Isto resulta do facto de, nestas horas de menor

consumo, geralmente durante a noite, a produção eólica poder atingir valores mais elevados

e existirem menos máquinas convencionais em serviço e, como tal, uma menor constante de

inércia e reserva girante presentes no sistema. Deste modo, a segurança de operação destes

sistemas depende fortemente da quantidade de reserva girante e qualidade da resposta das

máquinas convencionais em serviço.

Portanto, a integração de elevados volumes de produção eólica gera problemas de

segurança dinâmica tanto mais graves, quanto maior a potência instalada nestes sistemas

isolados. Para tentar contornar os problemas que a produção eólica acarreta, torna-se

interessante a instalação de aerogeradores com capacidade de sobrevivência a cavas de

tensão. Recorrer a dispositivos de armazenamento de energia, como volantes de inércia,

poderá fazer, também, parte da solução. No entanto, para garantir a estabilidade do sistema,

torna-se necessário implementar estratégias de controlo preventivo, tal como exposto em

[22, 23].

Estas estratégias de controlo preventivo passam pela instalação de sistemas de controlo

que permitam explorar elevados volumes de penetração eólica, sem que ocorra a diminuição

das margens de segurança do sistema.

Os referidos sistemas de controlo consistem na integração de um conjunto de módulos de

software e da respectiva base de dados num sistema SCADA, e são responsáveis por

apresentar, aos operadores, sugestões relativamente à estratégia de operação para as horas

seguintes, expondo quais as máquinas convencionais a colocar em serviço, bem como

sugestões sobre o respectivo despacho e níveis de integração de potência eólica aceitáveis

tendo em conta um conjunto de perturbações pré-definidos. Para tal, baseiam-se na

minimização dos custos de operação global, verificando a segurança dinâmica do sistema

Conclusões 31

(dependendo do problema de segurança em análise), sendo esta monitorizada de forma

contínua, em tempo real.

Nas acções mencionadas, este sistema considera não só previsões de cargas mas também

previsões de produção eólica. Através da consideração deste último tipo de previsões, é

possível obter uma operação mais económica do sistema pelas seguintes razões:

• Por permitir reduzir os elevados valores de reserva girante convencional, considerados

no caso de não se dispor de previsões sobre a produção eólica. Neste caso, como medida de

segurança, são adoptados critérios pessimistas, tais como os que definem a reserva girante

atendendo a um possível cenário de máxima exploração da potência eólica instalada.

• Por permitir a definição de cenários de exploração que, sem violar as diversas restrições

de carácter técnico e de segurança, tentem maximizar a penetração de produção eólica no

sistema (através da inclusão de módulos de despacho e de pré-despacho que considerem

restrições de segurança dinâmica).

Ambas as referências [22, 23] sugerem a caracterização da segurança dinâmica do sistema

a partir dos desvios de frequência provocados por variações da velocidade do vento. Em [23],

para além desta perturbação, considera-se também um curto-circuito trifásico simétrico,

próximo dos parques eólicos, que provoca a saída de serviço destes. Quanto aos critérios de

segurança, para além do mencionado, junta-se ainda em [23] a taxa de variação da

frequência. Por forma a evitar os esforços computacionais inerentes ao estudo de segurança

dinâmica (solução numérica das equações diferenciais do sistema e seus componentes), é

apresentada a utilização de técnicas de aprendizagem automática baseadas na aplicação de

redes neuronais e árvores de decisão, respectivamente.

2.3 - Conclusões

Este capítulo iniciou-se com uma breve referência à mudança de paradigma que se tem

verificado ao nível da produção de energia eléctrica, em todo o mundo, dando relevância à

ilha de São Miguel – Açores.

Seguiu-se uma abordagem às principais fontes de energia renováveis presentes na referida

ilha (geotérmica e eólica), onde foram expostas as principais técnicas de conversão das

respectivas energias primárias em energia eléctrica, bem como apresentados dados mais

gerais como a evolução da capacidade instalada no mundo e, também, na ilha de São Miguel.

Finalmente apresentaram-se os principais impactos da integração de produção de origem

renovável, nomeadamente a eólica, em redes isoladas, com especial destaque para os

problemas de segurança dinâmica que tal acarreta.

33

Capítulo 3

Modelos Matemáticos

3.1 - Introdução

De forma a avaliar a capacidade de integração de potência eólica na rede eléctrica de

São Miguel, é necessário dispor de uma plataforma de simulação do comportamento dinâmico

do sistema que inclua os modelos dos seus componentes. Neste capítulo apresentam-se os

modelos matemáticos completos dos constituintes da referida rede, implementados em

ambiente Matlab/Simulink. Alguns dos modelos usados estão disponíveis na sua biblioteca,

SimPowerSystems, enquanto outros, por não existirem na biblioteca mencionada, foram

desenvolvidos propositadamente para este trabalho. Todos os modelos de componentes aqui

omissos correspondem a cargas ou outros elementos simples, modelizados usando as

implementações desta biblioteca. Os pormenores de implementação em ambiente

Matlab/Simulink serão descritos no Capítulo 5.

No presente capítulo começa-se por descrever o modelo das máquinas primárias,

juntamente com o seu regulador de velocidade. Segue-se o modelo da máquina síncrona e do

sistema de regulação de tensão a ela associado. De seguida expõe-se a noção de capacidade

de sobrevivência a cavas de tensão. Depois é apresentada a modelização de sistemas de

conversão de energia eólica, primeiro, equipados com máquinas de indução convencionais e,

em seguida, com máquinas síncronas de velocidade variável com conversor integral e com

capacidade de sobrevivência a cavas de tensão. Por último, apresenta-se o conceito de

volante de inércia, bem como o seu modelo.

3.2 - Máquina Diesel e Regulador de Velocidade

Em condições normais de operação, a frequência de um sistema eléctrico deverá ser

mantida dentro de uma estreita gama de valores, e admitir como valor médio, o valor da

34 Modelos Matemáticos

frequência nominal (50 Hz). A regulação de frequência está intimamente relacionada com a

manutenção do equilíbrio entre a produção e o consumo de potência activa.

Assim, as máquinas diesel e os reguladores de velocidade a elas associados têm um papel

fundamental na manutenção da estabilidade de sistemas isolados [24], pois são os

responsáveis pela regulação potência activa/frequência. O regulador mede a velocidade de

rotação do grupo, compara-a com o valor de referência e actua sobre a válvula de admissão

de fluido à máquina primária (diesel, neste caso), permitindo variar a respectiva potência

mecânica e, por conseguinte, a potência activa fornecida pelo gerador.

O modelo utilizado na modelização da máquina diesel e do regulador de velocidade é uma

versão simplificada do descrito em [25] [Figura 3.1]. A simplificação resulta de algumas

considerações efectuadas que não colocam em causa a validade dos resultados

posteriormente obtidos. Portanto, no modelo simplificado, considera-se que o rendimento da

máquina diesel é unitário, sendo a combustão completa, não existindo perdas mecânicas.

Também se considera que os desvios de velocidade se traduzem directamente, em alterações

de potência (em oposição a variações de fluxo de combustível como no modelo em [25]).

Note-se, ainda, que o atraso da resposta da máquina diesel é aproximado a uma função de

transferência de primeira ordem [24].

Figura 3.1 - Modelo simplificado do regulador de velocidade e da máquina primária diesel.

Em que:

- “Constant”: Valor de referência da frequência da rede (1 p.u.Hz);

- “w (p.u.)”: Valor da frequência dos geradores (p.u.Hz);

- R: Estatismo (p.u.Hz/p.u.kW);

- Ki: Ganho integral do controlador (p.u.kW/p.u.Hz);

- Kg: Ganho do regulador de velocidade (p.u.kW/p.u.Hz);

- Tg: Constante de tempo do regulador de velocidade (s);

- Td: Constante de tempo da máquina diesel (s);

- Tmax e Tmin: Binário máximo e mínimo fornecido pela máquina diesel (p.u.);

- “Pmec (p.u.)”: Potência mecânica fornecida pela máquina diesel (p.u.).

Máquina Síncrona 35

O regulador de velocidade é um controlador do tipo proporcional-integral (PI) que

apresenta como entrada o desvio de frequência relativamente ao valor de referência

(diferença entre “Constant” e “w (p.u.)”). O objectivo do controlo proporcional (estatismo) é

manter a igualdade entre a potência mecânica fornecida ao gerador e a potência eléctrica

fornecida por este. Já o objectivo do controlo integral é manter a frequência no seu valor

nominal.

3.3 - Máquina Síncrona

3.3.1 - Descrição Geral

Uma máquina síncrona é constituída por uma massa metálica fixa (estator) na qual está

instalado o enrolamento induzido, e por uma massa metálica rotativa (rotor) no qual está

bobinado o enrolamento indutor (ou de excitação).

O enrolamento indutor é percorrido por uma corrente contínua, fornecida por uma fonte

auxiliar (ver Regulador de Tensão/Excitação), a qual cria um campo magnético que dá origem

a um fluxo magnético, que se fecha através do entreferro e do estator. Devido à forma

construtiva da máquina, a distribuição espacial da indução magnética é aproximadamente

sinusoidal. Uma vez que o rotor, accionado pela máquina primária (ou motriz), roda com

velocidade constante, cria-se no entreferro um fluxo magnético girante [1].

O enrolamento do estator (induzido) é constituído por bobinas, alojadas em ranhuras, que

cobrem toda a sua superfície interior. A bobina pertencente a uma fase é colocada em

ranhuras diametralmente opostas, sendo os condutores longitudinais e paralelos ao veio da

máquina. De acordo com a lei de Faraday, o fluxo magnético girante induz uma tensão nessa

bobina, a qual dá origem a uma corrente num circuito exterior ligado entre os respectivos

terminais. Dado que está sujeito a um fluxo magnético variável, o estator é constituído por

lâminas de ferro, por forma a reduzir as perdas por correntes de Foucault.

Assim, a máquina síncrona funciona, em regime estacionário, com velocidade e

frequência constantes e em sincronismo com a frequência da rede, sendo a relação existente

entre a velocidade de rotação do rotor e a frequência dada pela expressão:

60p

fnr (3.1)

onde nr é a velocidade de rotação do rotor (rpm), f é a frequência (Hz) e p é o número de

pares de pólos do rotor.

Dependendo da sua aplicação, a máquina síncrona pode apresentar um rotor de pólos

salientes ou um rotor cilíndrico [Figura 3.2]. Os geradores síncronos com rotor de pólos

salientes são usados para velocidades de rotação baixas (60 a 750 rpm), como por exemplo

em centrais hidroeléctricas, enquanto os equipados com rotor cilíndrico – turbogeradores -

são utilizados para velocidades de rotação elevadas (1500 a 3000 rpm), como por exemplo em

centrais térmicas.


Figura 3.2 – Máquina síncrona com rotor de pólos salientes (esquerda) e com rotor cilíndrico (direita), ambas com 1 par de pólos [1].

Além dos enrolamentos já referidos, a máquina síncrona possui ainda, excepto para

potências muito baixas, um enrolamento amortecedor. Num gerador de pólos salientes, o

amortecedor está embebido nas faces das peças polares, enquanto num turbogerador instala-

se nas ranhuras que albergam o enrolamento de excitação. O amortecedor, em regime

estacionário, não desempenha qualquer função, uma vez que não é percorrido por corrente.

Na entanto, em regime transitório, no qual a velocidade do rotor difere da de sincronismo, as

correntes que nele são induzidas dão lugar a um amortecimento que contribui para a

estabilidade da marcha síncrona [1].

As máquinas síncronas, bem como os seus reguladores, têm uma influência substancial nos

perfis de tensão e no comportamento da frequência do sistema (nomeadamente isolado) após

uma perturbação. Por isso, uma modelização adequada é crucial. Assim, e uma vez que

representa o comportamento dinâmico da máquina síncrona adequadamente, o modelo

utilizado no presente trabalho foi o disponibilizado na biblioteca SimPowerSystems do

Matlab/Simulink. Este modelo pode operar como gerador ou motor, dependo isso do sinal da

potência mecânica aplicada. Como no presente trabalho, a máquina síncrona funciona

sempre como gerador, o referido sinal é sempre positivo.

Como para todas as máquinas rotativas, o modelo terá de incluir uma parte que descreva

o comportamento eléctrico e outra que descreva o comportamento mecânico da máquina. Tal

é apresentado nas secções seguintes.

3.3.2 - Descrição do Comportamento Eléctrico

A componente eléctrica da máquina é representada por um modelo de sexta ordem, que

tem em consideração o efeito dos enrolamentos do estator, de excitação e amortecedores.

O circuito equivalente do modelo encontra-se representado num sistema de eixos d-q

cuja referência se encontra fixa no rotor, rodando assim à mesma velocidade deste. Esta

abordagem simplifica as expressões utilizadas, uma vez que as relutâncias do circuito

magnético da máquina passam a ser vistas como constantes pelo circuito estatórico.

Todos os parâmetros rotóricos estão referidos ao estator, sendo representados da maneira

tradicional, com a seguinte notação:

- d, q: grandezas nos eixos d e q;


- R, s: grandezas do rotor e estator;

- l, m: indutâncias de fugas e de magnetização;

- f, k: grandezas dos enrolamentos de campo e amortecedores.

O modelo eléctrico da máquina é apresentado na Figura 3.3.

Figura 3.3 – Modelo eléctrico equivalente da máquina síncrona no sistema de eixos d-q [26].

As equações das tensões que se podem extrair destes esquemas são [26]:

qRddsddt

diRV (3.2)

dRqqsqdt

diRV (3.3)

''''

fdfdfdfddt

diRV (3.4)

''''

kdkdkdkddt

diRV (3.5)

'

1

'

1

'

1

'

1 kqkqkqkqdt

diRV (3.6)

'

2

'

2

'

2

'

2 kqkqkqkqdt

diRV (3.7)

Os fluxos são dados por [26]:

)( ''

kdfdmdddd iiLiL (3.8)

'

kqmqqqq iLiL (3.9)

)( ''''

kddmdfdfdfd iiLiL (3.10)

)( ''''

fddmdkdkdkd iiLiL (3.11)

qmqkqkqkq iLiL '

1

'

1

'

1 (3.12)

qmqkqkqkq iLiL '

2

'

2

'

2 (3.13)


3.3.3 - Descrição do Comportamento Mecânico

O comportamento mecânico de uma máquina síncrona é caracterizado pela conhecida

equação de oscilação (swing equation). Esta expressa a taxa de variação do desvio de

velocidade angular em relação ao binário acelerador [27]:

))((2

1)()(2

2

tDTTHt

t

t

tem

(3.14)

Em que:

0)()()(

tt

t

t (3.15)

A diferença entre o binário mecânico ( mT ) e o electromagnético ( eT ) origina o binário

acelerador que caracteriza o movimento da máquina.

Assim, tem-se:

- mT : Binário mecânico (p.u.);

- eT : Binário electromagnético (p.u.);

- H : Constante de inércia (s);

- )(t : Desvio de velocidade angular em relação à velocidade de sincronismo (p.u.);

- )(t : Velocidade de rotação do rotor (p.u.);

- 0 : Velocidade de sincronismo (tipicamente 1 p.u.);

- )(t : Ângulo de carga (ângulo eléctrico do rotor da máquina em relação a um

referencial que roda à velocidade de sincronismo) (rad);

- 2

2 )()()(

t

t

t

tta

: Aceleração angular (p.u.);

- D : Coeficiente de amortecimento (p.u.).

A constante de inércia (H) da máquina síncrona é definida como sendo a relação entre a

energia cinética ( cW ), armazenada pelo sistema máquina primária/máquina síncrona quando

rodam à velocidade de sincronismo, e a potência aparente nominal da máquina ( nS ):

nn

c

S

J

S

WH

2

02/1 (3.16)

É, no entanto, necessário corrigir esta constante para estar referida à potência de base

do sistema:

b

nb

S

SHH (3.17)

Onde:

- bS : Potência de base do sistema;

- nS : Potência aparente nominal da máquina;

- bH : Constante de inércia referida à potência de base do sistema;

- H : Constante de inércia referida à potência aparente nominal da máquina.


Como frequentemente a velocidade de rotação vem expressa em rpm, a expressão (3.16)

fica:

bS

nJ

H

2

60

2

2

1

(3.18)

onde J é o momento de inércia do rotor e n é a sua velocidade de rotação.

3.3.4 - Regulador de Tensão/Excitação

Em estudos de estabilidade dinâmica é necessário considerar a influência dos sistemas de

regulação. A frequência depende fundamentalmente do comportamento do regulador de

velocidade (abordado na secção 3.2), e a tensão aos terminais do gerador é controlada pelo

regulador de tensão. É importante relembrar a mútua dependência que existe entre a

frequência e a potência activa por um lado, e a tensão e a potência reactiva por outro.

Ambas as relações caracterizam o princípio básico de funcionamento destes reguladores [27].

O gerador síncrono carece de um sistema de excitação, que fornece uma corrente

contínua ao enrolamento do rotor (indutor), responsável pela criação do campo magnético no

entreferro. Para além desta função, o sistema de excitação também assegura a regulação e

protecção do gerador através do controlo da tensão aplicada ao enrolamento de excitação e,

por conseguinte, da corrente que o percorre [1].

O regulador de tensão/excitação utilizado é o modelo disponibilizado pelo

SimPowerSystems [Figura 3.4], que não é mais que uma variante do modelo standard do IEEE

(DC1A), descrito em [28].

Figura 3.4 – Modelo do regulador de tensão/excitação.

A tensão de saída do gerador, após rectificada e filtrada, é comparada, no regulador, com

o valor de referência (Vref). O erro daí resultante é amplificado (“Main Regulator”) e aplicado

ao sistema de excitação, que constitui o elemento de potência do sistema de controlo. Este

amplificador, neste tipo de regulador de excitação DC, garante ganhos elevados e constantes

de tempo baixas.


Vstab é a tensão que pode ser disponibilizada por um PSS6, caso este seja usado; como

neste caso não foi usado, a sua entrada corresponde a zero.

O compensador “Lead Lag” destina-se a reduzir o ganho a altas frequências minimizando,

assim, a influência negativa do regulador no amortecimento do sistema [24].

A malha de realimentação, definida pelo ganho kf e constante de tempo tf, é responsável

por assegurar a estabilidade da regulação de tensão. A sua actuação permite minimizar os

desvios de fase introduzidos pelos atrasos nos diversos elementos do sistema de excitação.

Actualmente, com a utilização de dispositivos de excitação estáticos usando electrónica de

potência, a presença desta malha não é essencial [24].

3.3.5 - Modelo da Máquina Síncrona em Matlab/Simulink

Na Figura 3.5 é apresentado o modelo da máquina síncrona implementada em ambiente

Matlab/Simulink. Nesta imagem é possível visualizar a máquina primária (diesel) e o

regulador de velocidade, o regulador de tensão/excitação, bem como o gerador síncrono. O

bloco mais à esquerda destina-se à leitura dos parâmetros do gerador.

Figura 3.5 - Modelo da máquina síncrona implementado.

6 Um Power System Stabilizer (PSS) é um dispositivo que fornece uma malha de controlo suplementar ao regulador automático de tensão (AVR) de uma unidade de geração. O PSS pode ter como entradas a velocidade do rotor, potência ou frequência. Ao detectar, por exemplo, uma variação de potência à saída do gerador, o PSS vai actuar e colocar à sua saída uma tensão (Vstab) que irá controlar o valor da excitação e, reduzir a oscilação de potência rapidamente.

Sistemas de Conversão de Energia Eólica 41

3.4 - Sistemas de Conversão de Energia Eólica

No parque eólico sob estudo (Parque Eólico dos Graminhais), os aerogeradores a serem

utilizados baseiam-se na máquina síncrona de velocidade variável com conversor integral [7].

No entanto, e sem correr o risco de comprometer os estudos realizados, em parte foi

utilizado o modelo do gerador assíncrono, por este ser de simples modelização e por os

resultados obtidos, a partir desta máquina, serem suficientes para a compreensão do

comportamento do sistema. Adicionalmente, os resultados a obter com este modelo

permitirão estabelecer uma base de resultados relativamente ao comportamento dinâmico da

rede em diversas condições que, posteriormente servirão de base de comparação para

aferição da necessidade de adopção de aerogeradores com capacidade de sobrevivência a

cavas de tensão. Esta funcionalidade é apenas utilizada na máquina síncrona com sistema de

conversão integral, visto não ser possível a sua aplicação na assíncrona.

3.4.1 - Sobrevivência a Cavas de Tensão

Num passado recente, devido à potência de produção eólica instalada ser reduzida,

aquando da ocorrência de um defeito na rede eléctrica de transporte e/ou de distribuição, as

protecções intrínsecas da interligação de um parque eólico com a rede, conduziam à saída de

serviço do parque quando a tensão no ponto de ligação fosse inferior a 0,8 p.u. (valor típico).

Nesta situação, a potência perdida era assegurada por outros produtores ligados à rede,

sendo o parque eólico posteriormente colocado em serviço, quando a rede estivesse

completamente recuperada do defeito [18]. Esta medida, devido à quantidade de potência

em causa, não acarretava grandes implicações para a estabilidade transitória do sistema

eléctrico de energia e tinha como objectivo garantir a integridade dos vários equipamentos

do aerogerador, nomeadamente em termos de esforços mecânicos da caixa de velocidades e

de sobrecargas na interface electrónica.

Hoje em dia, devido à elevada penetração de produção eólica, uma estratégia deste tipo

não pode ser levada em conta sob pena de problemas de estabilidade transitória. Por esta

razão, foram criados novos serviços de sistema para a produção eólica, dos quais se destaca a

sobrevivência a cavas de tensão.

A capacidade de sobrevivência a cavas de tensão (“Fault-Ride Through Capability – FRT”,

na literatura anglo-saxónica) define-se como sendo a capacidade de um sistema de produção

eólica se manter em operação perante o aparecimento de cavas de tensão resultantes de

defeitos na rede, exceptuando a linha de interligação do parque eólico com a subestação.

À capacidade de sobrevivência a cavas de tensão está associada uma curva tensão/tempo,

que representa os valores mínimos da tensão ao longo do tempo, a partir do momento que

ocorre um defeito até este ser eliminado, acima da qual os aerogeradores devem manter-se

ligados à rede [Figura 3.6]. Assim, as instalações de produção eólicas devem permanecer

ligadas à rede para cavas de tensão decorrentes de defeitos trifásicos, bifásicos ou


monofásicos sempre que a tensão, no enrolamento do lado da rede do transformador de

interligação da instalação de produção eólica, esteja acima da referida curva, não podendo

consumir potência activa ou reactiva durante o defeito e na fase de recuperação da tensão.

O intervalo de tempo em que a tensão é mínima corresponde à duração máxima admitida

para a permanência do aerogerador em serviço até a eliminação do defeito. Em caso de falha

da protecção principal deverá actuar a protecção de backup [18].

Figura 3.6 - Curva tensão-tempo da capacidade exigida às instalações de produção eólicas para suportarem cavas de tensão, em Portugal [29].

Após a eliminação do defeito e início da recuperação da tensão, no enrolamento do lado

da rede do transformador de interligação da instalação de produção eólica, a potência activa

produzida deve recuperar de acordo com uma taxa de crescimento por segundo não inferior a

5 % da sua potência nominal.

Em Portugal, e à semelhança de outros países, como Alemanha e Grã-Bretanha, para

garantir a estabilidade do sistema, implementou-se também uma curva de corrente

reactiva/tensão que deverá ser respeitada [Figura 3.7]. Pressupõe-se, portanto, que os

geradores eólicos contribuam para o suporte da tensão durante o defeito, através da injecção

de corrente reactiva, de acordo com a curva mencionada.


Figura 3.7 - Curva de fornecimento de corrente reactiva pelas instalações de produção eólicas durante cavas de tensão, em Portugal [29].

Esta curva define a percentagem de corrente reactiva, em função da corrente nominal,

que deverá ser fornecida à rede de acordo com o valor da tensão aos terminais do parque. Ela

divide-se em duas zonas, como é possível constatar. A zona 1 corresponde a situações de

defeito e respectiva recuperação, para valores de tensão aos terminais do parque inferiores a

90 % da tensão nominal. Nestas situações, o parque eólico deverá fornecer à rede, em cada

instante e com um atraso máximo de 50 ms, uma quantidade de corrente reactiva que se

situe dentro dessa zona, dependendo da tensão aos terminais do parque. A zona 2

corresponde ao regime de funcionamento considerado normal, estando a tensão aos terminais

do parque acima dos 90 % da tensão nominal. Nesta situação, o parque eólico, deverá estar a

fornecer a corrente reactiva de acordo com o regime normal em vigor.

Importa referir que as curvas da Figura 3.6 e da Figura 3.7 diferem consoante o país,

dependendo das protecções de rede adoptadas por cada um dos seus operadores. Para além

disso, estas curvas dizem respeito a redes interligadas, sendo que o caso não está

devidamente documentado para redes isoladas.

Os requisitos técnicos até aqui discutidos imputaram grandes desafios aos produtores

eólicos no que toca à capacidade do seu fornecimento, pois foi necessário alterar filosofias de

controlo e protecção dos parques eólicos. No entanto, com a evolução e desenvolvimento da

capacidade de controlo sobre a produção eólica, o fornecimento destes serviços de sistema

tornou-se possível e é hoje exigência dos operadores de rede. Das tecnologias de conversão

de energia eólica, as que suportam melhor a capacidade de sobrevivência a cavas de tensão

são os sistemas de velocidade variável com conversor parcial e integral [15].


3.4.2 - Gerador Eólico equipado com Máquina Assíncrona

3.4.2.1 - Descrição Geral da Máquina Assíncrona

A máquina assíncrona trifásica é constituída por um estator, no qual está instalado um

enrolamento semelhante ao da máquina síncrona, e um rotor que pode ser de dois tipos:

bobinado ou em gaiola de esquilo. O rotor bobinado possui um enrolamento idêntico ao do

estator, cujos terminais estão ligados a anéis metálicos isolados, montados sobre o veio,

sendo a corrente conduzida ao exterior através de escovas de carbono que deslizam sobre os

anéis. No rotor em gaiola de esquilo, o enrolamento é composto por barras condutoras

embebidas em ranhuras e ligadas em curto-circuito em cada extremo por anéis condutores

[1].

Esta máquina, à semelhança de uma máquina síncrona, pode operar como gerador, ou

como motor, sendo que no presente trabalho foi utilizada como gerador. Assim, aplicando um

sistema trifásico de tensões ao enrolamento estatórico, é criado no entreferro, um campo

magnético girante que roda à velocidade de sincronismo .

O rotor é accionado pela máquina primária a uma velocidade de rotação superior à

velocidade de sincronismo (logo ); o movimento relativo do campo

magnético girante e dos condutores do rotor dá origem a dois fenómenos de indução

magnética:

- no enrolamento estatórico são induzidas forças electromotrizes alternadas, com

frequência igual à da rede eléctrica;

- no enrolamento rotórico induzem-se forças electromotrizes alternadas, com uma

amplitude e uma frequência que dependem da velocidade relativa entre o campo girante ( )

e os condutores do rotor ( ): .

Uma vez que o rotor está curto-circuitado (rotor em gaiola) ou fechado através de um

circuito exterior (rotor bobinado), as forças electromotrizes alternadas rotóricas dão origem a

correntes eléctricas que circulam nos condutores do enrolamento rotórico. Estas correntes

criam um binário electromagnético, cuja acção faz com que o rotor tenda a atingir a

velocidade do campo girante, mas que nunca o consegue devido ao binário motor ser imposto

pela máquina primária ( ).

A máquina assíncrona, ou de indução, é uma máquina eléctrica de construção mais

simples que a máquina síncrona e não necessita de sistema de excitação, pois a corrente de

magnetização necessária ao estabelecimento do campo magnético no entreferro é fornecida

pela rede eléctrica à qual está ligada. No entanto, ao contrário da máquina síncrona,

necessita de consumir potência reactiva para a criar e manter o referido campo magnético,

obrigando à instalação de baterias de condensadores para compensação do factor de

potência.


Mais uma vez, o modelo utilizado neste trabalho foi o disponibilizado na biblioteca

SimPowerSystems do Matlab/Simulink. Este modelo, analogamente ao da máquina síncrona,

funciona como gerador ou como motor, dependendo do sinal do binário mecânico (positivo

para funcionar como motor e negativo para funcionar como gerador). Tal como foi

supramencionado, neste trabalho a máquina assíncrona funciona sempre como gerador.

3.4.2.2 - Descrição do Comportamento Eléctrico da Máquina Assíncrona

A parte eléctrica da máquina é representada por um sistema de quarta ordem, estando

todos os parâmetros referidos ao estator [26]. Todas as grandezas estão representadas em

p.u. (excepto se existir informação em contrário) num sistema de eixos d-q rodando à

velocidade síncrona. A posição do eixo d é coincidente com a posição de fluxo máximo do

campo estatórico, estando o eixo q adiantado 90º em relação a este. Desta forma, Vds é

sempre nula, enquanto a tensão Vqs é igual à tensão aos terminais do estator da máquina (Vs)

[24].

As grandezas electromagnéticas apresentam-se usando a notação tradicional, estando os

índices definidos da seguinte forma:


- r, s: grandezas do rotor e estator;

- l, m: indutâncias de fugas e de magnetização.

Assim, o modelo eléctrico da máquina assíncrona é o apresentado na Figura 3.8.

Figura 3.8 - Modelo eléctrico equivalente da máquina assíncrona no sistema de eixos d-q [26].

O comportamento eléctrico da máquina assíncrona é descrito por [26]:

dsqsqssqsdt

diRV (3.19)

qsdsdssdsdt

diRV (3.20)

''''' )( drrqrqrrqr

dt

diRV (3.21)

''''' )( qrrdrdrrdr

dt

diRV (3.22)

)(5,1 dsqsqsdse iipT (3.23)


Sendo os fluxos dados por [26]:

'

qrmqssqs iLiL (3.24)

'

drmdssds iLiL (3.25)

qsmqrrqr iLiL ''' (3.26)

dsmdrrdr iLiL ''' (3.27)

Onde as indutâncias próprias são definidas por [26]:

mlss LLL (3.28)

mlrr LLL '' (3.29)

3.4.2.3 - Descrição do Comportamento Mecânico da Máquina Assíncrona

O comportamento mecânico da máquina assíncrona é representado por um sistema de

segunda ordem, sendo caracterizado, tal como o da máquina síncrona, pela equação de

oscilação:

))((2

1)()(2

2

tFTTHt

t

t

trme

rr

(3.30)

Em que:

)()(

tt

tr

r

(3.31)

onde:




- )(tr : Velocidade angular do rotor (p.u.);

- )(tr : Posição angular do rotor (rad);

- F : Coeficiente de atrito combinado (rotor e carga) (p.u.).

Tal como para a máquina síncrona, a constante de inércia (H) é dada por:

bS

JH

2

02/1 (3.32)

onde J é o momento de inércia do rotor.

3.4.2.4 - Modelo do Gerador Eólico equipado com Máquina Assíncrona em

Matlab/Simulink

Na Figura 3.9 é apresentado o modelo do gerador eólico equipado com máquina

assíncrona. É possível observar a bateria de condensadores e a turbina eólica, cujo modelo é

tratado de seguida.


Figura 3.9 - Modelo da máquina assíncrona implementado.

3.4.2.5 - Modelo da Turbina Eólica em Matlab/Simulink

As turbinas eólicas, como mencionado na secção 2.1.2, são responsáveis pela conversão

da energia cinética do vento em energia mecânica. O modelo da turbina eólica utilizado

nesta dissertação é o apresentado na Figura 3.10.

Figura 3.10 - Modelo da turbina eólica.

O modelo da turbina eólica é representado apenas pela sua característica, que traduz o

efeito da velocidade do vento no binário disponível para o gerador [Figura 3.11].


Figura 3.11 - Característica da turbina eólica.

3.4.3 - Gerador Eólico equipado com Máquina Síncrona de Velocidade

Variável e Conversor Integral

Tal como referido no Capítulo 2, o gerador síncrono de ímanes permanentes é o mais

interessante para aplicar nesta topologia pois, devido à sua auto-excitação (obtida através

dos ímanes permanentes), funciona com um elevado factor de potência. Para além disso, com

a utilização deste gerador é dispensável o uso de caixa de velocidades e de anéis ou escovas,

para promover a sua excitação.

Este sistema de conversão de energia eólica é ligado à rede, tal como mencionado no

mesmo capítulo, através de conversores electrónicos de potência AC/DC/AC projectados para

a potência nominal do gerador.

O conversor do lado do gerador (AC/DC) é responsável pelo controlo da velocidade do

aerogerador de forma a maximizar a extracção de potência. Já o conversor do lado da rede

(DC/AC) permite controlar a injecção de potência activa e reactiva na rede.

A utilização destes conversores (conversor integral) permite um total desacoplamento

entre a frequência da rede e do gerador, permitindo ao aerogerador um funcionamento numa

gama alargada de velocidade de rotação de forma a maximizar a extracção de potência para

cada valor de velocidade de vento.

3.4.3.1 - Descrição Geral do Gerador Síncrono de Ímanes Permanentes

O gerador síncrono de ímanes permanentes é muito semelhante ao gerador síncrono

convencional, sendo que a grande diferença reside no facto de o enrolamento de excitação


ser substituído por ímanes permanentes de alto produto energético. Desta forma, o

funcionamento deste é em tudo similar ao gerador síncrono convencional.

Já do ponto de vista estrutural, o gerador síncrono de ímanes permanentes, é

caracterizado por uma simplicidade idêntica à do gerador de indução.

3.4.3.2 - Descrição do Comportamento Eléctrico do Gerador Síncrono de

Ímanes Permanentes

Para a modelização deste gerador, assume-se que o fluxo de magnetização estabelecido

pelos ímanes permanentes no estator é sinusoidal, o que implica que a força electromotriz

também seja sinusoidal.

As equações da tensão são expressas num sistema de eixos d-q, cuja referência se

encontra fixa no rotor, rodando à mesma velocidade deste:

ddrqqdsd idt

dLpiLiRV (3.33)

rqqrddqsq pidt

dLpiLiRV (3.34)

O binário electromagnético do gerador é dado por:

qdqdqe iiLLipT 5,1 (3.35)

Sendo o gerador síncrono de ímanes permanentes uma máquina de rotor bobinado, pode

considerar-se que Lq=Ld, ficando o binário electromagnético:

qe ipT 5,1 (3.36)

Todos os parâmetros rotóricos estão referidos ao estator, tendo o seguinte significado:


- r, s: grandezas do rotor e estator;

- λ: amplitude do fluxo induzido pelos ímanes permanentes do rotor nas fases do estator;

- p: número de pares de pólos.

3.4.3.3 - Descrição do Comportamento Mecânico do Gerador Síncrono de

Ímanes Permanentes

O comportamento mecânico do gerador síncrono de ímanes permanentes é representado

por um sistema de segunda ordem, sendo caracterizado, tal como o da máquina síncrona,

pela equação de oscilação:

))((2

1)()(2

2

tFTTHt

t

t

trme

rr

(3.37)

Em que:

)()(

tt

tr

r

(3.38)

onde:





- )(tr : Velocidade angular do rotor (p.u.);

- )(tr : Posição angular do rotor (rad);

- F : Coeficiente de atrito combinado (rotor e carga) (p.u.).

Tal como para a máquina síncrona, a constante de inércia (H) é dada por:

bS

JH

2

02/1 (3.39)

onde J é o momento de inércia do rotor.

3.4.3.4 - Conversor do Lado do Gerador

Tal como referido anteriormente, este conversor é responsável por controlar a velocidade

do aerogerador de forma a maximizar a extracção de potência.

Este conversor é constituído por uma ponte trifásica de IGBTs que permitem controlar a

tensão aos terminais do gerador, a condução bidireccional de corrente entre o gerador e a

rede e a regulação do factor de potência de saída [17]. O controlo dos IGBTs é feito através

da modulação por largura de impulsos (“Pulse Width Modulation – PWM”, na literatura anglo-

saxónica), controlando o binário entregue pelo gerador e consequentemente a velocidade de

rotação. A Figura 3.12 apresenta a arquitectura de controlo do conversor do lado do gerador.

Figura 3.12 - Controlo do conversor do lado do gerador [17].

De forma a evitar trabalhar com controladores não lineares multivariável, são utilizados

controladores do tipo PI, em que os ganhos são ajustados por tentativa e erro até se obter a

resposta desejada [17].

No controlo do conversor do lado do gerador existem duas malhas de controlo principais:

uma que controla a velocidade angular do gerador e outra que controla o factor de potência.


Para cada valor de velocidade do vento existe uma velocidade de rotação angular óptima

para a turbina eólica, que funciona, neste sistema de controlo, como um valor de referência

para o valor de rotação angular do gerador. Comparando a velocidade de rotação do gerador

com o valor de referência é gerado um erro de velocidade que, após passar num controlador

do tipo PI, é transformando num valor de referência da componente q da corrente. Esta

corrente é então comparada com a corrente real, originando um erro de corrente que, após

passar noutro controlador do tipo PI, regula uma tensão Vq e posteriormente a velocidade

angular da máquina.

De forma a assegurar um factor de potência unitário, a potência reactiva de saída Q é

comparada com um valor de referência (igual a zero), originando um erro. Este, após passar

num controlador do tipo PI, é transformado num valor de referência da componente d da

corrente. Esta referência é comparada com a corrente real, dando origem a um erro de

corrente que, após passar noutro controlador do tipo PI, regula uma tensão Vd e

consequentemente o factor de potência.

3.4.3.5 - Conversor do Lado da Rede

Tal como referido anteriormente, este conversor é responsável por controlar a injecção

de potência activa e reactiva na rede. Para além disso, este conversor controla a tensão no

barramento DC e é neste conversor que se encontra o controlo que permite a sobrevivência a

cavas de tensão. Estas duas funcionalidades estão ligadas entre si, na medida em que a

capacidade de sobrevivência a cavas de tensão só é possível se a tensão existente no

condensador da ligação DC não atingir valores muito elevados. A Figura 3.13 apresenta a

arquitectura de controlo do conversor do lado da rede.

As variações de potência existentes na ligação DC provocam um erro na sua tensão, que é

corrigido pelo controlador que regula a corrente activa, cujo funcionamento é explicado

adiante. Por sua vez, a amplitude da corrente reactiva é regulada pelo controlador de

corrente reactiva, partindo da potência e da tensão injectada na rede eléctrica, sendo

abordado posteriormente.


Figura 3.13 - Controlo do conversor do lado da rede [17].

Devido à rápida resposta dos conversores electrónicos de potência, estes podem ser

modelizados como uma fonte de tensão controlada por corrente. A tensão no barramento DC

(terminais do condensador) apresenta um ripple associado à frequência de comutação do

conversor. Considera-se, no entanto, que o condensador apresenta uma capacidade

suficientemente elevada para se assumir a tensão constante [17].

Importa assinalar que, quando se realiza uma análise do comportamento dinâmico de um

sistema de produção eólica, os conversores são modelizados de acordo com as suas funções

de controlo, desprezando portanto detalhes da comutação, os harmónicos existentes e as

perdas no conversor [17].

3.4.3.6 - Estratégia de Sobrevivência a Cavas de Tensão

Na sequência de um curto-circuito, é impossível ao aerogerador entregar à rede eléctrica

toda a potência activa produzida, causando um aumento da tensão no barramento DC,

podendo provocar danos neste.

Para que o aerogerador tenha capacidade de sobrevivência a cavas de tensão é necessário

que, tal como mencionado anteriormente, a tensão na ligação DC do seu conversor não

ultrapasse um determinado limite, de modo a assegurar a integridade dos conversores. A

funcionalidade de controlo adoptada para controlar a tensão no barramento DC é realizado

através da dissipação de potência num chopper e encontra-se apresentada na Figura 3.14.


Figura 3.14 - Funcionalidade de controlo da tensão no barramento DC para a sobrevivência a cavas de tensão [17].

A tensão do barramento DC é comparada com a tensão de referência UCC_ref (tensão

máxima admitida durante uma perturbação), dando origem a um erro. Este passa num

controlador do tipo PI e é transformado numa referência de corrente activa utilizada para

calcular a potência a dissipar no chopper.

Para definir o limite máximo da tensão no barramento DC é usado um interruptor de dois

estados dependentes de UCC. No caso de a tensão ser inferior ao limite máximo

(funcionamento normal), este interruptor bloqueia a passagem da corrente regulada pelo

controlador do tipo PI, assumindo que a potência a dissipar no chopper é nula (K). Já no caso

de a tensão no barramento DC ultrapassar o limite máximo (em caso de perturbação), o

interruptor permite a passagem da corrente regulada pelo referido controlador que será

utilizada para calcular a potência a dissipar no chopper citado. Esta potência é subtraída à

potência produzida pela turbina eólica, permitindo manter a tensão no barramento DC no seu

limite máximo.

Para além do controlo da tensão no barramento DC, é necessário definir um conjunto de

funcionalidades de controlo adicionais de modo a controlar a injecção de corrente reactiva. A

injecção de corrente na rede eléctrica é limitada pelas características do próprio conversor.

Assim, as funcionalidades desenvolvidas para o controlo das correntes activa e reactiva estão

dependentes da corrente limite permitida, tal como apresentado na Figura 3.15.

A relação entre as correntes activa e reactiva injectadas na rede é parametrizada pelo

parâmetro alfa (α). À medida que o valor desta variável aumenta, a corrente reactiva

injectada também aumenta. No entanto, de modo a não ultrapassar o limite máximo de

corrente (Imax), o aumento da corrente reactiva injectada implica a diminuição da corrente

activa.


Figura 3.15 - Diagrama das correntes [17].

Assim, é possível controlar os níveis de corrente activa e reactiva injectados na rede,

utilizando as seguintes equações:

cosmax IIact (3.40)

sinmax II react (3.41)

Observam-se na Figura 3.13 os blocos que regulam as correntes activa e reactiva: a

corrente activa está dependente do sinal de defeito Ydef e da tensão existente no barramento

DC; a corrente reactiva está dependente também do sinal de defeito Ydef, da tensão da rede

e da potência reactiva produzida.

A Figura 3.16 apresenta o esquema de controlo da corrente activa que está contido no

respectivo bloco da Figura 3.13.

Figura 3.16 - Esquema de controlo da corrente activa [17].

Este esquema de controlo é constituído por duas malhas correspondentes ao

funcionamento normal (malha superior) e em caso de defeito (malha inferior), sendo que o

interruptor-3 selecciona a malha a utilizar em função da variável de estado responsável pela

detecção de situações de defeito na rede (Ydef).


A malha de controlo superior controla, em funcionamento normal, a referência de

corrente activa que condiciona a potência activa injectada na rede eléctrica. Para tal, o valor

do erro da tensão no barramento DC passa no controlador do tipo PI da malha e é

determinada a referência de corrente activa fornecida por esta malha de controlo. O valor

desta referência é limitado pelo limitador existente na malha, que define o valor máximo e

mínimo que esta pode assumir em funcionamento normal da rede. Já em caso de defeito, o

interruptor existente nesta malha selecciona como entrada o valor da constante K1 (igual a

zero), sendo, portanto zero, o valor da referência de corrente activa fornecida por esta

malha de controlo.

Por sua vez, a malha de controlo inferior controla a corrente activa em situação de

defeito na rede. O funcionamento desta malha é semelhante ao da malha anterior, sendo que

agora, em funcionamento normal, o interruptor existente nesta malha selecciona como

entrada o valor da constante K2 (igual a zero), pelo que a referência de corrente activa é

nula. Em caso de defeito, o valor do erro da tensão no barramento DC passa no controlador

do tipo PI que fornece uma referência de corrente activa limitada pelo respectivo limitador.

Os limites máximo e mínimo de potência activa são calculados com base na equação

(3.40), considerando um valor de alfa pré-definido.

O esquema de controlo da corrente reactiva, que está contido no respectivo bloco da

Figura 3.13, encontra-se apresentado na Figura 3.17.

Figura 3.17 - Esquema de controlo da corrente reactiva [17].

Tal como o controlo de corrente activa, este é constituído por duas malhas de controlo: a

malha superior, responsável pelo controlo da corrente reactiva em situação de

funcionamento normal, e a malha inferior, responsável pelo controlo da mesma em situação

de defeito na rede eléctrica. O interruptor no final da malha (interruptor-4) selecciona a

malha a utilizar em função da variável de estado Ydef.

A malha superior é a responsável por fornecer, em funcionamento normal, a referência de

corrente reactiva que condiciona a potência reactiva injectada na rede. Esta pode ser

determinada com base no factor de potência desejado para o funcionamento da máquina ou,


em alternativa, com base numa estratégia de controlo da tensão aos terminais da mesma. O

valor do erro da potência reactiva passa num controlador do tipo PI, que fornece uma

referência de corrente reactiva cujos limites são impostos pelo limitador presente na malha.

Em caso de defeito, o interruptor existente nesta malha selecciona como entrada o valor da

constante K1 (igual a zero), sendo, portanto zero, o valor da referência de corrente reactiva

fornecida por esta malha de controlo.

Por sua vez, a malha inferior controla a referência da corrente reactiva a injectar na rede

em caso de defeito. O funcionamento desta malha é semelhante ao da malha anterior, sendo

que agora, em funcionamento normal, o interruptor existente nesta malha selecciona como

entrada o valor da constante K3 (igual a zero), pelo que a referência de corrente reactiva é

nula. Já em caso de defeito, este controlador injecta na rede a corrente reactiva necessária

ao suporte de tensão, cujo limite é especificado através do parâmetro alfa. Durante a

situação de defeito, o valor do erro da tensão é gerado utilizando uma constante K2, de valor

igual a um, correspondente à referência da tensão em caso de defeito. Este erro passa no

controlador do tipo PI que fornece a referência de corrente reactiva. O limitador presente

nesta malha tem a função de limitar esta corrente de acordo com a equação (3.41), em que a

corrente reactiva aumenta com o valor de alfa, aumentando, consequentemente, o valor da

potência reactiva injectada. Nesta malha existe um segundo interruptor (interruptor-3) que é

usado para seleccionar, de acordo com o funcionamento da rede, o valor de referência da

corrente reactiva ou o valor da constante K4 (igual a zero).

3.4.3.7 - Sobrevivência a Cavas de Tensão - Modelo Adoptado

A capacidade de injecção de corrente reactiva por parte da produção eólica tem por

objectivo efectuar o suporte de tensão da rede durante o defeito, e assim tentar evitar a

saída de serviço por mínimo de tensão de outros geradores. Ora, em redes de pequena

dimensão, como é o caso das redes isoladas, e como será demonstrado no Capítulo 6, a

injecção de corrente reactiva sobre a rede tem uma influência muito reduzida sobre o perfil

de tensão verificado durante o defeito. Assim sendo, o requisito de injecção de corrente

reactiva durante o defeito não será determinante para a maioria das redes isoladas de

pequena dimensão. Por esta razão, o modelo desenvolvido no presente trabalho é bastante

mais simples que o apresentado anteriormente.

Atendendo à capacidade de controlo disponibilizada pelos interfaces electrónicos de

potência existentes nas máquinas de conversor integral, pode ser interessante disponibilizar

uma funcionalidade durante o defeito, em que o aerogerador se mantém galvanicamente

ligado à rede, mas não injectando potência activa ou reactiva. Após a eliminação do defeito,

o gerador recupera o estado de funcionamento anterior.

Esta filosofia de funcionamento é já proporcionada pelos aerogeradores da ENERCON,

sendo denominada de Zero Power Mode (ZPM). Aqui, aquando de um defeito e abaixo de um


valor configurável de tensão, o aerogerador entra em ZPM, ou seja, as potências activa e

reactiva injectadas na rede são nulas (transferidas para um chopper), mas o aerogerador

continua ligado a esta. Quando o defeito é eliminado e a tensão ultrapassa um limite mínimo,

o aerogerador sai de ZPM e passa a operar normalmente. A tensão para a qual o aerogerador

entra e sai de ZPM pode variar entre 0% e 95% da tensão nominal [30, 31]. No presente

trabalho utilizou-se 0,8 p.u. visto ser o limite típico a partir do qual as protecções de mínimo

de tensão dos parques eólicos disparam.

A Figura 3.18 demostra os resultados de ensaios referentes ao comportamento de um

aerogerador com o modo ZPM activado na sequência da ocorrência de um curto-circuito: a

curva vermelha representa a potência activa e a verde a reactiva. Ao tempo correspondente

a 1 s ocorre um defeito e, como tal, a potência activa e reactiva é reduzida a zero quase

instantaneamente. Aos 4 s o defeito é eliminado e o aerogerador volta ao ponto de operação

de pré-defeito ao fim de um tempo configurável (desde 50 ms a 2 s) [30].

Figura 3.18 – Exemplo medido em Zero Power Mode, durante uma cava de tensão [30].

O modelo desenvolvido e implementado em ambiente Matlab/Simulink está apresentado

na Figura 3.19.

Neste, aquando da ocorrência de um defeito que provoque uma cava de tensão superior a

0,2 p.u., medida aos terminais do parque eólico, o parque mantém-se ligado à rede não

injectando potência (activa e reactiva). Após eliminação do defeito, o parque volta a operar

normalmente, demorando 300 ms (valor seleccionado – Capítulo 6) a fornecer a potência de

pré-defeito, especificada pelas entradas “P” e “Q”.


Figura 3.19 - Modelo da capacidade de sobrevivência a cavas de tensão implementado.

Neste trabalho também se estudou a hipótese de, aquando de um curto-circuito, estar a

operar um volante de inércia. Nesse caso, este também foi dotado da capacidade de

sobrevivência a cavas de tensão, sendo adoptada a mesma metodologia do parque eólico,

bastando para isso ligar o modelo do volante de inércia da Figura 3.23 às entradas “P” e “Q”

deste modelo.

3.5 - Volante de Inércia

3.5.1 - Descrição Geral

Um volante de inércia (“flywheel”, na literatura anglo-saxónica) é um dispositivo de

armazenamento de energia (cinética), através do movimento de rotação de um corpo,

geralmente cilíndrico, em torno do seu eixo. A quantidade de energia armazenada depende

da massa e da geometria (inércia) do cilindro em rotação e da sua velocidade de rotação, de

acordo com a seguinte equação [32]:

2

2

1 JE (3.42)

Onde:

- E : Energia cinética (J);

- J : Momento de inércia do cilindro (kg.m2);

- : Velocidade angular (rad.s-1).

Nos primeiros volantes de inércia utilizados, o corpo em rotação era feito à base de aço

acoplado a um motor/gerador, cujo objectivo era aumentar a inércia do sistema (e, portanto,

a energia cinética armazenada), permitindo fornecer energia durante mais tempo em caso de

interrupções de energia eléctrica. Contudo, esse aumento raramente excedeu um segundo à

carga nominal, o que corresponde a uma entrega de menos de 5% da energia cinética

adicional armazenada. A entrega de mais energia resultaria numa diminuição da velocidade

de rotação do volante de inércia e, consequentemente, numa redução da frequência

Volante de Inércia 59

eléctrica, o que seria inaceitável. Com o desenvolvimento da electrónica de potência, tal foi

possível adicionando um rectificador e um inversor ao gerador. Isto permitiu fornecer cerca

de 75% da energia cinética armazenada no volante, com ganhos substanciais em caso de

interrupção de energia eléctrica [33].

Hoje em dia, tirando partido dos desenvolvimentos na tecnologia dos materiais

compósitos e electrónica de potência, é possível operar volantes de inércia a velocidades

mais elevadas, aumentando efectivamente a energia cinética armazenada na massa em

rotação, a fim de se atingir elevadas densidades de energia e potência. Através da utilização

de materiais compósitos, é possível desenvolver volantes de inércia com velocidades de

rotação superiores a 100.000 rpm [33]. Tais volantes de alta velocidade são colocados em

vácuo de forma a eliminar as perdas por atrito do ar. Outra questão que se levanta, com as

elevadas velocidades de rotação, são as perdas por fricção verificadas no uso de rolamentos

mecânicos. Assim, com o objectivo de minimizar estas perdas, são usados rolamentos

magnéticos que não têm qualquer contacto com o veio do volante, não possuem partes

móveis e não necessitam de lubrificação. Os rolamentos magnéticos suportam o peso do

volante através de forças de repulsão, que são controladas por sistemas sofisticados de

controlo computacional [32, 33].

Num volante de inércia, o corpo em rotação que armazena energia cinética está acoplado

ao veio de uma máquina síncrona de ímanes permanentes, que pode operar como motor,

acelerando o corpo em rotação, ou como gerador, convertendo a energia cinética

armazenada e injectando-a na rede eléctrica [Figura 3.20]. Durante a carga (armazenamento

de energia cinética), o volante de inércia absorve energia da rede eléctrica, que é convertida

pelo equipamento de electrónica de potência, de forma a accionar a máquina síncrona de

ímanes permanentes como motor, acelerando o volante. Durante a descarga, a energia

cinética armazenada é convertida em energia eléctrica, pela máquina eléctrica mencionada,

funcionando como gerador, diminuindo a velocidade de rotação do volante de inércia [32].

Figura 3.20 - Esquema simplificado de um volante de inércia [32].

Actualmente, a porção de energia na rede eléctrica proveniente de fontes de energia

renovável, é cada vez mais elevada. A súbita perda deste tipo de produção, em especial em

redes com elevada penetração da mesma, pode provocar graves desequilíbrios entre a

produção e o consumo, causando variações na frequência, tanto mais graves, quanto maior a


quantidade de potência perdida. Aqui, o volante de inércia pode ter um contributo decisivo

para a manutenção da estabilidade da frequência, uma vez que pode absorver ou injectar

rapidamente energia na rede, durante algumas dezenas de segundos. Por esta razão, o

volante de inércia torna-se uma mais-valia no controlo primário de frequência,

nomeadamente em redes isoladas, como se pode comprovar com estudos já realizados [34,

35].

A Figura 3.21 mostra o esquema de um volante de inércia fabricado pela Beacon Power.

Tal como outros volantes de inércia de outros fabricantes, este tem um longo período de

vida, necessita de pouca manutenção e é possível associar várias unidades em paralelo, até

perfazer uma potência de alguns MW, de forma a manter a fiabilidade e estabilidade da rede

eléctrica.

Figura 3.21 - Esquema de um volante de inércia da Beacon Power.

3.5.2 - Modelo do Volante de Inércia em Matlab/Simulink

Os volantes de inércia, quando integrados numa rede com o objectivo de fornecer um

serviço de sistema do tipo controlo primário de frequência, podem ser controlados no sentido

de absorverem ou injectarem potência activa proporcionalmente ao desvio de frequência

verificado na rede. Portanto, havendo um desvio de frequência (em relação ao valor

nominal), o volante de inércia irá, proporcionalmente, absorver ou injectar potência activa

na rede, respeitando os seus limites de operação.


O modelo do volante de inércia utilizado nesta dissertação foi propositadamente

desenvolvido para o efeito e a característica de funcionamento do mesmo está representada

na Figura 3.22.

Figura 3.22 - Característica de funcionamento do volante de inércia implementado.

Neste modelo, quando o desvio de frequência é positivo (frequência desce em relação ao

valor nominal), o volante de inércia injecta potência activa na rede; de forma análoga,

quando o desvio de frequência é negativo (frequência sobe em relação ao valor nominal), o

volante de inércia absorve potência activa da rede.

Como se trata de um dispositivo de armazenamento de energia, a sua capacidade de

armazenamento é finita. Assim, quando a energia armazenada se esgota, a injecção de

potência na rede é interrompida e, da mesma forma, a absorção de potência da rede é

suspensa, quando o volante de inércia atinge o seu limite de armazenamento.

No modelo desenvolvido implementou-se uma banda morta (a vermelho na figura acima –

desde até

), dentro da qual o volante de inércia não actua. Por forma a evitar

possíveis oscilações, nomeadamente quando o desvio de frequência está no limiar exterior à

banda morta, esta foi implementada sob uma forma de histerese, como se pode perceber

pelo sentido e direcção das setas (pretas e vermelhas), presentes na referida figura.

O modelo do volante de inércia desenvolvido e implementado em ambiente

Matlab/Simulink está apresentado na Figura 3.23. É possível verificar, pela observação do

modelo, que a frequência da rede é considerada como sendo a frequência do centro de

inércia do sistema, ou seja,

. Considerou-se, também,


um pequeno tempo de resposta do volante de inércia, implementado através de uma função

transferência de primeira ordem.


Figura 3.23 - Modelo do volante de inércia implementado.


3.6 - Conclusões

Neste capítulo foram descritos os conceitos teóricos dos principais componentes utilizados

na modelização da rede eléctrica da ilha de São Miguel. São descritas formulações

matemáticas, circuitos equivalentes e principais considerações de funcionamento usadas na

modelização do sistema.

Como o principal objectivo desta dissertação diz respeito à estabilidade dinâmica da rede

isolada de São Miguel, não é necessário adoptar modelos demasiadamente detalhados, em

especial o comportamento de dispositivos de electrónica de potência, dadas as suas baixas

constantes de tempo quando comparadas com as dos outros elementos do sistema.

65

Capítulo 4

Rede Eléctrica da Ilha de São Miguel

4.1 - Introdução

A rede eléctrica da ilha de São Miguel é gerida pela EDA (Electricidade dos Açores). Tal

como em todas as ilhas do arquipélago, esta não possui qualquer ligação a redes eléctricas

externas, ou seja, é uma rede eléctrica isolada.

Neste capítulo apresenta-se a caracterização da rede eléctrica da ilha de São Miguel,

começando por se abordar o seu sistema electroprodutor. Seguidamente expõe-se o cenário

de exploração actual, bem como o futuro, considerando a integração do parque eólico

previsto.

4.2 - Sistema Electroprodutor

O sistema electroprodutor da ilha de São Miguel é constituído por uma central térmica

equipada com grupos diesel – Central Térmica do Caldeirão (CTCL) e por duas centrais

geotérmicas – Central Geotérmica da Ribeira Grande (CGRG) e do Pico Vermelho (CGPV).

Existem, também, sete centrais hídricas (com uma potência total instalada de

aproximadamente 5 MW [6]), distribuídas ao longo de pequenos cursos de água, que quase

não têm expressão no total da produção de energia eléctrica. Por este motivo, estas centrais

serão desprezadas, pondo-se de parte do estudo da presente dissertação.

66 Rede Eléctrica da Ilha de São Miguel

Legenda: CTCL – Central Térmica do Caldeirão (Potência Instalada de 123,6 MVA)

Legenda: CGRG – Central Geotérmica da Ribeira Grande (Potência Instalada de 20,75 MVA)

Legenda: CGPV – Central Geotérmica do Pico Vermelho (Potência Instalada de 16,25 MVA)

Figura 4.1 - Ilha de São Miguel – Açores (adaptado de [6]).

Pela Figura 4.1 verifica-se que as centrais eléctricas referidas estão localizadas na zona

central da ilha, pois é aí que se encontra o maior aglomerado populacional.

A Figura 4.2 apresenta o esquema unifilar da rede de transporte AT/MT da ilha de São

Miguel. Como a SEVF, presente neste esquema unifilar, pertence à rede de distribuição,

agrupou-se a sua carga à da SELG.

Figura 4.2 - Esquema unifilar da Rede de Transporte AT/MT da ilha de São Miguel [6].

Sistema Electroprodutor 67

4.2.1 - Produção Térmica Convencional

A produção térmica convencional da ilha de São Miguel é da responsabilidade da Central

Térmica do Caldeirão, constituída por oito geradores convencionais a diesel [Figura 4.3]. Esta

central possui quatro grupos geradores de 9,62 MVA e outros quatro de 21,28 MVA,

perfazendo uma potência total instalada de 123,6 MVA.

Esta central é a única na ilha com capacidade de regulação de potência

activa/frequência, bastando para isso alterar a admissão de combustível à máquina diesel.

Figura 4.3 - Esquema unifilar da Central Térmica do Caldeirão [6].

4.2.2 - Produção Geotérmica

O arquipélago dos Açores, tal como já foi mencionado, possui um elevado potencial

geotérmico, em consequência do processo de formação do arquipélago e da sua localização.

No entanto, só em S. Miguel, para já, é que este recurso é aproveitado, existindo duas

centrais deste tipo para produção de energia eléctrica.

A Central Geotérmica da Ribeira Grande é constituída por dois grupos geradores de 3,625

MVA e por outros dois de 6,75 MVA [Figura 4.4], perfazendo um total de 20,75 MVA de

potência instalada. Pela análise dos dados relativos à produção de cada central eléctrica da

ilha, presentes em [6], verifica-se que a CGRG injecta em permanência na rede,

aproximadamente, 7 MW.


Figura 4.4 - Esquema unifilar da Central Geotérmica da Ribeira Grande [6].

A Central Geotérmica do Pico Vermelho é constituída apenas por um grupo gerador de

16,25 MVA [Figura 4.5]. Pela mesma análise ao documento referido, [6], constata-se que a

CGPV injecta em permanência na rede cerca de 11 MW.

Figura 4.5 - Esquema unifilar da Central Geotérmica do Pico Vermelho [6].

Ambas as centrais, tal como todas as centrais geotérmicas, têm dificuldades de

adaptação do valor da produção à evolução do consumo. Por isso, estas centrais apenas

possuem capacidade de regulação de tensão, sendo considerado que para efeito de estudos

de estabilidade dinâmica, funcionam a potência mecânica constante.

Cenário Actual 69

No entanto, tal como foi referido anteriormente, a energia geotérmica não está

dependente das condições atmosféricas, sendo o seu aproveitamento contínuo e estável,

ideal para trabalhar na base do diagrama de carga de um sistema eléctrico.

4.3 - Cenário Actual

4.3.1 - Diagramas de Carga Característicos

Para cada cenário de carga existe uma distribuição de produção que é função da carga

que é necessário alimentar e das características das respectivas centrais. A Figura 4.6

apresenta os diagramas de carga característicos da ilha de São Miguel, referentes a dias

típicos de Primavera, Verão, Outono e Inverno do ano 2009.

Figura 4.6 - Diagramas de carga característicos da ilha de São Miguel, em 2009 [6].

Analisando estes diagramas, conclui-se que a diferença entre os cenários de vazio e de

cheia, relativamente à produção, se resume à entrada em funcionamento de mais geradores

térmicos na CTCL, dado que a base do diagrama é garantida pelas centrais geotérmicas, e em

pequena parte pelas centrais hídricas.


Como referido no início deste capítulo, a produção hídrica é desprezada pela sua baixa

contribuição de potência. Porém, devido à sua constância ao longo do diagrama de carga, a

produção hídrica englobou-se na produção da CGRG, perfazendo então, um total de 9 MW de

potência injectada em permanência na rede.

Comparando os diagramas de carga característicos do ano 2009 [Figura 4.6] com os do ano

2010 [Figura 4.7], constata-se que estes são, em tudo, muito semelhantes. Verifica-se,

contudo, um aumento da potência geotérmica injectada, devido à entrada em exploração,

dia 1 de Julho de 2010, de um novo poço de produção na CGRG.

No entanto, como se iniciou a análise da rede eléctrica da ilha de São Miguel com base

nos dados de 2009, e uma vez que os dados de 2010 só foram disponibilizados no início de

Abril do presente ano, continuou-se o estudo com base nos dados de 2009.

Figura 4.7 - Diagramas de carga característicos da ilha de São Miguel, em 2010 [36].

Cenário Actual 71

4.3.2 - Carga Actual

As cargas verificadas em S. Miguel, para os dias da ponta máxima (18 de Agosto de 2009)

e vazio mínimo (30 de Março de 2009), atingidas no ano, encontram-se apresentadas na

tabela seguinte.

Tabela 4.1 - Distribuição da carga nos cenários de ponta (máxima) e de vazio (mínimo).

Subestação Nível de Tensão (kV) Ponta Máxima (MW) Vazio Mínimo (MW)

SEAE 10 5,93 2,35

SECL 30 4,44 1,72

SEFO 10 4,78 2,03

30 11,35 11,35

SELG 10 6,32 2,26

30 4,4 1,46

SEMF 30 10,91 5,87

SEPD 10 19,86 6,27

SESR 10 5,62 2,47

SEVF 10 1,07 0,55

30 3,21 0,81

Total 77,89 37,14

4.3.3 - Produção Actual

A produção das centrais eléctricas da ilha de São Miguel, em função das cargas

apresentadas na Tabela 4.1, está apresentada na Tabela 4.2.

Tabela 4.2 - Distribuição da produção nos cenários de ponta (máxima) e de vazio (mínimo).

Central Ponta Máxima (MW) Vazio Mínimo (MW)

CTCL 58,2 17,3

CGRG 9 9

CGPV 11 11

Pela observação desta tabela verifica-se, tal como foi referido na secção 4.3.1, que a

diferença de produção entre os dois cenários (ponta e vazio) está no número de grupos

geradores em serviço na CTCL. Para além disso, e tal como foi mencionado anteriormente, as

centrais geotérmicas apresentam valores de potência constantes ao longo dos dias do ano.

De referir que os resultados expostos nesta tabela foram obtidos da execução de um

trânsito de potências, cujos resultados mais pormenorizados são apresentados no Capítulo 6.


4.4 - Cenário Futuro

A produção de electricidade em São Miguel está prestes a ser alterada com a construção

de um parque eólico – Parque Eólico dos Graminhais (PEGR).

4.4.1 - Produção Eólica

O projecto do parque eólico prevê a instalação faseada de 16 aerogeradores, que será

instalado na zona dos Graminhais [Figura 4.8]. Numa primeira fase serão instalados 10

aerogeradores, sendo os restantes 6 instalados numa segunda fase. Mais tarde, está prevista a

substituição dos 10 primeiros aerogeradores instalados por unidades de maior potência [37,

38].

Figura 4.8 - Enquadramento geográfico do Parque Eólico dos Graminhais na ilha de São Miguel [38].

Tal como já foi enunciado, no final de 2011, o parque eólico com 10 aerogeradores

entrará em produção, sendo ligado, nesta primeira fase, à SELG. No entanto, só em 2015 é

que estará construída a subestação (SELC) e a linha que permitirá a sua inserção no anel da

Rede de Transporte AT 60 kV [Figura 4.9] [36]. Em 2015 é, também, iniciada a segunda fase

de instalação de aerogeradores no parque. Assim, tomou-se esse ano como a base de estudo

desta dissertação.

Cenário Futuro 73

Figura 4.9 - Esquema unifilar da Rede de Transporte AT/MT da ilha de São Miguel, em 2015 (adaptado de [6]).

Relativamente à produção, no presente trabalho, considerou-se um cenário em que o

parque eólico estaria a produzir 80% da sua potência instalada. Assim, e tendo em conta que

cada aerogerador a instalar tem uma potência unitária de 900 kW [7], considerou-se que o

parque com:

10 aerogeradores produz cerca de 7,2 MW;

16 aerogeradores produz cerca de 11,5 MW.

4.4.2 - Carga Futura

Em 2015, não só a produção, mas também a carga será diferente da actual [Tabela 4.1].

Com a construção e consequente inserção da SELC no anel da Rede de Transporte AT,

considerou-se, com base na análise da área de abrangência geográfica das subestações, que a

SELC passará a alimentar 30% da carga da SELG e 15% da carga da SEFO.

Assim, e considerando um crescimento de carga anual na ordem dos 2%, em 2015 ter-se-

á:


Tabela 4.3 - Distribuição da carga futura (2015) nos cenários de ponta (máxima) e de vazio (mínimo).

4.4.3 - Produção Futura

Para o ano de 2015, apresenta-se na Tabela 4.4 e na Tabela 4.5 a distribuição das

produções pelas três centrais existentes (CTCL, CGRG e CGPV) e pelo futuro parque eólico,

tendo em conta as considerações feitas em 4.4.1.

Assim, para o parque com 10 aerogeradores, tem-se:

Tabela 4.4 - Distribuição da produção nos cenários de ponta (máxima) e de vazio (mínimo), em 2015.


CTCL 60,9 14,8

CGRG 9 9

CGPV 11 11

PEGR 7,2 7,2

e com 16 aerogeradores:

Tabela 4.5 - Distribuição da produção nos cenários de ponta (máxima) e de vazio (mínimo), em 2015.


CTCL 56,6 10,6

CGRG 9 9

CGPV 11 11

PEGR 11,5 11,5

Tal como na “Produção Actual”, os resultados expostos nestas tabelas foram obtidos da

execução de um trânsito de potências, cujos resultados mais pormenorizados são

apresentados no Capítulo 6.

Subestação Nível de Tensão (kV) Ponta Máxima (MW) Vazio Mínimo (MW)

SEAE 10 6,68 2,65

SECL 30 5,00 1,94

SEFO 10 4,58 1,94

30 10,86 10,86

SEMF 30 12,29 6,61

SEPD 10 22,37 7,06

SESR 10 6,33 2,78

SELG+SEVF 10 4,98 1,78

30 6,84 2,22

SELC 30 7,79 3,98

Total 87,72 41,83

Conclusões 75

4.5 - Conclusões

Neste capítulo apresentou-se o sistema electroprodutor da ilha de São Miguel, em que a

central térmica convencional (CTCL) é a única central da ilha com capacidade de regulação

de frequência.

Foi também apresentado o esquema unifilar da rede de transporte da ilha.

De seguida foram analisados os diagramas de carga característicos, tendo sido

seleccionados a ponta e o vazio para efeitos de caracterização da carga da rede, sendo que a

diferença entre estes cenários (relativamente à produção) se resume ao número de máquinas

térmicas em serviço na CTCL.

Por fim, fez-se a descrição da evolução da integração de renováveis na ilha com a

integração do Parque Eólico dos Graminhais.

77

Capítulo 5

Desenvolvimento da Plataforma de Simulação Dinâmica em Ambiente Matlab/Simulink

5.1 - Introdução

Depois de no Capítulo 3 terem sido focados os aspectos teóricos dos modelos incluídos

nesta plataforma de simulação, pretende-se agora descrever todos os modelos utilizados do

ponto de vista da implementação em ambiente Matlab/Simulink.

Assim, neste capítulo, apresentam-se os pormenores de implementação dos modelos:

Central térmica: máquina diesel e regulador de velocidade e máquina síncrona e

regulador de tensão;

Centrais geotérmicas: máquina síncrona com binário constante e regulador de tensão;

Parque eólico explorando duas tecnologias: máquina assíncrona e máquina síncrona

de velocidade variável com capacidade de sobrevivência a cavas de tensão;

Volante de inércia.

Finalmente mostra-se o aspecto geral da rede eléctrica da ilha de São Miguel em

ambiente Matlab/Simulink.

5.2 - Central Térmica do Caldeirão

Tal como foi referido no Capítulo anterior, a CTCL é constituída por oito geradores

convencionais a diesel, sendo a única central da ilha com capacidade de regulação de

frequência. Na Figura 5.1 é apresentado um dos grupos geradores presentes nesta central,

implementado em ambiente Matlab/Simulink.

Pela análise desta figura constata-se que o grupo gerador é constituído por três

componentes principais, descritos no Capítulo 3:

78 Desenvolvimento da Plataforma de Simulação Dinâmica em Ambiente Matlab/Simulink

- Máquina diesel e regulador de velocidade;

- Máquina Síncrona;

- Regulador de tensão/excitação.

Para além destes componentes existem outros, não menos importantes, que permitem

ligar devidamente o grupo à rede eléctrica.

Figura 5.1 – Modelo de um grupo gerador da Central Térmica do Caldeirão.

5.2.1 - Máquina Diesel e Regulador de Velocidade

O bloco correspondente à máquina diesel e regulador de velocidade [Figura 3.1] possui o

que se chama, em ambiente Simulink, de mask, que permite a alteração simples dos

parâmetros do modelo [Figura 5.2].

Central Térmica do Caldeirão 79

Figura 5.2 - Parâmetros da máquina diesel e regulador de velocidade.

Cada um dos parâmetros presentes nesta imagem tem o seguinte significado:

Droop (R)

Estatismo (p.u.Hz/p.u.kW).

Integral Gain (ki)

Ganho integral do regulador de velocidade (p.u.kW/p.u.Hz).

Governor Gain (kg)

Ganho do regulador de velocidade (p.u.kW/p.u.Hz).

Governor Delay (Tg)

Constante de tempo do regulador de velocidade (s)

Diesel Engine Time Constant (Td)

Constante de tempo da máquina diesel (s).

Maximum Output Torq (Tmax)

Binário máximo fornecido pela máquina diesel (p.u.).


Minimum Output Torq (Tmax)

Binário mínimo fornecido pela máquina diesel (p.u.).

Initial Power Output (Pinit)

Condição inicial dos grupos diesel no que diz respeito ao seu despacho.

5.2.2 - Máquina Síncrona

Como referido em 3.3, adoptou-se o modelo da máquina síncrona disponível na biblioteca

SimPowerSystems.

Uma vez que é muito difícil a obtenção de parâmetros reais para todas as máquinas, de

diferentes potências, optou-se por escolher um conjunto de parâmetros eléctricos que

definem uma determinada máquina, concebendo-se um modelo em p.u. que permite alterar

a potência da máquina sem ser necessário actuar nos restantes parâmetros. Esta acção, dado

o principal objectivo do trabalho, não compromete o estudo realizado.

O conjunto de parâmetros usado para configurar uma das máquinas síncronas

constituintes do sistema eléctrico de São Miguel, encontra-se apresentado na Figura 5.3.

Figura 5.3 - Parâmetros usados na configuração de uma máquina síncrona.

Central Térmica do Caldeirão 81

Os parâmetros que caracterizam a máquina síncrona apresentam o seguinte significado:

Nominal power, line-to-line voltage, frequency [Pn, Vn, fn]

Potência aparente trifásica Pn (VA), tensão eficaz composta Vn (V) e frequência nominal

fn (Hz).

Reactances [Xd, Xd', Xd'', Xq, Xq', Xq'', Xl]

Reactâncias segundo o eixo d: síncrona Xd (p.u.), transitória Xd’ (p.u.) e subtransitória

Xd’’ (p.u.).

Reactâncias segundo o eixo q: síncrona Xq (p.u.), transitória Xq’ (p.u.) e subtransitória

Xq’’ (p.u.).

Reactância de fugas Xl (p.u.).

d axis time constants e q axis time constants

Especifica, para cada eixo, o tipo de constantes de tempo que se pretende fornecer:

circuito aberto ou curto-circuito.

Time constants [Tdo', Tdo'', Tqo', Tqo'']

Constantes de tempo em circuito aberto nos eixos d e q (transitórias e subtransitórias)

(s).

Stator resistance [Rs]

Resistência dos enrolamentos do estator (p.u.)

Inertia coeficient, friction factor, pole pairs [H, F, p]

Constante de inércia H (s), coeficiente de atrito F (p.u.) e número de pares de pólos p.

Initial conditions [dw th ia,ib,ic pha,phb,phc Vf]

Desvio da velocidade inicial dw (% da velocidade nominal), ângulo eléctrico do rotor th

(graus), amplitudes iniciais das correntes de linha ia, ib, ic (p.u.), ângulo das fases pha, phb,

phc (graus) e tensão inicial aplicada ao enrolamento de excitação Vf (p.u.). Estes parâmetros

podem ser obtidos automaticamente, mediante a resolução de um trânsito de potências para

determinadas condições de operação de rede.

Simulate saturation

Especifica se a saturação do núcleo do rotor e do estator deverá ser simulada.


5.2.3 - Regulador de Tensão/ Excitação

Tal como mencionado em 3.3, o regulador de tensão/excitação utilizado é o modelo

disponibilizado na biblioteca SimPowerSystems, que não é mais que uma variante do modelo

standard do IEEE (DC1A).

Os parâmetros utilizados na configuração deste regulador, cujo esquema é apresentado

na Figura 3.4, podem observar-se na Figura 5.4.

Figura 5.4 - Parâmetros utilizados no regulador de tensão/excitação.

Os parâmetros do regulador de tensão/excitação têm o significado que em seguida se

esclarece:

Low-pass filter time constant [Tr]

Constante de tempo (s) do sistema de primeira ordem que modeliza o transdutor de

tensão aos terminais do estator da máquina.

Centrais Geotérmicas 83

Regulator gain and time constant [Ka, Ta]

O ganho Ka e a constante de tempo Ta (s), do sistema de primeira ordem, modelizam o

regulador principal.

Exciter [Ke, Te]

O ganho Ke e a constante de tempo Te (s), do sistema de primeira ordem, modelizam o

sistema de excitação.

Transient gain reduction [Tb, Tc]

As constantes de tempo Tb (s) e Tc (s) do sistema de primeira ordem modelizam o

compensador lead-lag.

Damping filter gain and time constant [Kf, Tf]

O ganho kf e a constante de tempo Tf (s), do sistema de primeira ordem, modelizam a

realimentação diferencial.

Regulator output limits and gain [ Efmin, Efmax, Kp]

Os limites Efmin e Efmax são impostos na saída do regulador de tensão. O limite superior,

Efmax, varia de acordo com o valor do ganho Kp: se o ganho Kp for nulo, o limite superior é

constante e igual a Efmax; se o ganho Kp for positivo, o limite superior é variável e igual ao

produto entre a tensão rectificada aos terminais do estator Vtf e o ganho Kp.

Initial values of terminal voltage and field voltage [Vt0 Vf0]

Vt0 (p.u.) e Vf0 (p.u.) representam os valores iniciais da tensão aos terminais do estator

e da aplicada ao enrolamento de excitação, respectivamente. Tal como para a máquina

síncrona, estes parâmetros podem ser obtidos automaticamente, através da resolução de um

trânsito de potências para uma determinada configuração da rede.

5.3 - Centrais Geotérmicas

As centrais geotérmicas, devido às suas características específicas, produzem sempre

valores de potência constantes ao longo do tempo. Contrariamente à central térmica

convencional presente na ilha, as centrais geotérmicas não possuem qualquer capacidade de

regulação de potência activa/frequência, tendo apenas capacidade de regulação de tensão.

Desta forma, o modelo deste tipo de central é igual ao da central térmica implementado

à excepção do bloco de regulação de velocidade, que aqui é um valor constante fruto do seu

despacho [Figura 5.5].


Figura 5.5 - Modelo de uma central geotérmica - Central Geotérmica da Ribeira Grande neste caso.

5.4 - Parque Eólico dos Graminhais

Tal como referido no Capítulo 3, para o estudo em causa, foram consideradas duas

tecnologias em termos de modelo do parque eólico:

Parque eólico equipado com máquina assíncrona;

Parque eólico equipado com máquina síncrona de velocidade variável com capacidade de


5.4.1 - Parque Eólico equipado com Máquina Assíncrona

Na Figura 5.6 apresenta-se o modelo do parque eólico implementado. Este é constituído

por duas partes principais: o modelo da turbina eólica (apresentado no Capítulo 3) e o da

máquina eléctrica.

Figura 5.6 - Modelo do Parque Eólico.

Parque Eólico dos Graminhais 85

Fazem parte também deste modelo, a bateria de condensadores e o transformador de

interligação com a rede eléctrica. Este último representa um equivalente eléctrico de todos

os transformadores presentes no parque.

Também o gerador representa o conjunto de geradores do parque e, por este motivo, se

considera que todos os geradores estão submetidos à mesma velocidade do vento, sem isto

apresentar inconvenientes para a análise do comportamento global do sistema.

5.4.1.1 - Máquina Eléctrica

O gerador de indução equivalente utilizado neste trabalho tem o rotor em gaiola de

esquilo e os seus parâmetros são configurados através da seguinte interface:

Figura 5.7 - Parâmetros usados na configuração da máquina assíncrona.

Os parâmetros de configuração da máquina assíncrona têm o seguinte significado:

Nominal power, line-to-line voltage, frequency [Pn, Vn, fn]

Potência aparente nominal Pn (VA), tensão eficaz composta Vn (V) e frequência nominal

fn (Hz).

Stator resistance and inductance [Rs, Lls]

Resistência do estator Rs (p.u.) e indutância de fugas Lls (p.u.).


Rotor resistance and inductance [Rr, Llr]

Resistência do rotor Rr (p.u.) e indutância de fugas Llr (p.u.).

Mutual inductance [Lm]

Indutância mútua (p.u.).

Inertia constant, friction factor, pole pairs [H, F, p]

Constante de inércia H (s), coeficiente de atrito F (p.u.) e número de pares de pólos p.

Initial conditions

Parâmetros que permitem estabelecer a condição inicial da máquina.

Simulate saturation

Especifica se a saturação do núcleo do rotor e do estator deverá ser simulada.

5.4.2 - Parque Eólico equipado com Máquina Síncrona de Velocidade

Variável com Capacidade de Sobrevivência a Cavas de Tensão

Tal como mencionado no Capítulo 3, parte dos estudos realizados basearam-se no gerador

de indução. No entanto, no que toca à sobrevivência a cavas de tensão desenvolveu-se um

modelo simples com base na metodologia dos sistemas de velocidade variável com conversor

integral, utilizando o gerador síncrono de ímanes permanentes.

Neste tipo de sistemas existe um desacoplamento total entre o aerogerador e a rede

eléctrica como resultado da presença dos conversores electrónicos. Este desacoplamento

torna o gerador “insensível” a perturbações na rede e permite que, mesmo havendo variações

de velocidade do vento, a potência entregue pelo gerador seja constante.

Assim, e uma vez que o controlo associado à capacidade de sobrevivência a cavas de

tensão está implementado no conversor do lado da rede, não se torna necessário modelizar a

máquina, substituindo-a por uma constante correspondente à potência por ela entregue.

Em virtude do modelo desenvolvido e implementado ser bastante simples [Figura 5.8], e

por não ser necessário estar constantemente a editar os seus parâmetros, não se elaborou a

interface “mask”.

Ainda assim, os parâmetros de configuração essenciais deste modelo são:

Entradas “P” e “Q”

Especifica a potência activa (W) e reactiva (var) fornecida pelo gerador, em regime

normal de funcionamento (especificado em 4.4.1).


No caso de estudo em que está presente o volante de inércia, dotado da capacidade de

sobrevivência a cavas de tensão, é a estas entradas que é ligado, tal como mencionado em

3.4.3.7.

“Switch 1”

Em função do valor de tensão (p.u.) definido neste bloco, o aerogerador equivalente

entra e sai de ZPM. Tal como referido em 3.4.3.7, no presente trabalho utilizou-se 0,8 p.u.

visto ser o limite típico a partir do qual as protecções de mínimo de tensão dos parques

eólicos disparam.

“Rate Limiter”

Define a taxa de recuperação da potência após a eliminação do defeito (MW/s). Tal como

mencionado em 3.4.3.7, nesta dissertação o parque demora 300 ms a fornecer o valor da

potência de pré-defeito.

Figura 5.8 - Modelo do parque eólico equipado com máquina síncrona de velocidade variável e com capacidade de sobrevivência a cavas de tensão implementado.

5.5 - Volante de Inércia

O volante de inércia, cuja descrição e apresentação do modelo fez-se no Capítulo 3,

desempenha um papel fundamental na manutenção da estabilidade da frequência da rede nos

momentos subsequentes à ocorrência de uma perturbação. Tal como foi referido aquando da

sua apresentação, o volante de inércia responde ao desvio de frequência (em relação ao seu

valor nominal) injectando ou absorvendo, proporcionalmente, potência activa da rede,

respeitando os seus limites de operação.

O modelo do volante de inércia implementado está apresentado na Figura 3.23 e a

configuração dos seus principais parâmetros pode ser feita através da seguinte interface.


Figura 5.9 - Parâmetros usados na configuração do volante de inércia.

Os diferentes parâmetros de configuração do volante de inércia têm o significado que a

seguir se apresenta:

Gain [K]

Ganho do volante de inércia (W/p.u.Hz).

Flywheel Time Constant [T]

Constante de tempo do volante de inércia (s).

Maximum Output Power [Pmax]

Potência máxima que o volante de inércia pode fornecer à rede (W).

Minimum Output Power [Pmin]

Potência máxima que o volante de inércia pode absorver da rede (W).

Maximum Energy [Emax]

Energia máxima que o volante de inércia consegue armazenar (J).

Start of Dead Zone [-SDZ]

Valor a partir do qual se inicia a banda morta (p.u.Hz).


End of Dead Zone [EDZ]

Valor a partir do qual termina a banda morta (p.u.Hz).

Importa referir que os valores de potência e energia foram escolhidos de forma a que a

variação máxima de frequência fosse de 1 Hz, sendo a escolha feita com base em valores

standard de volantes de inércia comercializados.


5.6 - Aspecto Geral da Rede Eléctrica da Ilha de São Miguel em

Matlab/Simulink

Figura 5.10 - Rede eléctrica da ilha de São Miguel em ambiente Matlab/Simulink.

A agregação dos diferentes componentes modelizados no Capítulo 3, e cujos pormenores

de implementação foram apresentados no presente capítulo, constitui a plataforma de

simulação, em ambiente Matlab/Simulink, para o estudo do comportamento dinâmico do

sistema eléctrico da ilha de São Miguel [Figura 5.10].

Conclusões 91

5.7 - Conclusões

Neste capítulo foram abordados os pormenores de implementação dos modelos de

simulação dinâmica dos diversos componentes da rede apresentados no Capítulo 3.

Fez-se uma descrição por tipo de central, começando pela central térmica convencional.

Seguiram-se as centrais geotérmicas e o parque eólico. Neste, deu-se especial atenção ao

modelo do parque eólico equipado com máquina síncrona de velocidade variável e com

capacidade de sobrevivência a cavas de tensão, onde abaixo de uma tensão de 0,8 p.u., aos

terminais do parque, este entra em ZPM.

Depois de se descrever os detalhes de implementação do volante de inércia, apresentou-

se o aspecto geral da plataforma de simulação da rede em causa.

93

Capítulo 6

Capacidade de Integração de Potência Eólica na Rede Eléctrica da Ilha de São Miguel

6.1 - Introdução

Depois de construída a plataforma de simulação que permite o estudo do comportamento

dinâmico da rede eléctrica da ilha de São Miguel, procede-se à avaliação da capacidade de

integração de potência eólica na mesma, por forma a determinar os níveis de produção desta

que é possível acomodar sem comprometer a qualidade da operação do sistema. Tal é

realizado no presente capítulo.

O estudo do comportamento dinâmico da rede é realizado para o cenário mais severo em

termos da estabilidade da sua frequência – cenário de vazio. Este caracteriza-se por ter carga

reduzida e, como tal, por apresentar menos geradores síncronos em serviço (CTCL),

resultando numa menor constante de inércia e reserva girante presentes no sistema. Assim, o

sistema torna-se mais vulnerável a variações de produção por parte da fonte renovável em

causa (eólica), bem como a perturbações resultantes de curto-circuitos.

Em resultado de variações de produção relativamente à carga, ou na sequência de um

curto-circuito, a rede eléctrica sofre desvios de frequência em resultado das variações de

velocidade que ocorrem sobre as máquinas do sistema. No sentido de garantir a segurança de

operação desta, e à semelhança dos estudos realizados em [39, 40], admitiu-se como critério

de estabilidade dinâmica, definido para a rede eléctrica de São Miguel, um desvio de

frequência máximo de 1 Hz (no cenário de estudo - vazio).

Procede-se ainda a uma avaliação da integração de unidades de armazenamento de

energia, do tipo volante de inércia, para a manutenção/melhoria da estabilidade da rede.

Tendo em vista o mesmo objectivo, avalia-se também o interesse da instalação de

aerogeradores com capacidade de sobrevivência a cavas de tensão.

94 Capacidade de Integração de Potência Eólica na Rede Eléctrica da Ilha de São Miguel

Assim, neste capítulo, começa-se por validar as condições de operação em regime

permanente para o cenário de estudo referido. Em seguida, apresentam-se os despachos

escolhidos para a análise dinâmica supramencionada, bem como as perturbações a estudar.

Finalmente expõem-se os resultados e conclusões do referido estudo.

6.2 - Validação das condições de operação em regime

permanente

O principal objectivo do presente trabalho é a análise do comportamento dinâmico da

rede eléctrica da ilha de São Miguel na presença de produção eólica. Para esta análise é

explorado o cenário de carga que apresenta mais problemas de estabilidade – cenário de

vazio.

No entanto, e apesar de não fazer parte dos objectivos desta dissertação, a análise em

regime estacionário é efectuada antes da construção do modelo dinâmico. Com esta

abordagem pretende-se garantir que a introdução do Parque Eólico dos Graminhais não altera

de forma problemática o fluxo de potência nas linhas (sobrecargas) e, em especial, os níveis

de tensão nos barramentos. Esta análise permite também, obter as condições iniciais do

sistema a utilizar na simulação dinâmica.

Para tal realizaram-se trânsitos de potências, usando o método de Newton-Raphson,

utilizando o programa PSS®E.

Na Figura 6.1 está apresentado o diagrama unifilar da rede de transporte da ilha

(ambiente PSS®E), para o cenário de vazio em 2015, mas sem parque eólico. Como se

observa, tanto os níveis de tensão nos barramentos, como os níveis de congestionamento dos

diversos componentes da rede, encontram-se dentro dos limites normais.

Validação das condições de operação em regime permanente 95

Figura 6.1 - Diagrama representativo das tensões nos barramentos e do fluxo de potências na rede de transporte, sem parque eólico.

O mesmo acontece com a introdução do Parque Eólico dos Graminhais, quer este seja

constituído por 10 [Figura 6.2] ou por 16 aerogeradores [Figura 6.3].

Figura 6.2 - Diagrama representativo das tensões nos barramentos e do fluxo de potências na rede de transporte, com parque eólico constituído por 10 aerogeradores.


Figura 6.3 - Diagrama representativo das tensões nos barramentos e do fluxo de potências na rede de transporte, com parque eólico constituído por 16 aerogeradores.

Estas duas últimas figuras (Figura 6.2 e Figura 6.3) apresentam o esquema unifilar da rede

de transporte da Figura 4.9. Da sua análise conclui-se que, em regime permanente, a

introdução do parque eólico não traz problemas, quer ao nível da tensão nos barramentos,

quer ao nível dos congestionamentos dos diversos componentes da rede. Desta forma, está

confirmada a viabilidade de exploração em regime estacionário do sistema eléctrico aqui

estudado.

A partir dos trânsitos de potências realizados tendo em conta as considerações feitas ao

longo do Capítulo 4, obteve-se as potências produzidas pelas diversas centrais. Seguidamente

procedeu-se à definição dos despachos alvo de estudo.

6.3 - Despachos em análise

Uma vez que as centrais geotérmicas injectam na rede, em permanência, uma potência

aproximadamente constante, para se acomodar a produção eólica tem de se reduzir o número

de máquinas térmicas em serviço na CTCL. Tal como já foi referido, esta medida pode

provocar a degradação da capacidade de regulação de frequência.

Tendo em vista a análise dinâmica, e com base na Tabela 4.4 e Tabela 4.5, para o cenário

já discutido (cenário de vazio de 2015), escolheram-se três despachos de estudo para a CTCL:

1 Máquina de 21,28 MVA e outra de 9,62 MVA;

2 Máquinas de 21,28 MVA;

3 Máquinas de 9,62 MVA.

Despachos em análise 97

Para esta análise foram definidos os seguintes critérios a cumprir:

Produção mínima (mínimo técnico) das máquinas térmicas da CTCL de 40%;

Reserva com capacidade para suportar a perda da maior máquina convencional

em serviço.

Pela análise dos dados relativos às máquinas da CTCL, presentes em [6], constata-se que

o factor de potência destas é de 0,8.

Assim, e tendo em conta a limite técnico definido, é imediato determinar os limites,

mínimo e máximo, de produção das máquinas desta central [Tabela 6.1].

Tabela 6.1 - Limites de produção das máquinas da CTCL.

Potência das Máquinas Limite Mínimo (MW) Limite Máximo (MW)

21,28 MVA 6,81 17,02

9,62 MVA 3,08 7,70

Definidos os limites, e a partir da Tabela 4.4 e da Tabela 4.5, é possível determinar a

reserva disponível no sistema para cada despacho considerado.

6.3.1 - Parque eólico com 10 aerogeradores

Neste caso, a CTCL contribui com 14,8 MW de potência injectada na rede.

Tabela 6.2 - Potência produzida e reserva disponível em cada despacho para o parque com 10 aerogeradores.

Despachos Produção (MW) Reserva (MW) Reserva disponível no sistema (MW)

1*21,28 MVA + 9,50 7,52 9,92

+ 1*9,62 MVA 5,30 2,40

2*21,28 MVA 7,40 9,62 19,24

3*9,62 MVA 4,93 2,77 8,31

Importa referir que a produção e a reserva expostas nesta tabela dizem respeito a cada

uma das máquinas despachadas.

Aparentemente o primeiro despacho (1 máquina de 21, 28 MVA e outra de 9,62 MVA) é

suficiente, mas no caso de perda da máquina mais potente, a de 9,62 MVA não tem reserva

suficiente para assegurar a potência que estava a ser produzida pela outra. Desta forma, este

despacho não é uma boa alternativa. Ainda assim, e uma vez que tem reserva suficiente para


assegurar a potência perdida na eventual saída de serviço do parque eólico, este despacho

vai ser objecto de estudo.

Relativamente ao segundo despacho (2 máquinas de 21, 28 MVA), no caso de perda de

uma das máquinas, ou mesmo do parque eólico, a produção é assegurada pela outra máquina

em serviço, pois tem reserva suficiente. No entanto, pode ser economicamente pouco viável,

pois as máquinas encontram-se a produzir abaixo do seu ponto óptimo de funcionamento.

Em relação ao terceiro despacho (3 máquinas de 9,62 MVA), este parece ser a alternativa

mais interessante pois no caso de perda de uma máquina, a produção é assegurada pelas

outras duas. Para além disso, se o parque eólico sair de serviço, há reserva suficiente para

assegurar a potência perdida.

6.3.2 - Parque eólico com 16 aerogeradores

Aqui, a CTCL contribui com 10,6 MW de potência injectada na rede.

Tabela 6.3 - Potência produzida e reserva disponível em cada despacho para o parque com 16 aerogeradores.

Despachos Produção (MW) Reserva (MW) Reserva disponível no sistema (MW)

1*21,28 MVA + 7,20 9,82 14,12

+ 1*9,62 MVA 3,40 4,30

2*21,28 MVA 5,3 11,72 23,44

3*9,62 MVA 3,53 4,17 12,51

Tal como no caso de o parque eólico ser constituído por 10 aerogeradores, a produção e a

reserva expostas nesta tabela dizem respeito a cada uma das máquinas despachadas.

O primeiro despacho (1 máquina de 21, 28 MVA e outra de 9,62 MVA) não é muito

atractivo pois, para além das máquinas se encontrarem a produzir perto do seu limite

mínimo, no caso de perda da máquina mais potente, a outra não tem reserva suficiente para

assegurar a potência perdida. Todavia, no caso da saída de serviço do parque eólico, existe

reserva suficiente para assegurar a sua potência.

No que concerne ao segundo despacho (2 máquinas de 21, 28 MVA), apesar das máquinas

possuírem reserva suficiente para assegurar a perda de uma delas (a potência de ambas é

igual), ou mesmo do parque eólico, o seu mínimo técnico não é respeitado. No entanto, este

despacho continua a ser alvo de estudo.

Relativamente ao terceiro despacho (3 máquinas de 9,62 MVA), no caso de perda de uma

das máquinas, a produção é assegurada pelas outras duas. Para além disso, há reserva

Estudo de Estabilidade Transitória 99

suficiente para assegurar a potência perdida na eventual saída de serviço do parque eólico, o

que torna este despacho de estudo bastante interessante.

6.4 - Estudo de Estabilidade Transitória

Nesta análise, principal objectivo do presente trabalho, pretende-se determinar o

impacto e os limites de integração de potência eólica de forma a que as condições de

operação da rede não se degradem, nomeadamente no que se refere à capacidade de

regulação de frequência.

Devido à simulação dinâmica exigir um esforço computacional acrescido, fez-se várias

simplificações ao esquema da Figura 4.9, ficando a seguinte rede equivalente:

Figura 6.4 - Esquema unifilar simplificado da Rede de Transporte AT/MT da ilha de São Miguel, em 2015 (adaptado de [6]).

Nesta rede só foram mantidos os elementos relevantes para a análise dinâmica, ou seja,

foram mantidos os barramentos com produção, tendo sido agrupados os barramentos de

consumo SEAE, SEMF, SEPD e SESR na SECL. Nesta situação, parte das perdas da rede foram

desprezadas, bem como os níveis de tensão, o que não invalida os resultados obtidos, uma

vez que se trata de um estudo de frequência e as condições em regime estacionário estão

garantidas.


Tal como enunciado no início deste capítulo, o cenário de exploração mais severo para a

análise do comportamento dinâmico da rede, é o cenário de vazio, pois é o que apresenta

menos geradores síncronos em serviço (na CTCL) e, como tal, uma menor constante de

inércia e reserva girante presentes no sistema. Desta forma, a regulação de frequência fica

condicionada.

Tendo em vista a determinação do impacto e dos limites de integração de potência eólica

na rede eléctrica da ilha de São Miguel, assentou-se o estudo na perda significativa e total de

potência proveniente do parque eólico, quer devido à redução da velocidade do vento, quer

devido à ocorrência de curto-circuitos na proximidade do parque.

No que toca à variação da velocidade do vento, considerou-se um oco de vento actuando

sobre a turbina eólica [Figura 6.5], que provoca a perda significativa da potência fornecida

pelo parque eólico e, consequentemente, a variação da frequência da rede.

Figura 6.5 – Variação da velocidade do vento.

Relativamente aos curto-circuitos, foi implementado um curto-circuito trifásico simétrico

na proximidade do parque eólico, mais concretamente no barramento da SELC. O curto-

circuito implementado tem a duração de 200 ms e é severo o suficiente para provocar a saída

de serviço do parque eólico. Esta perturbação provoca oscilações na frequência muito

significativas pois, para além da ocorrência de um curto-circuito, há a perda total da

potência produzida pelo parque eólico, em consequência da sua saída de serviço.

No sentido de evitar a perda de capacidade de produção nos momentos posteriores à

eliminação do curto-circuito, estudou-se a contribuição, para a melhoria de estabilidade da

rede, de aerogeradores com capacidade de sobrevivência a cavas de tensão.

Tendo também em vista a manutenção/melhoria da estabilidade da rede, para ambas as

perturbações (variação da velocidade do vento e curto-circuito trifásico simétrico), avaliou-se

a contribuição de volantes de inércia.

Os resultados dos estudos efectuados são expostos e abordados nas secções seguintes.

0 20 40 60 80 100 120 140 160 180

5

6

7

8

9

10

11

Tempo (s)

Velo

cid

ade d

o V

ento

(m

/s)

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 10

0.2

0.4

0.6

0.8

1

Parque Eólico com Dez Aerogeradores 101

6.5 - Parque Eólico com Dez Aerogeradores

Nesta secção são apresentados os resultados do estudo dos despachos definidos, para as

perturbações descritas, no caso em que o parque eólico é constituído por dez aerogeradores.

6.5.1 - Variação da Velocidade do Vento

Tal como referido, simulou-se a perda significativa de produção eólica a partir da redução

da velocidade do vento. Para tal, usou-se o sinal de velocidade do vento da Figura 6.5 como

entrada na turbina eólica.

Esta situação introduz perturbações na rede, sendo essas perturbações tanto maiores

quanto maior for a penetração eólica.

6.5.1.1 - Sem Volante de Inércia

Despacho de 1*21,28 MVA + 1*9,62 MVA

Figura 6.6 - Frequência da rede.

A variação da velocidade do vento traduz-se numa variação do binário mecânico entregue

aos geradores eólicos e, consequentemente, numa variação da potência activa produzida por

estes. Como resultado da variação de produção relativamente à carga, a rede eléctrica sofre

desvios de frequência em resultado das variações de velocidade que ocorrem sobre as

máquinas do sistema [Figura 6.6].

20 40 60 80 100 120 140 160 18049.2

49.3

49.4

49.5

49.6

49.7

49.8

49.9

50

50.1

Tempo (s)

Fre

quência

(H

z)


Da análise da Figura 6.6 verifica-se que o desvio máximo de frequência verificado é

inferior a 1 Hz, pelo que o sistema apresenta um bom comportamento relativamente à

perturbação introduzida pela variação da velocidade do vento.

Pela Figura 6.7 verifica-se que a referida variação reduz drasticamente a produção eólica

para cerca de 200 kW. De forma a compensar esta diminuição, a central responsável pela

regulação de potência activa/frequência (CTCL), aumenta a sua produção de forma a garantir

a estabilidade do sistema. De referir que, tanto antes como após a redução de potência

produzida pelo parque eólico, as máquinas da CTCL encontram-se dentro dos seus limites

técnicos.

Já as centrais geotérmicas não alteram a sua produção. Verifica-se, no entanto, uma

pequena variação de potência aquando da redução de produção do PEGR (20 s). Tal variação

deve-se à inércia dos grupos geradores em questão. Contudo, como estas centrais possuem

um binário constante, a potência activa por elas produzida não aumenta.

Figura 6.7 - Potência activa injectada na rede por cada central.

Tal como foi referido, a redução da velocidade do vento, traduz-se numa redução da

potência activa produzida pelo parque. Desta forma, a necessidade de consumo de potência

reactiva diminui. No entanto, como a bateira de condensadores do parque tem uma potência

fixa, a redução de potência activa produzida pelo parque, traduz-se na injecção, na rede, da

potência reactiva que não é consumida pelos aerogeradores do parque [Figura 6.8]. Uma

forma de corrigir esta situação é a adopção de baterias de condensadores com

escalonamento, mas tal sai do âmbito deste trabalho.

20 40 60 80 100 120 140 160 1805

10

15

20

Tempo (s)

Potê

ncia

Activa (

MW

)

20 40 60 80 100 120 140 160 1808

9

10

11

12

Tempo (s)

Potê

ncia

Activa (

MW

)

20 40 60 80 100 120 140 160 1800

2

4

6

8

Tempo (s)

Potê

ncia

Activa (

MW

)

PEGR

CGPV

CGRG

CTCL 21

CTCL 9


Pela razão apresentada no parágrafo anterior, a potência reactiva produzida pelas

restantes centrais diminui por actuação do regulador de tensão das suas máquinas.

Figura 6.8 - Potência reactiva injectada na rede por cada central.

Figura 6.9 - Tensão aos terminais da CTCL e do PEGR.

Relativamente às tensões apresentadas na Figura 6.9, observa-se um aumento quase

insignificante, em resultado do comentado anteriormente, continuando, portanto, dentro dos

limites.

20 40 60 80 100 120 140 160 1802

4

6

8

Tempo (s)

Potê

ncia

Reactiva (

Mvar)

20 40 60 80 100 120 140 160 1802

2.2

2.4

2.6

2.8

Tempo (s)

Potê

ncia

Reactiva (

Mvar)

20 40 60 80 100 120 140 160 1800

0.5

1

1.5

Tempo (s)

Potê

ncia

Reactiva (

Mvar)

CGPV

CGRG

CTCL 21

CTCL 9

PEGR

20 40 60 80 100 120 140 160 1801

1.001

1.002

1.003

1.004

1.005

1.006

1.007

Tempo (s)

Tensão (

p.u

.)

CTCL

PEGR


Despacho de 2*21,28 MVA


Este despacho é, em tudo, semelhante ao anterior, sendo que agora têm-se duas

máquinas de 21,28 MVA na CTCL. No entanto, só a produção de uma delas está representada,

verificando-se que os seus limites técnicos são respeitados [Figura 6.11].

O presente despacho apresenta uma maior constante de inércia e uma maior reserva

girante disponíveis [Tabela 6.2]. Por esta razão o desvio de frequência agora verificado é

menor que no despacho anterior [Figura 6.10].

Como se observa pela Figura 6.10, as máquinas da CTCL, responsáveis pela regulação de

potência activa/frequência, apresentam uma resposta adequada para a manutenção da

estabilidade da rede.

20 40 60 80 100 120 140 160 180

49.5

49.6

49.7

49.8

49.9

50

50.1

Tempo (s)

Fre

quência

(H

z)



Pelo facto de este despacho apresentar uma maior constante de inércia e uma maior

reserva girante disponíveis, a variação de potência registada nas centrais geotérmicas,

aquando da redução de produção do parque eólico, é agora menor.


20 40 60 80 100 120 140 160 180

8

10

12

Tempo (s)

Potê

ncia

Activa (

MW

)

20 40 60 80 100 120 140 160 1808

9

10

11

12

Tempo (s)

Potê

ncia

Activa (

MW

)

20 40 60 80 100 120 140 160 1800

2

4

6

8

Tempo (s)

Potê

ncia

Activa (

MW

)

PEGR

CGPV

CGRG

CTCL

20 40 60 80 100 120 140 160 1803.5

4

4.5

5

Tempo (s)

Potê

ncia

Reactiva (

Mvar)

20 40 60 80 100 120 140 160 1802

2.2

2.4

2.6

2.8

Tempo (s)

Potê

ncia

Reactiva (

Mvar)

20 40 60 80 100 120 140 160 1800

0.5

1

1.5

Tempo (s)

Potê

ncia

Reactiva (

Mvar)

CTCL

CGPV

CGRG

PEGR



Tal como no despacho anterior, verifica-se um aumento insignificante das tensões [Figura

6.13], continuando, por isso, próximas de 1 p.u.



20 40 60 80 100 120 140 160 1801.002

1.003

1.004

1.005

1.006

1.007

1.008

1.009

Tempo (s)

Tensão (

p.u

.)

CTCL

PEGR

20 40 60 80 100 120 140 160 18049.1

49.2

49.3

49.4

49.5

49.6

49.7

49.8

49.9

50

50.1

Tempo (s)

Fre

quência

(H

z)


Este despacho é o que apresenta o maior desvio de frequência por ser o que possui menor

reserva girante disponível [Figura 6.14]. No entanto, o desvio verificado é menor que o

definido como critério de estabilidade dinâmica (1 Hz), não havendo portanto, problemas na

segurança de exploração da rede.


A única diferença deste despacho para os anteriores é que neste estão em serviço três

máquinas de 9,62 MVA (CTCL) e, por isso, tal como mencionado, a reserva girante presente

no sistema é menor. Ainda assim, as máquinas da CTCL, que aumentaram a potência activa

produzida para compensar a redução de potência proveniente do parque eólico, encontram-

se a produzir dentro dos seus limites técnicos.

As centrais geotérmicas mantêm constante a sua produção de potência activa pelas

razões apresentadas anteriormente.

Relativamente às potências reactivas [Figura 6.16], não há diferenças relevantes, tendo o

seu comportamento já sido explicado.

20 40 60 80 100 120 140 160 1805

6

7

8

Tempo (s)

Potê

ncia

Activa (

MW

)

20 40 60 80 100 120 140 160 1808

9

10

11

12

Tempo (s)

Potê

ncia

Activa (

MW

)

20 40 60 80 100 120 140 160 1800

2

4

6

8

Tempo (s)

Potê

ncia

Activa (

MW

)

CTCL

CGPV

CGRG

PEGR



Em relação às tensões [Figura 6.17] também não há nada a acrescentar, visto o aumento

verificado ser irrelevante, continuando, portanto, dentro dos seus limites.


Em nenhum destes despachos o critério de estabilidade dinâmica é violado, não havendo,

portanto, problemas na segurança de exploração da rede. No entanto, é interessante estudar

20 40 60 80 100 120 140 160 180

3

3.1

3.2

3.3

Tempo (s)

Potê

ncia

Reactiva (

Mvar)

20 40 60 80 100 120 140 160 1801.8

2

2.2

2.4

2.6

Tempo (s)

Potê

ncia

Reactiva (

Mvar)

20 40 60 80 100 120 140 160 1800

0.5

1

1.5

Tempo (s)

Potê

ncia

Reactiva (

Mvar)

PEGR

CGPV

CGRG

CTCL

20 40 60 80 100 120 140 160 1801.002

1.003

1.004

1.005

1.006

1.007

1.008

1.009

Tempo (s)

Tensão (

p.u

.)

CTCL

PEGR


a contribuição de um volante de inércia para a melhoria da sua estabilidade. Tal é feito de

seguida.

6.5.1.2 - Com Volante de Inércia

Este estudo é semelhante ao anterior, sendo que a única diferença reside no facto de

agora estar inserido na rede um volante de inércia, cuja finalidade é contribuir para a

melhoria da estabilidade da rede.

Tal como referido na secção 5.5, o volante de inércia foi dimensionado de forma a que a

variação máxima de frequência fosse de 1 Hz. A definição dos valores dos parâmetros,

nomeadamente de potência e energia, foi baseada em valores standard de volantes de

inércia comercializados.

Importa referir que o volante de inércia aqui implementado só absorve ou injecta

potência na rede a partir de um desvio de frequência de ± 0,2 Hz (banda morta), absorvendo

ou injectando a potência máxima para um desvio de frequência de ± 0,5 Hz.


Tal como anteriormente, a redução da velocidade do vento traduz-se na redução da

potência activa produzida pelo parque eólico [Figura 6.19], que provoca desvios de

frequência na rede.

Figura 6.18 - Frequência da rede com e sem volante de inércia.

20 40 60 80 100 120 140 160 18049.2

49.3

49.4

49.5

49.6

49.7

49.8

49.9

50

50.1

Tempo (s)

Fre

quência

(H

z)

Sem Flywheel

Com Flywheel


Pela Figura 6.18 verifica-se que o desvio máximo de frequência não ultrapassa 1 Hz, mas

tal já acontecia no caso sem volante de inércia (a vermelho na figura). No entanto, observa-

se que o desvio máximo de frequência agora verificado é menor (azul), sendo notória a


Aquando da redução da potência activa produzida pelo parque, e com o objectivo de a

compensar, a produção de potência activa na CTCL, central responsável pela regulação de

potência activa/frequência, aumenta. No entanto, comparando com o caso sem volante de

inércia, verifica-se que este aumento é menos acentuado, exactamente pela injecção de

potência activa por parte do volante de inércia.

Este é capaz de absorver ou injectar uma potência de 1 MW, na rede, e possui uma

capacidade para armazenar 16,5 MJ de energia.

Na Figura 6.19 observa-se a potência activa injectada na rede, tanto pelas centrais como

pelo volante de inércia. Nesta figura nota-se que o volante injectou a potência máxima (1

MW) durante aproximadamente 2 s, tempo durante o qual a frequência está abaixo dos 49,5

Hz [Figura 6.18]. Verifica-se que aos 45 s, sensivelmente, o volante de inércia interrompe a

injecção de potência devido ao término da sua energia. Em virtude disto surge uma pequena

oscilação na frequência [Figura 6.18] e a potência activa produzida pelas máquinas da CTCL

aumenta ligeiramente, continuando contudo, dentro dos seus limites técnicos.

Nesse mesmo instante, e à semelhança do que acontece aos 20 s, também se nota uma

ligeira oscilação na produção das centrais geotérmicas, mas como o binário entregue pelas

máquinas primárias é constante, a sua produção não é alterada.


20 40 60 80 100 120 140 160 1805

10

15

20

Tempo (s)

Pot.

Activa (

MW

)

20 40 60 80 100 120 140 160 1808

10

12

Tempo (s)

Pot.

Activa (

MW

)

20 40 60 80 100 120 140 160 1800

5

10

Tempo (s)

Pot.

Activa (

MW

)

20 40 60 80 100 120 140 160 180

0

0.5

1

Tempo (s)

Pot.

Activa (

MW

)

CGPV

CGRG

PEGR

Flywheel

CTCL 21

CTCL 9


Como foi visto anteriormente, aquando da diminuição de potência activa produzida pelo

parque eólico, verifica-se a injecção na rede da potência reactiva (da bateria de

condensadores) que não é consumida pelos aerogeradores. Por este motivo, os reguladores de

tensão das máquinas das restantes centrais actuam no sentido de diminuir a potência reactiva

produzida [Figura 6.20].

Ainda assim, tem-se como resultado, um aumento, ainda que insignificante, no valor das

tensões, continuando dentro dos seus limites [Figura 6.21].


No instante em que o volante de inércia interrompe a injecção de potência activa (aos 45

s, aproximadamente), verifica-se uma diminuição transitória da tensão de valor irrelevante

[Figura 6.21]. Isto explica o aumento quase despercebido da potência reactiva produzida pela

CTCL e pelas centrais geotérmicas nesse instante [Figura 6.20].

Como se pode observar pela Figura 6.20, o volante de inércia não injecta potência

reactiva, pois o objectivo é avaliar o seu contributo para a melhoria da estabilidade da

frequência, injectando, por isso, unicamente potência activa.

20 40 60 80 100 120 140 160 1802

4

6

8

Tempo (s)

Pot.

Reactiva (

Mvar)

20 40 60 80 100 120 140 160 1802

2.2

2.4

2.6

Tempo (s)

Pot.

Reactiva (

Mvar)

20 40 60 80 100 120 140 160 1800

0.5

1

1.5

Tempo (s)

Pot.

Reactiva (

Mvar)

20 40 60 80 100 120 140 160 180-1

0

1

Tempo (s)

Pot.

Reactiva (

Mvar)

CTCL 21

CTCL 9

CGPV

CGRG

PEGR

Flywheel





Tal como no despacho anterior, o desvio de frequência aqui verificado (a azul na Figura

6.22) é inferior ao definido como critério de estabilidade dinâmica (1 Hz), sendo que tal já

acontecia no caso sem volante de inércia (a vermelho na mesma figura). No entanto, é

20 40 60 80 100 120 140 160 1800.998

0.999

1

1.001

1.002

1.003

1.004

1.005

1.006

1.007

Tempo (s)

Tensão (

p.u

.)

CTCL

PEGR

20 40 60 80 100 120 140 160 180

49.5

49.6

49.7

49.8

49.9

50

50.1

Tempo (s)

Fre

quência

(H

z)

Sem Flywheel

Com Flywheel


notório que o desvio máximo de frequência é menor com a utilização do volante de inércia,

aumentando, assim, a estabilidade da rede.

O volante aqui presente possui as mesmas características que o utilizado no despacho

anterior, ou seja, é capaz de absorver ou injectar uma potência de 1 MW e possui uma

capacidade para armazenar 16,5 MJ de energia.

Na Figura 6.23 apresentam-se as potências activas injectadas na rede. Aqui, o volante de

inércia não necessita de injectar a sua potência máxima, pois a frequência não ultrapassa os

49,5 Hz [Figura 6.22]. No entanto, aos 55 s aproximadamente, este suspende a injecção de

potência activa na rede por esgotar a energia armazenada. Como consequência, neste

instante, surge uma ligeira oscilação na frequência [Figura 6.22] e, tal como anteriormente,

as máquinas da CTCL (só uma está representada) aumentam a produção de potência activa,

já depois de o terem feito devido à diminuição de produção do parque (20 s). Ainda assim,

estas máquinas continuam a operar dentro dos seus limites técnicos, pois possuem uma

elevada reserva girante.

As centrais geotérmicas mantêm constante a sua produção pelas razões apresentadas

anteriormente. No entanto, constata-se que as oscilações agora verificadas, em comparação

com o despacho anterior, são menos acentuadas devido à maior constante de inércia e

reserva girante presentes no sistema.


20 40 60 80 100 120 140 160 1806

8

10

12

Tempo (s)

Pot.

Activa (

MW

)

20 40 60 80 100 120 140 160 1808

10

12

Tempo (s)

Pot.

Activa (

MW

)

20 40 60 80 100 120 140 160 1800

5

10

Tempo (s)

Pot.

Activa (

MW

)

20 40 60 80 100 120 140 160 180

0

0.5

1

Tempo (s)

Pot.

Activa (

MW

)

CTCL

CGPV

CGRG

PEGR

Flywheel


Tal como já foi referido, da diminuição da produção de potência activa pelo parque

eólico, devido à redução da velocidade do vento, resulta a injecção na rede da potência

reactiva que não é consumida da sua bateria de condensadores [Figura 6.24].


Para contrabalançar, a potência reactiva produzida pelas restantes centrais diminui por

actuação do regulador de tensão das suas máquinas.

No instante em que se esgota a energia no volante de inércia, tal como no despacho

anterior, verifica-se uma diminuição transitória da tensão de valor insignificante [Figura

6.25]. Esta diminuição, apesar de irrelevante, é menor que a verificada no despacho anterior,

pela maior reserva aqui verificada.

Desta forma, o aumento residual da potência reactiva na CTCL e nas centrais

geotérmicas, aos 55 s [Figura 6.24], é também menor neste despacho.

20 40 60 80 100 120 140 160 1803.5

4

4.5

5

Tempo (s)

Pot.

Reactiva (

Mvar)

20 40 60 80 100 120 140 160 1802

2.2

2.4

2.6

Tempo (s)

Pot.

Reactiva (

Mvar)

20 40 60 80 100 120 140 160 1800

0.5

1

1.5

Tempo (s)

Pot.

Reactiva (

Mvar)

20 40 60 80 100 120 140 160 180-1

0

1

Tempo (s)

Pot.

Reactiva (

Mvar)

CTCL

CGPV

CGRG

PEGR

Flywheel



Ainda relativamente às tensões, pela Figura 6.25, verifica-se que estas se encontram

dentro dos limites, tanto antes como após a perturbação.



20 40 60 80 100 120 140 160 1801.002

1.003

1.004

1.005

1.006

1.007

1.008

1.009

Tempo (s)

Tensão (

p.u

.)

CTCL

PEGR

20 40 60 80 100 120 140 160 18049.1

49.2

49.3

49.4

49.5

49.6

49.7

49.8

49.9

50

50.1

Tempo (s)

Fre

quência

(H

z)

Sem Flywheel

Com Flywheel


Tal como no caso sem volante de inércia, este despacho é o que apresenta o maior desvio

de frequência por ser o que possui menor reserva girante. No entanto, para além de se

verificar um desvio menor que 1 Hz, é notória a melhoria que advém do uso do volante de

inércia [Figura 6.26].


À semelhança dos despachos anteriores, o volante de inércia utilizado é capaz de

absorver ou injectar uma potência de 1 MW e possui uma capacidade para armazenar 16,5 MJ

de energia. Verifica-se que este injecta a potência máxima pois a frequência ultrapassa os

49,5 Hz [Figura 6.26], em resultado da diminuição da produção do parque eólico. Quando

termina a energia no volante (42 s, aproximadamente) verifica-se, tal como nos despachos

anteriores, uma pequena oscilação na frequência [Figura 6.26] e um incremento na potência

activa produzida pelas máquinas da CTCL, continuando dentro dos seus limites técnicos

[Figura 6.27]. Aliás, a partir deste instante, a potência produzida é igual à do caso sem

volante de inércia (para o mesmo despacho).

As centrais geotérmicas têm um comportamento semelhante ao discutido anteriormente,

pelo que não é necessário repetir os comentários. Inda assim convém referir que as oscilações

agora verificadas são mais acentuadas que no despacho anterior, devido à menor constante

de inércia e reserva girante aqui presentes.

20 40 60 80 100 120 140 160 1805

6

7

8

Tempo (s)

Pot.

Activa (

MW

)

20 40 60 80 100 120 140 160 1808

10

12

Tempo (s)

Pot.

Activa (

MW

)

20 40 60 80 100 120 140 160 1800

5

10

Tempo (s)

Pot.

Activa (

MW

)

20 40 60 80 100 120 140 160 180

0

0.5

1

Tempo (s)

Pot.

Activa (

MW

)

Flywheel

PEGR

CTCL

CGPV

CGRG



Relativamente ao comportamento da potência reactiva e da tensão são válidas as

observações feitas anteriormente, bastando apenas referir que a maior diminuição de tensão

agora verificada (no instante em que se esgota a energia no volante de inércia), ainda que

irrelevante, deve-se à menor reserva girante aqui presente.


20 40 60 80 100 120 140 160 1802.5

3

3.5

Tempo (s)

Pot.

Reactiva (

Mvar)

20 40 60 80 100 120 140 160 1801.8

2

2.2

2.4

Tempo (s)

Pot.

Reactiva (

Mvar)

20 40 60 80 100 120 140 160 1800

0.5

1

1.5

Tempo (s)

Pot.

Reactiva (

Mvar)

20 40 60 80 100 120 140 160 180-1

0

1

Tempo (s)

Pot.

Reactiva (

Mvar)

CTCL

CGPV

CGRG

PEGR

Flywheel

20 40 60 80 100 120 140 160 1800.999

1

1.001

1.002

1.003

1.004

1.005

1.006

1.007

1.008

1.009

Tempo (s)

Tensão (

p.u

.)

CTCL

PEGR


6.5.2 - Curto-circuito e consequente saída de serviço do Parque Eólico

Depois da simulação da perda significativa de produção eólica, em consequência da

redução da velocidade do vento, simulou-se um curto-circuito trifásico simétrico num

barramento próximo da zona do parque eólico. O curto-circuito ocorre aos 20 s e auto-

extingue-se de forma bem sucedida 200 ms após o seu aparecimento. Como consequência da

actuação das protecções de mínimo de tensão e abertura do disjuntor da interligação do

parque, aos 20,1 s (100 ms após a ocorrência do curto-circuito), o parque eólico é desligado

da rede. Deste modo, é possível avaliar o comportamento dinâmico do sistema na situação

em que um defeito poderá conduzir a um abaixamento suficiente dos níveis de tensão no

parque eólico, que levem à sua saída de serviço por actuação das suas protecções.



Pela análise da Figura 6.30 verifica-se que, após o defeito e consequente saída de serviço

do parque eólico, o sistema recupera a estabilidade. No entanto, constata-se um desvio de

frequência superior a 2 Hz, devido à perda de produção de potência activa decorrente da

saída de serviço do parque. Este desvio poderá colocar em risco a segurança de exploração da

rede, uma vez que poderá levar à actuação dos sistemas de protecção dos geradores

síncronos em serviço.

10 20 30 40 50 60 70 80 90 10047.5

48

48.5

49

49.5

50

50.5

Tempo (s)

Fre

quência

(H

z)



Pela observação da Figura 6.31 verifica-se que antes do defeito as centrais encontravam-

se a produzir o esperado, de acordo com a Tabela 4.4. Aquando do defeito e posterior saída

de serviço do parque eólico é a CTCL, tal como já foi referido, a responsável pela

manutenção do equilíbrio entre a produção e o consumo. Assim, as máquinas desta central

tomam a potência que estava a ser produzida pelo parque eólico, continuando, contudo,

dentro dos seus limites técnicos.

Relativamente às centrais geotérmicas [Figura 6.31], verifica-se que a potência produzida

se mantém constante antes e depois do defeito. Após a eliminação deste, há uma pequena

variação de potência resultante da inércia presente nos seus grupos geradores. Todavia, como

possuem um binário constante, não aumentam a injecção de potência activa.

Observa-se, na Figura 6.31 e Figura 6.32, que após a saída de serviço do parque eólico

ocorrem uma sucessão de picos na sua potência produzida. Isto resulta da auto-excitação em

vazio dos aerogeradores com máquina assíncrona, pelo facto de estarem isolados da rede e a

sua bateria de condensadores se manter em serviço. Na realidade isto não aconteceria

porque há protecções que evitam tal situação.

Uma vez que o referido fenómeno fica limitado ao parque, não passando para a rede

eléctrica, e que os resultados da potência activa e reactiva do parque eólico com máquina

assíncrona, após o curto-circuito, não têm significado para o estudo em causa, o fenómeno de

auto-excitação mencionado é desprezado no presente trabalho.

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

20

40

60

Tempo (s)

Potê

ncia

Activa (

MW

)

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

20

40

60

Tempo (s)

Potê

ncia

Activa (

MW

)

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

5

10

15

Tempo (s)

Potê

ncia

Activa (

MW

)

CTCL 21

CTCL 9

CGPV

CGRG

PEGR



Pela observação da Figura 6.32, constata-se que a potência reactiva injectada na rede

pela CTCL e pelas centrais geotérmicas, antes e após o defeito, é praticamente constante.

Tal facto deve-se à bateria de condensadores ter sido dimensionada para alimentar

completamente o parque eólico. Assim, após a saída de serviço do mesmo, como este não

necessitava de potência reactiva da rede, a potência reactiva produzida pelas restantes

centrais mantém-se constante.


10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

10

20

30

40

Tempo (s)

Potê

ncia

Reactiva (

Mvar)

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

-10

0

10

20

30

Tempo (s)

Potê

ncia

Reactiva (

Mvar)

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

10

20

Tempo (s)

Potê

ncia

Reactiva (

Mvar)

CTCL 21

CTCL 9

CGPV

CGRG

PEGR

19.8 20 20.2 20.4 20.6 20.8 21 21.2 21.4 21.60

0.5

1

1.5

2

2.5

3

3.5

4

4.5

Tempo (s)

Tensão (

p.u

.)

CTCL

PEGR


Na Figura 6.33, aos 20,1 s, observa-se um transitório muito rápido devido à presença da

bateria de condensadores aquando da saída de serviço do parque eólico. Na realidade a

bateria de condensadores é desconectada antes do parque, através dos referidos sistemas de

protecção, pelo que o referido transitório deve ser desprezado.

Observa-se, nesta figura, que a tensão aos terminais do PEGR tem tendência a aumentar.

Tal deve-se ao fenómeno de auto-excitação comentado anteriormente, pelo que se despreza.

O transitório verificado aquando da extinção do curto-circuito (20,2 s) também é

desprezado por ser muito rápido.

A cava de tensão verificada é bastante acentuada, caindo a tensão até cerca de 0,37 p.u.

(CTCL). Após a extinção do defeito, a tensão recupera, estando esta recuperação relacionada

com os vários parâmetros dos reguladores de tensão das máquinas síncronas. Um melhor

ajuste desses parâmetros poderia resultar numa mais rápida recuperação, mas tal não é

relevante para o contexto da presente dissertação.



À semelhança das observações precedentes, a frequência da rede [Figura 6.34] tem um

comportamento semelhante ao verificado no despacho anterior. Contudo verifica-se um

desvio de frequência menor que no referido despacho (não atinge os 2 Hz), exactamente pela

maior reserva disponível no sistema. No entanto, esse desvio é superior ao definido como

critério de estabilidade dinâmica (1 Hz), podendo colocar em risco a segurança de exploração

da rede.

10 20 30 40 50 60 70 80 90 10048

48.5

49

49.5

50

50.5

Tempo (s)

Fre

quência

(H

z)




Aqui são válidas as mesmas observações feitas para o despacho anterior, não sendo

necessário repeti-las. A única diferença é que na CTCL, agora, tem-se duas máquinas de

21,28 MVA, havendo portanto, tal como foi constatado anteriormente, uma maior reserva

girante no sistema. Importa referir que a produção da CTCL exposta nos gráficos da Figura

6.35 e Figura 6.36, diz respeito apenas a uma das máquinas em funcionamento e não às duas.

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

20

40

Tempo (s)

Potê

ncia

Activa (

MW

)

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

20

40

60

Tempo (s)

Potê

ncia

Activa (

MW

)

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

5

10

15

Tempo (s)

Potê

ncia

Activa (

MW

)

PEGR

CGPV

CGRG

CTCL

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

10

20

30

40

Tempo (s)

Potê

ncia

Reactiva (

Mvar)

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-20

-10

0

10

20

30

Tempo (s)

Potê

ncia

Reactiva (

Mvar)

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

10

20

Tempo (s)

Potê

ncia

Reactiva (

Mvar)

CTCL

CGPV

CGRG

PEGR


Relativamente à tensão [Figura 6.37], os comentários são os mesmos do despacho

anterior, sendo que neste caso a tensão atinge 0,4 p.u. (CTCL). Este facto prende-se pela

maior reserva girante presente no sistema.




19.8 20 20.2 20.4 20.6 20.8 21 21.2 21.4 21.60

0.5

1

1.5

2

2.5

3

3.5

4

4.5

Tempo (s)

Tensão (

p.u

.)

CTCL

PEGR

10 20 30 40 50 60 70 80 90 10047.5

48

48.5

49

49.5

50

50.5

Tempo (s)

Fre

quência

(H

z)


Devido à menor reserva girante presente neste despacho, e à semelhança do primeiro

despacho abordado, o desvio de frequência verificado é superior a 2 Hz, podendo colocar em

risco a segurança de exploração da rede. Ainda assim, e tal como nos despachos anteriores, o

sistema recupera a estabilidade.


Neste despacho, os comentários são em tudo semelhantes aos anteriores, ou seja, a

produção da CTCL da Figura 6.39 e Figura 6.40 diz respeito à produção de uma máquina

apenas e não das três que se encontram em serviço. O aumento de potência produzida nesta

central (igual nas três máquinas) deve-se à saída de serviço do parque eólico e consequente

perda de produção deste. Convém referir que, mesmo com o aumento da produção verificado

em cada uma das máquinas, estas encontram-se dentro dos seus limites técnicos.

Ao contrário das máquinas da CTCL, as das centrais geotérmicas não possuem capacidade

de regulação de frequência, possuindo apenas capacidade de regulação de tensão. Assim, tal

como mencionado anteriormente, a sua produção mantém-se constante, antes e após o

defeito.

Pelo facto de o parque eólico não estar a consumir reactiva antes do defeito, após a sua

saída de serviço, a produção de potência reactiva nas restantes centrais mantém-se

constante [Figura 6.40].

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

10

20

30

Tempo (s)

Potê

ncia

Activa (

MW

)

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

20

40

60

Tempo (s)

Potê

ncia

Activa (

MW

)

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

5

10

15

Tempo (s)

Potê

ncia

Activa (

MW

)

CTCL

CGPV

CGRG

PEGR



Este despacho, de entre os despachos em estudo, é o que apresenta uma maior cava de

tensão, devido à sua menor reserva girante disponível. A tensão, aos terminais da CTCL,

atinge 0,35 p.u.


10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

5

10

15

20

Tempo (s)

Potê

ncia

Reactiva (

Mvar)

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100-10

0

10

20

30

Tempo (s)

Potê

ncia

Reactiva (

Mvar)

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0

10

20

Tempo (s)

Potê

ncia

Reactiva (

Mvar)

CGPV

CGRG

CTCL

PEGR

19.8 20 20.2 20.4 20.6 20.8 21 21.2 21.4 21.60

0.5

1

1.5

2

2.5

3

3.5

4

4.5

Tempo (s)

Tensão (

p.u

.)

CTCL

PEGR


Por comparação dos três despachos em estudo, constata-se que o desvio de frequência é

superior ao definido como critério de estabilidade dinâmica (1 Hz). Para assegurar desvios de

frequência inferiores a 1 Hz é necessário estudar a possibilidade de instalação de

aerogeradores com capacidade de sobrevivência a cavas de tensão.

É de notar que os despachos em estudo têm uma reserva girante superior à potência

eólica em exploração. Se assim não fosse, a perturbação em causa poderia levar à diminuição

da frequência transitória do sistema para valores que provocariam a perda parcial ou total da

continuidade de serviço do sistema.

A título de curiosidade coloca-se na Figura 6.42 e na Figura 6.43 a comparação das

tensões aos terminais da CTCL e do PEGR para um curto-circuito igual ao aplicado

anteriormente, mas agora afastado do parque eólico. Este curto-circuito é aplicado no

barramento da SELG, que fica a 20 km do ponto de aplicação anterior (SELC – 10 km do

parque eólico). A comparação faz-se para o mesmo despacho, pelo que se optou pelo de três

máquinas de 9,62 MVA.

Figura 6.42 - Tensão aos terminais da CTCL.

19.8 20 20.2 20.4 20.6 20.8 21 21.2 21.4 21.60

0.5

1

1.5

2

2.5

Tempo (s)

Tensão (

p.u

.)

Perto

Longe

Parque Eólico com Dezasseis Aerogeradores 127

Figura 6.43 - Tensão aos terminais do PEGR.

Nos gráficos das figuras acima está representada a azul, a tensão nas proximidades do

parque eólico (caso de estudo anterior - SELC), e a vermelho, a tensão num ponto afastado

do mesmo (SELG).

Da análise destes gráficos conclui-se que é indiferente o local de ocorrência dos curto-

circuitos pois, como a rede é pequena, os resultados são análogos. Aliás, pela mesma razão, o

comportamento das tensões é semelhante em todos os barramentos da rede.

6.6 - Parque Eólico com Dezasseis Aerogeradores

Nesta secção não são apresentados os resultados do estudo com o curto-circuito descrito

anteriormente, pois se com o parque eólico constituído por 10 aerogeradores os desvios de

frequência eram graves, neste caso são ainda mais, dada a maior potência eólica em jogo.

Assim, apenas são exibidos os resultados relativos à variação da velocidade do vento atrás

descrita.

6.6.1 - Variação da Velocidade do Vento

Esta perturbação foi já estudada anteriormente, sendo que agora tem-se o parque eólico

constituído por 16 aerogeradores e, como tal, a potência eólica injectada e posteriormente

diminuída é maior, resultando em perturbações mais graves.

19.8 20 20.2 20.4 20.6 20.8 21 21.2 21.4 21.60

0.5

1

1.5

2

2.5

3

3.5

4

4.5

Tempo (s)

Tensão (

p.u

.)

Perto

Longe




Agora a mesma variação da velocidade do vento, provoca a diminuição da produção eólica

de aproximadamente 11,5 MW, para 300 kW [Figura 6.45]. Tal como referido anteriormente,

esta maior perda de potência causa maiores perturbações na rede, como se pode comprovar

desde logo com o maior desvio de frequência aqui verificado (comparando com o caso em que

o parque eólico é constituído por 10 aerogeradores), sendo violado o critério de estabilidade

dinâmica definido (1 Hz) [Figura 6.44].


Também as oscilações verificadas ao nível das centrais geotérmicas são agora maiores

[Figura 6.45]. No entanto, tal como mencionado mais que uma vez, estas não alteram a sua

produção pois possuem um binário constante.

Já as máquinas da CTCL, responsáveis pela regulação de frequência, aumentam a sua

produção para compensar a referida diminuição de potência. Quer antes quer após a

perturbação, estas encontram-se a produzir dentro dos seus limites técnicos.

20 40 60 80 100 120 140 160 18048.6

48.8

49

49.2

49.4

49.6

49.8

50

50.2

Tempo (s)

Fre

quência

(H

z)




Neste caso, em virtude de o parque eólico ser constituído por 16 aerogeradores, a bateria

de condensadores tem uma potência mais elevada. Desta forma, aquando da diminuição de

potência activa produzida pelo parque, a potência reactiva injectada na rede é maior que no

20 40 60 80 100 120 140 160 1800

5

10

15

20

Tempo (s)

Potê

ncia

Activa (

MW

)

20 40 60 80 100 120 140 160 1808

9

10

11

12

Tempo (s)

Potê

ncia

Activa (

MW

)

20 40 60 80 100 120 140 160 1800

5

10

15

Tempo (s)

Potê

ncia

Activa (

MW

)

CTCL 21

CTCL 9

CGPV

CGRG

PEGR

20 40 60 80 100 120 140 160 1802

4

6

8

10

Tempo (s)

Potê

ncia

Reactiva (

Mvar)

20 40 60 80 100 120 140 160 1801

1.5

2

2.5

3

Tempo (s)

Potê

ncia

Reactiva (

Mvar)

20 40 60 80 100 120 140 160 1800

0.5

1

1.5

2

2.5

Tempo (s)

Potê

ncia

Reactiva (

Mvar)

CGPV

CGRG

PEGR

CTCL 21

CTCL 9


caso de o parque ser constituído por apenas 10 aerogeradores. Isto explica tanto a maior

diminuição da potência reactiva produzida pelas restantes centrais [Figura 6.46], por

actuação dos seus reguladores de tensão, como o maior aumento da tensão agora verificado.

No entanto, este aumento da tensão continua a ser irrelevante, mantendo-se a tensões

dentro dos limites [Figura 6.47].



Apesar da diminuição de potência activa produzida pelo parque eólico ser igual à do

despacho anterior, no presente despacho, o desvio máximo de frequência não ultrapassa 1 Hz

[Figura 6.48], devido à maior reserva girante presente no sistema.

A única diferença para o despacho anterior é que agora têm-se duas máquinas de 21,28

MVA (só uma está representada - Figura 6.49), sendo que o seu mínimo técnico não é

respeitado, tal como tinha sido adiantado na secção 6.3.

20 40 60 80 100 120 140 160 1800.998

1

1.002

1.004

1.006

1.008

1.01

1.012

1.014

1.016

1.018

Tempo (s)

Tensão (

p.u

.)

CTCL

PEGR




Comparando com o despacho anterior, observa-se pela Figura 6.49 que as oscilações

verificadas na produção das centrais geotérmicas, em resultado da perturbação ocorrida, são

aqui menores. Tal deve-se à maior constante de inércia e reserva girante presentes neste

despacho.

20 40 60 80 100 120 140 160 18049

49.2

49.4

49.6

49.8

50

50.2

Tempo (s)

Fre

quência

(H

z)

20 40 60 80 100 120 140 160 1804

6

8

10

12

14

Tempo (s)

Potê

ncia

Activa (

MW

)

20 40 60 80 100 120 140 160 1808

9

10

11

12

Tempo (s)

Potê

ncia

Activa (

MW

)

20 40 60 80 100 120 140 160 1800

5

10

15

Tempo (s)

Potê

ncia

Activa (

MW

)

CTCL

CGPV

CGRG

PEGR


Já em comparação com o caso em que o parque eólico é constituído por 10

aerogeradores, verifica-se que aqui as oscilações são maiores devido à maior penetração e

consequente maior perda de potência eólica, aquando da perturbação. Daqui resulta

também, tal como mencionado atrás, uma maior injecção de potência reactiva na rede,

provocando um maior aumento de tensão [Figura 6.51]. Todavia, este aumento não é

significativo, continuando as tensões dentro dos limites.


20 40 60 80 100 120 140 160 1803.5

4

4.5

5

5.5

6

Tempo (s)

Potê

ncia

Reactiva (

Mvar)

20 40 60 80 100 120 140 160 1801

1.5

2

2.5

3

Tempo (s)

Potê

ncia

Reactiva (

Mvar)

20 40 60 80 100 120 140 160 1800

0.5

1

1.5

2

2.5

Tempo (s)

Potê

ncia

Reactiva (

Mvar)

CTCL

CGPV

CGRG

PEGR





20 40 60 80 100 120 140 160 1801

1.005

1.01

1.015

Tempo (s)

Tensão (

p.u

.)

CTCL

PEGR

20 40 60 80 100 120 140 160 18048.6

48.8

49

49.2

49.4

49.6

49.8

50

50.2

Tempo (s)

Fre

quência

(H

z)


Tal como já foi referido, este despacho é o que apresenta o maior desvio de frequência

devido à menor reserva girante presente no sistema, ultrapassando neste caso 1 Hz [Figura

6.52].

O maior desvio aqui verificado, em comparação com o caso em que o parque eólico é

constituído por 10 aerogeradores, deve-se à maior potência eólica em questão.


Neste despacho têm-se três máquinas de 9,62 MVA que se encontram a operar dentro dos

seus limites técnicos, tanto antes como após a perturbação em causa.

Verifica-se pela Figura 6.53 que as oscilações verificadas na produção das centrais

geotérmicas, em resultado da perturbação ocorrida, são maiores que nos despachos

anteriores devido à menor constante de inércia e reserva girante presentes neste despacho.

Estas oscilações são também mais acentuadas que no caso de o parque ser constituído por

apenas 10 aerogeradores, exactamente pela maior penetração de potência eólica aqui

verificada.

20 40 60 80 100 120 140 160 1802

4

6

8

10

Tempo (s)

Potê

ncia

Activa (

MW

)

20 40 60 80 100 120 140 160 1808

9

10

11

12

Tempo (s)

Potê

ncia

Activa (

MW

)

20 40 60 80 100 120 140 160 1800

5

10

15

Tempo (s)

Potê

ncia

Activa (

MW

)

CGPV

CGRG

PEGR

CTCL



Neste despacho, tal como nos outros, observa-se um aumento da tensão de valor

insignificante, em resultado do exposto anteriormente [Figura 6.55], continuando, portanto,

dentro dos limites.


20 40 60 80 100 120 140 160 1803

3.5

4

4.5

Tempo (s)

Potê

ncia

Reactiva (

Mvar)

20 40 60 80 100 120 140 160 1801

1.5

2

2.5

3

Tempo (s)

Potê

ncia

Reactiva (

Mvar)

20 40 60 80 100 120 140 160 1800

0.5

1

1.5

2

2.5

Tempo (s)

Potê

ncia

Reactiva (

Mvar)

PEGR

CGPV

CGRG

CTCL

20 40 60 80 100 120 140 160 1801

1.002

1.004

1.006

1.008

1.01

1.012

1.014

1.016

1.018

1.02

Tempo (s)

Tensão (

p.u

.)

CTCL

PEGR


Portanto, como se constatou ao longo desta secção, os desvios de frequência verificados

ultrapassam o definido como critério de estabilidade dinâmica (1 Hz), à excepção do

despacho de duas máquinas de 21,28 MVA, em que os seus mínimos técnicos não são

respeitados. Assim, justifica-se o estudo da contribuição do uso de volantes de inércia para a


6.6.1.2 - Com Volante de Inércia


A Figura 6.56 mostra a variação da frequência da rede em consequência da perturbação

já descrita. Verifica-se que o desvio máximo de frequência com a utilização do volante de

inércia (azul) não ultrapassa 1 Hz, ao contrário do que acontecia sem a utilização deste

(vermelho), sendo notória a melhoria da estabilidade da rede.


Tendo em conta a maior penetração de potência eólica agora verificada, um volante de

inércia dos utilizados anteriormente não é suficiente, sendo necessário utilizar quatro (com

as mesmas características que os anteriores) ligados em paralelo.

Assim, observa-se pela Figura 6.57 que o volante de inércia injecta a sua potência

máxima (4 MW) durante o tempo em que a frequência está abaixo dos 49,5 Hz. Aos 38 s,

aproximadamente, a energia do volante esgota-se e este suspende a injecção de potência na

rede. Neste instante há um incremento na potência activa produzida pelas máquinas da

20 40 60 80 100 120 140 160 18048.6

48.8

49

49.2

49.4

49.6

49.8

50

50.2

Tempo (s)

Fre

quência

(H

z)

Sem Flywheel

Com Flywheel


CTCL, que continuam a operar dentro dos seus limites, e surgem oscilações na frequência e

na produção das centrais geotérmicas, tal como anteriormente, sendo agora maiores em

virtude da maior potência eólica perdida.

Nesse mesmo instante nota-se uma ligeira oscilação na potência activa produzida pelo

parque que se deve à inércia dos seus geradores. De referir que tal também acontece quando

o parque é constituído por 10 aerogeradores, sendo mais evidente agora pela maior potência

eólica em causa.


Como foi visto anteriormente, a potência reactiva que não é consumida pelos

aerogeradores do parque eólico é injectada na rede. Por esta razão, e apesar das restantes

centrais diminuírem a potência reactiva produzida, verifica-se um aumento, ainda que

irrelevante, da tensão, continuando dentro dos limites [Figura 6.59].

No instante em que o volante de inércia interrompe a injecção de potência activa (aos 38

s, aproximadamente), verifica-se uma diminuição abrupta da tensão [Figura 6.59], mas como

se trata de um transitório muito rápido, tal deve ser desprezado. A existência deste

transitório explica o aumento, nesse instante, da potência reactiva produzida pela CTCL e

pelas centrais geotérmicas e a oscilação na potência reactiva injectada pelo parque [Figura

6.58].

20 40 60 80 100 120 140 160 1800

10

20

Tempo (s)

Pot.

Activa (

MW

)

20 40 60 80 100 120 140 160 1808

10

12

Tempo (s)

Pot.

Activa (

MW

)

20 40 60 80 100 120 140 160 1800

5

10

15

Tempo (s)

Pot.

Activa (

MW

)

20 40 60 80 100 120 140 160 180

0

2

4

Tempo (s)

Pot.

Activa (

MW

)

CTCL 21

CTCL 9

CGPV

CGRG

PEGR

Flywheel




20 40 60 80 100 120 140 160 1800

5

10

Tempo (s)

Pot.

Reactiva (

Mvar)

20 40 60 80 100 120 140 160 1801

2

3

Tempo (s)

Pot.

Reactiva (

Mvar)

20 40 60 80 100 120 140 160 1800

1

2

3

Tempo (s)

Pot.

Reactiva (

Mvar)

20 40 60 80 100 120 140 160 180-1

0

1

Tempo (s)

Pot.

Reactiva (

Mvar)

Flywheel

PEGR

CGPV

CGRG

CTCL 21

CTCL 9

20 40 60 80 100 120 140 160 1800.975

0.98

0.985

0.99

0.995

1

1.005

1.01

1.015

1.02

1.025

Tempo (s)

Tensão (

p.u

.)

CTCL

PEGR



É possível verificar pela Figura 6.60 que o desvio de frequência aqui verificado (a azul) é

inferior a 1 Hz, mas tal já acontecia no caso sem volante de inércia (a vermelho). Ainda

assim, é evidente a melhoria que advém do seu uso.


Neste despacho, tal como no anterior, utilizaram-se quatro volantes de inércia de 1 MW

com capacidade para armazenar 16,5 MJ de energia (cada um) ligados em paralelo.

Na Figura 6.61 são apresentadas as potências activas injectadas na rede. Uma vez que a

frequência desce abaixo dos 49,5 Hz, durante esse tempo, o volante de inércia injecta a sua

potência máxima. Aos 43 s, sensivelmente, este interrompe a injecção de potência na rede

por se ter esgotado a sua energia. Tal como anteriormente, neste instante, as máquinas da

CTCL (só uma está representada) aumentam a sua produção de potência activa, já depois de

a terem aumentado em resultado da diminuição de produção do parque eólico (20 s). Apesar

das máquinas da CTCL não atingirem o seu limite máximo, verifica-se que o seu mínimo

técnico não é respeitado, tal como já foi referido nesta secção.

No instante em que o volante interrompe a injecção de potência, surgem oscilações na

frequência e na produção de todas as centrais. No entanto, as oscilações aqui verificadas são

menos acentuadas que no despacho anterior devido à maior constante de inércia e reserva

girante presentes no sistema. Todavia, estas oscilações são mais acentuadas que no caso em

que o parque é constituído por 10 aerogeradores, devido à maior penetração e consequente

maior perda de potência eólica.

20 40 60 80 100 120 140 160 18049

49.2

49.4

49.6

49.8

50

50.2

Tempo (s)

Fre

quência

(H

z)

Sem Flywheel

Com Flywheel




Em relação à potência reactiva [Figura 6.62] e à tensão [Figura 6.63] verificam-se os

mesmos acontecimentos que no despacho anterior. Contudo, as oscilações agora verificadas

são menores devido à maior reserva girante aqui presente.

20 40 60 80 100 120 140 160 1805

10

15

Tempo (s)

Pot.

Activa (

MW

)

20 40 60 80 100 120 140 160 1808

10

12

Tempo (s)

Pot.

Activa (

MW

)

20 40 60 80 100 120 140 160 1800

5

10

15

Tempo (s)

Pot.

Activa (

MW

)

20 40 60 80 100 120 140 160 180

0

2

4

Tempo (s)

Pot.

Activa (

MW

)

CTCL

CGPV

CGRG

PEGR

Flywheel

20 40 60 80 100 120 140 160 1803

4

5

6

Tempo (s)

Pot.

Reactiva (

Mvar)

20 40 60 80 100 120 140 160 1801

2

3

Tempo (s)

Pot.

Reactiva (

Mvar)

20 40 60 80 100 120 140 160 1800

1

2

3

Tempo (s)

Pot.

Reactiva (

Mvar)

20 40 60 80 100 120 140 160 180-1

0

1

Tempo (s)

Pot.

Reactiva (

Mvar)

CTCL

CGPV

CGRG

PEGR

Flywheel





Este despacho, tal como tem vindo a ser dito, é o que apresenta maiores desvios de

frequência pelo facto de possuir menor reserva girante. No entanto, com a utilização de

20 40 60 80 100 120 140 160 1800.985

0.99

0.995

1

1.005

1.01

1.015

1.02

1.025

Tempo (s)

Tensão (

p.u

.)

CTCL

PEGR

20 40 60 80 100 120 140 160 18048.6

48.8

49

49.2

49.4

49.6

49.8

50

50.2

Tempo (s)

Fre

quência

(H

z)

Sem Flywheel

Com Flywheel


volantes de inércia é possível melhorar a estabilidade da rede [Figura 6.64], cumprindo-se o

critério de estabilidade dinâmica definido (1 Hz).

O volante de inércia aqui utilizado é igual ao utilizado nos despachos anteriores. Verifica-

se que este injecta a sua potência máxima (4 MW) [Figura 6.65] durante o tempo em que a

frequência está abaixo dos 49,5 Hz, em resultado da diminuição da potência eólica

produzida. Aos 38 s, aproximadamente, termina a energia armazenada no volante e a

injecção de potência na rede é interrompida. Tal como foi observado anteriormente, daqui

resultam incrementos na potência activa produzida pela CTCL, para compensar esta perda de

potência, continuando as suas máquinas (só uma está representada) dentro dos limites

[Figura 6.65].

Nesse mesmo instante surgem oscilações na frequência [Figura 6.64] e na produção das

centrais geotérmicas [Figura 6.65 e Figura 6.66], tal como já foi analisado. Nestas, a

oscilação na produção de potência activa deve-se à inércia dos grupos geradores, continuando

a produzir uma potência constante dadas as suas características. Já a oscilação verificada na

produção de potência reactiva, deve-se ao transitório de tensão [Figura 6.67] que surge do

término de energia do volante de inércia.


Resta apenas acrescentar que as oscilações aqui verificadas são maiores que nos

despachos anteriores devido à menor constante de inércia e reserva girante aqui presentes.

20 40 60 80 100 120 140 160 1802

4

6

8

10

Tempo (s)

Pot.

Activa (

MW

)

20 40 60 80 100 120 140 160 1808

10

12

Tempo (s)

Pot.

Activa (

MW

)

20 40 60 80 100 120 140 160 1800

5

10

15

Tempo (s)

Pot.

Activa (

MW

)

20 40 60 80 100 120 140 160 180

0

2

4

Tempo (s)

Pot.

Activa (

MW

)

CTCL

PEGR

Flywheel

CGPV

CGRG




20 40 60 80 100 120 140 160 1802

3

4

5

Tempo (s)

Pot.

Reactiva (

Mvar)

20 40 60 80 100 120 140 160 1801

2

3

Tempo (s)

Pot.

Reactiva (

Mvar)

20 40 60 80 100 120 140 160 1800

1

2

3

Tempo (s)

Pot.

Reactiva (

Mvar)

20 40 60 80 100 120 140 160 180-1

0

1

Tempo (s)

Pot.

Reactiva (

Mvar)

CTCL

CGPV

CGRG

PEGR

Flywheel

20 40 60 80 100 120 140 160 1800.975

0.98

0.985

0.99

0.995

1

1.005

1.01

1.015

1.02

1.025

Tempo (s)

Tensão (

p.u

.)

CTCL

PEGR


6.7 - Parque Eólico com Dezasseis Aerogeradores equipados

com FRT (Fault-Ride Through)

6.7.1 - Curto-circuito

O curto-circuito aqui simulado é o mesmo que se simulou para o caso em que o parque

eólico era constituído por 10 aerogeradores, ou seja, é um curto-circuito trifásico simétrico,

que ocorre aos 20 s e auto-extingue-se 200 ms após o seu aparecimento. O curto-circuito é

aplicado, também neste caso, num barramento próximo da zona do parque eólico (SELC),

sendo que ficou provado que independentemente do local da sua ocorrência, os resultados

seriam semelhantes, dadas as características da rede.

Neste caso, como os aerogeradores possuem capacidade de sobrevivência a cavas de

tensão, e tal como discutido no Capítulo 3, estes não saem de serviço. Assim, a estabilidade

da rede é melhorada, uma vez que se evita a perda de capacidade de produção eólica nos

momentos posteriores à extinção do curto-circuito.

Para evidenciar estas melhorias, e apesar de não se ter analisado o curto-circuito e

consequente saída de serviço do parque eólico constituído por 16 aerogeradores, é feita uma

comparação dos desvios de frequência que se obtêm nestes dois casos.


Antes de se iniciar esta análise convém relembrar a metodologia de funcionamento

adoptada: aquando de um curto-circuito que provoque uma cava de tensão superior a 0,2

p.u., medida aos terminais do parque eólico, o parque deixa de injectar potência (activa e

reactiva), mas mantém-se ligado à rede. Após a extinção do defeito, o parque volta a operar

normalmente, demorando 300 ms a fornecer a potência de pré-defeito (11,5 MW de activa e

2,3 Mvar de reactiva).


Antes de se passar propriamente a este estudo, importa justificar a escolha de 300 ms

como o tempo que o parque eólico demora a fornecer a potência de pré-defeito, após a

extinção do mesmo. Tal como mencionado no Capítulo 3, esse tempo é configurável desde 50

ms a 2 s.

Na Figura 6.68 estão representados três tempos diferentes de recuperação da potência

activa fornecida pelos aerogeradores e a influência destes na frequência.

Parque Eólico com Dezasseis Aerogeradores equipados com FRT (Fault-Ride Through) 145

Figura 6.68 – Influência do tempo de recuperação da potência activa (fornecida pelos aerogeradores) na frequência.

Como se constata, quanto mais rápido os aerogeradores fornecerem a potência activa de

pré-defeito, menores serão os desvios de frequência verificados. Contudo, observa-se que a

partir de 300 ms, as melhorias na frequência são mínimas. Por isso se escolheu este valor.

Na Figura 6.69 está representada a frequência da rede aquando do curto-circuito, no caso

em que o parque eólico sai de serviço (a vermelho) e no caso em que os aerogeradores do

parque têm capacidade de sobrevivência a cavas de tensão (a azul).

Como se comprova, o facto de o parque não sair de serviço melhora a estabilidade da

rede. Para além do desvio máximo (negativo) de frequência ser menor, a frequência recupera

o seu valor nominal mais rapidamente. Aos 22,5 s, aproximadamente, verifica-se um desvio

maior do que acontecia com a saída de serviço do parque eólico, mas tal é menor que 1 Hz,

não trazendo portanto, problemas para a segurança de exploração da rede.

18 20 22 24 26 28 30 3247.5

48

48.5

49

49.5

50

50.5

51

51.5

Tempo (s)

Fre

quência

(H

z)

18 20 22 24 26 28 30 32-2

0

2

4

6

8

10

12

14

Tempo (s)

Potê

ncia

Activa (

MW

)

700 ms

300 ms

100 ms

700 ms

300 ms

100 ms




Como se pode observar pela Figura 6.70 e Figura 6.71, em resultado da cava de tensão

[Figura 6.72] provocada pelo defeito, o parque eólico deixa de produzir.

Tanto antes como após o defeito, observa-se que as centrais estão a produzir o esperado,

não havendo incrementos na produção da CTCL. Tal deve-se ao facto de o parque não sair de

18 20 22 24 26 28 30 32 34 36 3846.5

47

47.5

48

48.5

49

49.5

50

50.5

51

51.5

Tempo (s)

Fre

quência

(H

z)

Sem FRT

Com FRT

18 20 22 24 26 28 30 32 34 36 38-10

0

10

20

30

40

50

Tempo (s)

Potê

ncia

Activa (

MW

)

18 20 22 24 26 28 30 32 34 36 38

0

10

20

30

40

50

Tempo (s)

Potê

ncia

Activa (

MW

)

18 20 22 24 26 28 30 32 34 36 38-5

0

5

10

15

Tempo (s)

Potê

ncia

Activa (

MW

)

PEGR

CGPV

CGRG

CTCL 21

CTCL 9


serviço e, após a extinção do defeito, voltar ao estado de funcionamento normal. Por esta

razão, a produção das centrais geotérmicas também não sofre alteração. De qualquer das

formas a produção destas não era alterada, dadas as suas características já discutidas.

Também pela razão apresentada no parágrafo anterior, a potência reactiva produzida

pelas restantes centrais mantém-se constante, a menos dos transitórios e das oscilações

provocadas pelo curto-circuito [Figura 6.71].


A cava de tensão provocada pelo curto-circuito [Figura 6.72] é bastante acentuada,

verificando-se uma tensão de 0,29 p.u. aos terminais do parque eólico.

Aquando da extinção do curto-circuito (20,2 s) verifica-se um aumento do valor das

tensões, mas como se trata de um transitório muito rápido, tal deve ser desprezado. Após a

extinção do defeito a tensão recupera, estando esta recuperação relacionada, tal como foi

referido anteriormente, com os vários parâmetros dos reguladores de tensão das máquinas

síncronas. Portanto, um melhor ajuste desses parâmetros poderia resultar numa recuperação

mais rápida, mas tal não é relevante para o contexto da presente dissertação.

18 20 22 24 26 28 30 32 34 36 38

0

10

20

30

40

Tempo (s)

Potê

ncia

Reactiva (

Mvar)

18 20 22 24 26 28 30 32 34 36 38-20

0

20

40

Tempo (s)

Potê

ncia

Reactiva (

Mvar)

18 20 22 24 26 28 30 32 34 36 38

0

1

2

3

Tempo (s)

Potê

ncia

Reactiva (

Mvar)

CTCL 21

CTCL 9

PEGR

CGPV

CGRG





Tal como no despacho anterior, na Figura 6.73 está representada a frequência da rede

aquando do curto-circuito, no caso em que o parque eólico sai de serviço (a vermelho) e no

19.8 20 20.2 20.4 20.6 20.8 21 21.2 21.4 21.60

0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

1.4

1.6

1.8

2

Tempo (s)

Tensão (

p.u

.)

CTCL

PEGR

18 20 22 24 26 28 30 32 34 36 3847

47.5

48

48.5

49

49.5

50

50.5

51

51.5

Tempo (s)

Fre

quência

(H

z)

Sem FRT

Com FRT


caso em que os aerogeradores do parque têm capacidade de sobrevivência a cavas de tensão

(a azul).

Pelo facto de o parque não sair de serviço, o desvio máximo (negativo) de frequência

agora verificado é menor. Para além disso, tal como mencionado anteriormente, a frequência

recupera o seu valor nominal mais rapidamente. No entanto, aos 22 s, sensivelmente,

verifica-se um desvio de frequência maior do que acontecia com a saída do parque,

ultrapassando 1 Hz, podendo colocar em risco a segurança de exploração da rede.

À semelhança do que foi observado no despacho anterior, também neste não se verificam

incrementos na produção da CTCL, pelo facto de, tal como foi referido, o parque não sair de

serviço. No entanto, tal como na análise da perturbação provocada pela variação da

velocidade do vento, estudada anteriormente, os mínimos técnicos das máquinas desta

central (só uma está representada), neste despacho, não são respeitados [Figura 6.74].


18 20 22 24 26 28 30 32 34 36 38-10

0

10

20

30

40

50

Tempo (s)

Potê

ncia

Activa (

MW

)

18 20 22 24 26 28 30 32 34 36 38

0

20

40

60

Tempo (s)

Potê

ncia

Activa (

MW

)

18 20 22 24 26 28 30 32 34 36 38-5

0

5

10

15

Tempo (s)

Potê

ncia

Activa (

MW

)

PEGR

CGPV

CGRG

CTCL



Relativamente à potência reactiva, são válidas as observações feitas para o despacho

anterior, não sendo por isso necessário repeti-las.

Confirma-se pela Figura 6.76 que a cava de tensão aqui verificada não é tão acentuada

quanto no despacho anterior: a tensão aos terminais do parque eólico atinge 0,34 p.u. Isto

deve-se ao facto de, neste despacho, a reserva girante presente no sistema ser maior.

18 20 22 24 26 28 30 32 34 36 38

0

10

20

30

40

Tempo (s)

Potê

ncia

Reactiva (

Mvar)

18 20 22 24 26 28 30 32 34 36 38-20

-10

0

10

20

30

Tempo (s)

Potê

ncia

Reactiva (

Mvar)

18 20 22 24 26 28 30 32 34 36 38

0

1

2

3

Tempo (s)

Potê

ncia

Reactiva (

Mvar)

PEGR

CGPV

CGRG

CTCL




Pela Figura 6.77 é possível verificar as melhorias de estabilidade que advêm da utilização

de aerogeradores com capacidade de sobrevivência a cavas de tensão. Tal como nos

despachos anteriores, para além do desvio máximo (negativo) de frequência ser menor, a

frequência recupera o seu valor nominal mais rapidamente. Aos 22,5 s, aproximadamente,

também aqui se observa um desvio maior do que acontecia com a saída do parque, mas como

é menor que o definido como critério de estabilidade dinâmica (1 Hz), não acarreta

problemas para a segurança de exploração da rede.

19.8 20 20.2 20.4 20.6 20.8 21 21.2 21.4 21.60

0.5

1

1.5

2

2.5

Tempo (s)

Tensão (

p.u

.)

CTCL

PEGR




Pelo facto de o parque, aquando do defeito deixar de produzir mas continuar ligado à

rede, e após o defeito voltar ao estado normal de funcionamento, não se verificam alterações

na produção de potência activa da CTCL [Figura 6.78]. Pela mesma razão, a potência reactiva

produzida pelas restantes centrais também não sofre alterações.

18 20 22 24 26 28 30 32 34 36 3846.5

47

47.5

48

48.5

49

49.5

50

50.5

51

Tempo (s)

Fre

quência

(H

z)

Sem FRT

Com FRT

18 20 22 24 26 28 30 32 34 36 38-5

0

5

10

15

20

Tempo (s)

Potê

ncia

Activa (

MW

)

18 20 22 24 26 28 30 32 34 36 38

0

10

20

30

40

50

Tempo (s)

Potê

ncia

Activa (

MW

)

18 20 22 24 26 28 30 32 34 36 38-5

0

5

10

15

Tempo (s)

Potê

ncia

Activa (

MW

)

CTCL

CGPV

CGRG

PEGR




Devido à menor reserva girante presente neste despacho, a cava de tensão aqui verificada

é a mais acentuada; aos terminais do parque eólico, a tensão atinge 0,28 p.u.

18 20 22 24 26 28 30 32 34 36 38-5

0

5

10

15

20

Tempo (s)

Potê

ncia

Reactiva (

Mvar)

18 20 22 24 26 28 30 32 34 36 38-10

0

10

20

30

40

Tempo (s)

Potê

ncia

Reactiva (

Mvar)

18 20 22 24 26 28 30 32 34 36 38

0

1

2

3

Tempo (s)

Potê

ncia

Reactiva (

Mvar)

PEGR

CGPV

CGRG

CTCL

19.8 20 20.2 20.4 20.6 20.8 21 21.2 21.4 21.60

0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

1.4

1.6

1.8

2

Tempo (s)

Tensão (

p.u

.)

CTCL

PEGR


O estudo do curto-circuito com aerogeradores com capacidade de sobrevivência a cavas

de tensão apenas foi feito para o caso em que o parque eólico era constituído por 16

aerogeradores. Como neste caso são evidentes as melhorias do uso de tais aerogeradores, não

é necessário repetir o estudo para o caso em que o parque eólico é constituído apenas por 10,

pois as melhorias são semelhantes. Para além disso, a potência eólica em causa neste último

é menor, pelo que se torna mais interessante o estudo do primeiro.

Do estudo realizado nesta secção, ficam claras as melhorias de estabilidade da rede

resultantes da utilização de aerogeradores com capacidade de sobrevivência a cavas de

tensão. Ainda assim, tal não é suficiente para garantir o critério de estabilidade dinâmica

definido (1 Hz), havendo portanto, a necessidade de estudar a contribuição de volantes de

inércia com capacidade de sobrevivência a cavas de tensão.

Antes de se passar a este estudo em concreto, importa provar a afirmação feita no

Capítulo 3, onde se disse que a injecção de corrente reactiva durante o defeito (por parte do

parque eólico), neste tipo de sistema eléctrico, tem uma influência quase irrelevante sobre

os perfis de tensão.

Para tal, apresentam-se de seguida o perfil de tensão da CTCL e do PEGR com e sem

injecção de corrente reactiva durante o defeito, para o último despacho comentado (3*9,62

MVA).

Figura 6.81 - Perfis de tensão (PEGR e CTCL) durante o defeito, com e sem injecção de corrente reactiva durante o mesmo.

19.8 20 20.2 20.4 20.6 20.8 21 21.2 21.4 21.6-5

0

5

10

15

Tempo (s)

Pot.

Activa (

MW

)

19.8 20 20.2 20.4 20.6 20.8 21 21.2 21.4 21.61

2

3

4

5

Tempo (s)

Pot.

Reactiva (

Mvar)

19.8 20 20.2 20.4 20.6 20.8 21 21.2 21.4 21.6

0

1

2

Tempo (s)

Tensão P

EG

R (

p.u

.)

19.8 20 20.2 20.4 20.6 20.8 21 21.2 21.4 21.6

0

1

2

Tempo (s)

Tensão C

TC

L (

p.u

.)

Sem injecção de Q

Com injecção de Q

Sem injecção de Q

Com injecção de Q

PEGR

PEGR


Tal como se estudou até agora, aquando de um defeito que provoque uma cava de tensão

superior a 0,2 p.u., o parque deixa de injectar potência activa e reactiva, mas continua

ligado à rede. Agora, aquando do mesmo defeito, o parque continua a não injectar potência

activa, mas injecta corrente reactiva correspondente à sua corrente nominal (dependendo da

cava de tensão verificada) [Figura 6.81], isto porque, durante o defeito, o respectivo

conversor tende a utilizar toda a sua capacidade para injectar corrente reactiva.

Como se constata pela Figura 6.81, nesta rede, durante o defeito, não há benefício com a

injecção de corrente reactiva, continuando a verificar-se praticamente a mesma cava de

tensão. No entanto, observa-se que com a injecção da mesma, após a extinção do defeito, a

tensão tende a atingir o seu valor nominal mais rapidamente.

6.7.1.2 - Com Volante de Inércia equipado com FRT

Tal como referido nos estudos anteriores, o volante de inércia foi dimensionado de forma

a que a variação máxima de frequência fosse de 1 Hz. Também aqui, a definição dos valores

dos parâmetros, nomeadamente de potência e energia, foi baseada em valores standard de

volantes de inércia comercializados.

O volante de inércia aqui implementado, tal como os anteriores, só absorve ou injecta

potência na rede a partir de um desvio de frequência de ± 0,2 Hz (banda morta), absorvendo

ou injectando a potência máxima para um desvio de frequência de ± 0,5 Hz. A única

diferença em relação aos anteriores, é que agora tem também associado a capacidade de

sobrevivência a cavas de tensão, ou seja, funciona normalmente para uma tensão superior a

0,8 p.u., medida aos seus terminais. Para uma tensão inferior a 0,8 p.u., este deixa de

operar, sendo que quando a tensão recuperar, volta a funcionar normalmente.


Como se reparou ao longo deste capítulo, das perturbações estudadas, o curto-circuito é

o que provoca maiores desvios de frequência.

Assim, para se obter uma variação máxima de frequência de 1 Hz, foi necessário, por

tentativa e erro, determinar as características (potência e energia) do volante de inércia a

utilizar.

A Figura 6.82 mostra a influência da potência do volante de inércia na frequência.

Importa referir que esta potência diz respeito a um volante de inércia equivalente,

constituído por vários volantes de 1 MW de potência e 16,5 MJ de capacidade de

armazenamento, ligados em paralelo. Na realidade, isto seria a chamada central de

regulação de frequência baseada em volantes de inércia (Flywheel Frequency Regulation

Plant, na literatura anglo-saxónica).


Figura 6.82 - Frequência da rede com volantes de inércia de várias potências.

Como se observa pela Figura 6.82, a partir de uma potência de 20 MW, as melhorias na

frequência são pequenas; por isso se seleccionou este valor.

Na Figura 6.83 está representada a frequência da rede aquando do curto-circuito, com (a

azul) e sem (a vermelho) volante de inércia. Nesta figura observa-se que o comportamento da

frequência no instante em que ocorre o curto-circuito é igual, independentemente de se usar

o volante de inércia. Isto deve-se ao facto de o volante ter capacidade de sobrevivência a

cavas de tensão e, como tal, só operar quando a tensão é superior a 0,8 p.u.

Pela mesma figura constata-se que com uso do volante de inércia, a frequência sofre

desvios menores e estabiliza no seu valor nominal mais rapidamente.

18 20 22 24 26 28 30 3248.8

49

49.2

49.4

49.6

49.8

50

50.2

50.4

50.6

Tempo (s)

Fre

quência

(H

z)

30 MW

20 MW

10 MW



Em resultado da cava de tensão [Figura 6.86] provocada pelo defeito, observa-se pela

Figura 6.84 e Figura 6.85 que o parque eólico deixa de produzir.

Tal como visto anteriormente, tanto antes como após o defeito, as centrais encontram-se

a produzir o esperado, não havendo incrementos na produção de potência activa da CTCL.

Isto deve-se ao facto de o parque não sair de serviço e, após a extinção do defeito, voltar ao

estado de funcionamento normal. Também por esta razão, a potência reactiva produzida

pelas restantes centrais não sofre alterações [Figura 6.85].

Pela Figura 6.84 verifica-se que o volante de inércia (equivalente) não injecta a sua

potência máxima (20 MW), pois, após a tensão ser superior a 0,8 p.u., a frequência não sofre

desvios superiores a ± 0,5 Hz.

Comparando o gráfico da frequência [Figura 6.83] com o da potência activa injectada e

absorvida pelo volante de inércia [Figura 6.84], confirma-se que este responde na perfeição

aos desvios de frequência, tendo em conta as restrições de funcionamento implementadas

(banda morta e limite mínimo tensão).

Importa referir que, tal como abordado no Capítulo 3, para se evitarem possíveis

oscilações, nomeadamente quando o desvio de frequência está no limiar exterior à banda

morta, esta foi implementada sob uma forma de histerese, ou seja, quando o desvio de

frequência é superior a ± 0,2 Hz, o volante absorve ou injecta potência; no entanto, só

quando o desvio for menor que ± 0,05 Hz é que este deixa de operar.

18 20 22 24 26 28 30 3248

48.5

49

49.5

50

50.5

51

51.5

Tempo (s)

Fre

quência

(H

z)

Sem Flywheel

Com Flywheel



Pela Figura 6.84 constata-se que, devido à alternância (injecção e absorção) verificada no

funcionamento do volante de inércia, após a extinção do curto-circuito, há mais oscilações na

potência produzida pela CTCL e pelas centrais geotérmicas. No entanto, observa-se que essas

oscilações são menos acentuadas do que as verificadas quando não está inserido um volante

de inércia na rede.


18 20 22 24 26 28 30 32

0

20

40

Tempo (s)

Pot.

Activa (

MW

)

18 20 22 24 26 28 30 32

0

20

40

60

Tempo (s)

Pot.

Activa (

MW

)

18 20 22 24 26 28 30 32-5

0

5

10

15

Tempo (s)

Pot.

Activa (

MW

)

18 20 22 24 26 28 30 32-20

0

20

Tempo (s)

Pot.

Activa (

MW

)

Flywheel

CGPV

CGRG

CTCL 21

CTCL 9

PEGR

18 20 22 24 26 28 30 32

0

20

40

Tempo (s)

Pot.

Reactiva (

Mvar)

18 20 22 24 26 28 30 32

0

1

2

3

Tempo (s)

Pot.

Reactiva (

Mvar)

18 20 22 24 26 28 30 32-1

0

1

Tempo (s)

Pot.

Reactiva (

Mvar)

18 20 22 24 26 28 30 32-20

0

20

40

Tempo (s)

Pot.

Reactiva (

Mvar)

Flywheel

PEGR

CGPV

CGRG

CTCL 21

CTCL 9


A cava de tensão provocada pelo curto-circuito [Figura 6.86] é bastante acentuada,

verificando-se, aos terminais do parque, uma tensão de 0,29 p.u.

Pela Figura 6.86 verifica-se que o perfil de tensão aqui obtido é praticamente igual ao do

caso sem volante de inércia, pelo facto de este injectar unicamente potência activa, não

afectando, portanto, as tensões. Ainda assim, observa-se um ligeiro pico de valor

insignificante no instante correspondente ao início de injecção de potência activa por parte

deste.

Também aquando da extinção do curto-circuito (20,2 s), tal como anteriormente, se

verifica um transitório de tensão muito rápido, pelo que deve ser desprezado.



Como se observa pela Figura 6.87, e tal como no despacho anterior, é notória a melhoria

de estabilidade da rede que advém do uso do volante de inércia. Com a utilização deste, para

além de os desvios de frequência verificados serem menores, a frequência estabiliza no seu

valor nominal mais rapidamente.

Também aqui, o comportamento da frequência aquando do defeito é igual,

independentemente de se usar o volante de inércia. Tal como anteriormente, isto deve-se ao

facto de o volante só operar quando a tensão é superior a 0,8 p.u.

19.8 20 20.2 20.4 20.6 20.8 21 21.2 21.4 21.60

0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

1.4

1.6

1.8

2

Tempo (s)

Tensão (

p.u

.)

CTCL

PEGR



Neste despacho utilizou-se um volante de inércia com as mesmas características que o do

despacho anterior.

Quando este começa a operar, a frequência encontra-se abaixo dos 49,5 Hz [Figura 6.87].

Por esta razão, durante esse tempo, o volante injecta a sua potência máxima (20 MW) [Figura

6.88].

Aos 22 s, o desvio que anteriormente poderia colocar em risco a segurança de exploração

da rede, agora, com a utilização do volante de inércia, não tem qualquer problema.

Também neste despacho, e pelas razões já apresentadas, não se observam incrementos

na produção de potência activa da CTCL [Figura 6.88]. No entanto, tal como referido em

estudos anteriores, os mínimos técnicos das máquinas desta central (só uma está

representada), neste despacho, não são respeitados.

18 20 22 24 26 28 30 3248

48.5

49

49.5

50

50.5

51

51.5

Tempo (s)

Fre

quência

(H

z)

Sem Flywheel

Com Flywheel



Tal como no despacho anterior, após a extinção do defeito, verificam-se mais oscilações,

mas menos acentuadas, que no caso sem volante de inércia [Figura 6.88].


18 20 22 24 26 28 30 32

0

20

40

60

Tempo (s)

Pot.

Activa (

MW

)

18 20 22 24 26 28 30 32

0

20

40

60

Tempo (s)

Pot.

Activa (

MW

)

18 20 22 24 26 28 30 32-5

0

5

10

15

Tempo (s)

Pot.

Activa (

MW

)

18 20 22 24 26 28 30 32

-20

0

20

Tempo (s)

Pot.

Activa (

MW

)

CTCL

CGPV

CGRG

PEGR

Flywheel

18 20 22 24 26 28 30 32

0

20

40

Tempo (s)

Pot.

Reactiva (

Mvar)

18 20 22 24 26 28 30 32-20

0

20

40

Tempo (s)

Pot.

Reactiva (

Mvar)

18 20 22 24 26 28 30 32

0

1

2

3

Tempo (s)

Pot.

Reactiva (

Mvar)

18 20 22 24 26 28 30 32-1

0

1

Tempo (s)

Pot.

Reactiva (

Mvar)

Flywheel

PEGR

CGPV

CGRG

CTCL


A cava de tensão provocada pelo curto-circuito [Figura 6.90] não é tão acentuada quanto

a verificada no despacho anterior, devido à maior reserva girante aqui presente.

Tal como no caso sem volante de inércia, a tensão, aos terminais do parque, atinge 0,34

p.u., sendo o perfil de tensão aqui obtido praticamente igual, pelo facto de, tal como

referido no despacho anterior, o volante de inércia injectar unicamente potência activa, não

afectando, portanto, as tensões.



Tal como nos despachos anteriores, a utilização do volante de inércia traduz-se em

melhorias de estabilidade da rede [Figura 6.91]: os desvios de frequência verificados são

menores e a frequência estabiliza no seu valor nominal mais rapidamente.

Neste despacho, ao contrário dos anteriores, o volante de inércia não opera logo no

instante em que a tensão ultrapassa 0,8 p.u., pois, neste instante, o desvio de frequência é

menor que ± 0,2 Hz. Assim, neste caso, já depois de a tensão ser superior a 0,8 p.u., o

volante só opera quando o desvio de frequência é superior a ± 0,2 Hz [Figura 6.91]. Por esta

razão, neste despacho, não se observa o ligeiro pico na tensão, anteriormente comentado

[Figura 6.94].

19.8 20 20.2 20.4 20.6 20.8 21 21.2 21.4 21.60

0.5

1

1.5

2

2.5

Tempo (s)

Tensão (

p.u

.)

CTCL

PEGR



O volante de inércia aqui utilizado apresenta as mesmas características que o utilizado

nos despachos anteriores.

Como se observa pela Figura 6.92, este não injecta a sua potência máxima (20 MW) pelo

facto de o desvio de frequência não ultrapassar os ± 0,5 Hz.


18 20 22 24 26 28 30 3248

48.5

49

49.5

50

50.5

51

Tempo (s)

Fre

quência

(H

z)

Sem Flywheel

Com Flywheel

18 20 22 24 26 28 30 32

0

10

20

Tempo (s)

Pot.

Activa (

MW

)

18 20 22 24 26 28 30 32

0

20

40

Tempo (s)

Pot.

Activa (

MW

)

18 20 22 24 26 28 30 32-5

0

5

10

15

Tempo (s)

Pot.

Activa (

MW

)

18 20 22 24 26 28 30 32-20

0

20

Tempo (s)

Pot.

Activa (

MW

)

CTCL

CGPV

CGRG

PEGR

Flywheel


Tal como mencionado nos despachos anteriores, após a extinção do defeito e devido ao

funcionamento do volante de inércia, verificam-se mais oscilações, na produção de potência

activa da CTCL e das centrais geotérmicas, que no caso sem volante de inércia, sendo, no

entanto, menos acentuadas [Figura 6.92].


Como a reserva girante presente no sistema é menor neste despacho, a cava de tensão

provocada pelo defeito é aqui maior.

Tal como no caso sem volante de inércia, a tensão atinge 0,28 p.u., aos terminais do

parque eólico [Figura 6.94], sendo o perfil de tensão aqui obtido praticamente igual, pelas

razões apresentadas anteriormente.

18 20 22 24 26 28 30 32

0

10

20

Tempo (s)

Pot.

Reactiva (

Mvar)

18 20 22 24 26 28 30 32

0

20

40

Tempo (s)

Pot.

Reactiva (

Mvar)

18 20 22 24 26 28 30 32

0

1

2

3

Tempo (s)

Pot.

Reactiva (

Mvar)

18 20 22 24 26 28 30 32-1

0

1

Tempo (s)

Pot.

Reactiva (

Mvar)

CTCL

CGPV

CGRG

PEGR

Flywheel

Conclusões 165


6.8 - Conclusões

A avaliação da capacidade de integração de potência eólica na rede eléctrica da ilha de

São Miguel foi orientada numa perspectiva de determinar os níveis de produção desta que é

possível acomodar sem comprometer a segurança de operação do sistema, na sequência de

perturbações resultantes, quer da variação do recurso renovável, quer da ocorrência de

curto-circuitos.

Neste capítulo começou-se por fazer uma análise em regime estacionário, onde se

concluiu que a introdução do parque eólico em questão não trazia problemas, verificando-se

o cumprimento dos limites estipulados, tanto dos níveis de tensão nos barramentos, como dos

níveis de congestionamento nos diversos elementos da rede.

Após se definirem os despachos alvo de estudo, procedeu-se à análise do comportamento

dinâmico da rede, para o cenário mais severo em termos da estabilidade da sua frequência –

cenário de vazio (2015), na sequência das referidas perturbações.

A redução da velocidade do vento provoca a perda significativa de produção eólica. É

possível constatar que, apesar da diferença dos valores de potência eólica injectada antes da

perturbação, conforme o parque é constituído por 10 ou por 16 aerogeradores, os valores

posteriores à perturbação são praticamente iguais, 200 kW e 300 kW respectivamente. Este

facto é explicado pela curva característica de funcionamento do aerogerador implementado

na simulação. A reduzida velocidade do vento não permite a obtenção de bons valores de

19.8 20 20.2 20.4 20.6 20.8 21 21.2 21.4 21.60

0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

1.4

1.6

1.8

2

Tempo (s)

Tensão (

p.u

.)

CTCL

PEGR


produção eólica, sendo o rendimento obtido, com esta velocidade, muito baixo, não havendo

portanto uma grande diferença entre a produção nos dois casos.

Relativamente ao parque constituído por 10 aerogeradores, verificou-se que a

perturbação resultante da variação da velocidade do vento não provoca problemas de

estabilidade, estando a segurança de exploração da rede assegurada.

Já no caso de o parque ser constituído por 16 aerogeradores, a referida perturbação

provoca desvios de frequência superiores a 1 Hz, podendo colocar em risco a segurança de

exploração da rede.

No sentido de melhorar a estabilidade da rede inseriu-se, nesta, um volante de inércia.

Comprovou-se que os desvios de frequência então obtidos eram menores, levando

inclusivamente, no caso em que o parque era constituído por 16 aerogeradores, ao

cumprimento do critério de estabilidade dinâmica definido (1 Hz). Importa referir que o

volante de inércia utilizado neste caso era um equivalente de quatro dos usados no caso em

que o parque era constituído por 10 aerogeradores, devido à maior potência eólica perdida,

em resultado da maior penetração desta.

O curto-circuito implementado foi trifásico e simétrico, num barramento próximo da zona

do parque eólico. No entanto, foi provado que, dadas as características da rede, o local de

ocorrência do defeito é irrelevante, pois este manifesta-se de igual forma em todos os

barramentos da rede.

Este curto-circuito provoca a perda total de potência eólica, bem como a saída de serviço

do parque, sendo perdida a capacidade de produção (eólica) nos momentos posteriores à

extinção do curto-circuito.

Os desvios de frequência daqui resultantes são muito significativos, tanto maiores, quanto

maior a perda de potência eólica. Porém, tanto no caso de o parque eólico ser constituído

por 10 como por 16 aerogeradores, verificaram-se desvios de frequência superiores a 2 Hz,

havendo, portanto, riscos sérios de instabilidade na rede.

No sentido de evitar a perda de capacidade de produção eólica nos momentos

subsequentes à eliminação do curto-circuito, tendo como objectivo a melhoria de

estabilidade da rede, avaliou-se o contributo da instalação de aerogeradores com capacidade

de sobrevivência a cavas de tensão. Convém referir que este estudo apenas foi feito para o

caso em que o parque eólico é constituído por 16 aerogeradores por este conduzir a desvios

de frequência mais elevados.

Desta análise conclui-se que a integração de aerogeradores com capacidade de

sobrevivência a cavas de tensão promove, nesta rede, reduções nos desvios de frequência na

ordem de 1 Hz a 1,5 Hz. Ainda assim, tal não é suficiente para garantir o critério de

estabilidade dinâmica definido (1 Hz), justificando-se portanto, a necessidade de estudar a

contribuição de volantes de inércia com capacidade de sobrevivência a cavas de tensão.

Conclusões 167

Neste estudo verificou-se que o desvio de frequência era menor que 1 Hz, garantindo-se,

desta forma, a estabilidade da rede.

Dos estudos aqui realizados com volantes de inércia, verificou-se que para a perturbação

resultante da variação da velocidade do vento, estes necessitam de muita energia por a

frequência estar desviada do seu valor nominal durante um intervalo de tempo considerável.

Relativamente à perturbação resultante do curto-circuito, no caso em que os aerogeradores

são dotados de sobrevivência a cavas de tensão, constatou-se precisamente o contrário, ou

seja, como os desvios de frequência são mais elevados, mas durante menores intervalos de

tempo, os volantes de inércia necessitam de muita potência, mas de pouca energia.

Apesar do concluído, constatou-se que a penetração eólica admissível nesta rede varia

consoante o número de geradores convencionais em serviço e o valor da reserva girante

presente no sistema. Importa relembrar que os despachos alvo de estudo tinham uma reserva

girante superior à potência eólica em exploração.

No entanto, tal como foi enunciado neste capítulo, no caso de estarem em serviço, na

CTCL, uma máquina de 21,28 MVA e outra de 9,62 MVA, na eventual perda da máquina mais

potente, a outra não tem reserva suficiente para assegurar a potência perdida. Por isso, este

despacho torna-se pouco atractivo.

Já no despacho de duas máquinas de 21,28 MVA, no caso em que o parque eólico é

composto por 16 aerogeradores, o mínimo técnico destas não é cumprido, pelo que não deve

ser considerado.

Relativamente aos restantes despachos, se forem adoptados aerogeradores e volantes de

inércia (devidamente dimensionados) com capacidade de sobrevivência a cavas de tensão,

não haverá problemas na segurança de operação da rede com a integração da potência eólica

prevista.

169

Capítulo 7

Conclusões e Trabalhos Futuros

7.1 - Conclusões

A integração de potência renovável em sistemas isolados, nomeadamente em ilhas, tem

particular interesse na medida em que permite reduzir a dependência de recursos fósseis

externos, e assim, contribuir para a minimização dos custos de produção de energia.

Dos sistemas de geração renovável destaca-se a produção eólica, pelo facto de as ilhas

apresentarem tipicamente excelentes condições meteorológicas para a exploração de fontes

de energia deste tipo. No entanto, a integração e exploração deste tipo de energia, neste

tipo de sistemas, apresenta algumas particularidades.

Para acomodar a produção renovável é necessário reduzir o número de máquinas

convencionais em serviço que, do ponto de vista da capacidade de regulação de frequência,

pode ser problemático, principalmente no cenário de vazio. Aqui, o sistema torna-se mais

vulnerável a variações de produção por parte da fonte renovável em causa (eólica), bem

como a perturbações resultantes de curto-circuitos.

Esta última é particularmente grave no caso de os aerogeradores não possuírem

capacidade de sobrevivência a cavas de tensão, conduzindo a desvios de frequência muito

acentuados, sendo tanto maiores, quanto maior a perda de potência eólica.

Dos resultados obtidos no Capítulo 6 concluiu-se que a adopção de aerogeradores com

capacidade de sobrevivência a cavas de tensão é essencial para garantir a segurança de

exploração da rede na presença do referido defeito. No entanto, verificou-se que tal não é

suficiente, sendo necessário integrar volantes de inércia, também com capacidade de


Assim, o volante de inércia tem um contributo decisivo na melhoria de estabilidade da

rede, inclusive para uma perturbação resultante da variação da velocidade do vento,

nomeadamente quando a penetração de potência eólica é mais significativa.

170 Conclusões e Trabalhos Futuros

A metodologia de análise adoptada na presente dissertação pode ser facilmente aplicada

a outros sistemas eléctricos isolados, com as respectivas adaptações. Também com as devidas

adaptações e a partir desta metodologia é possível estudar a integração de outras fontes de

energia renováveis.

7.2 - Trabalhos Futuros

O estudo realizado neste trabalho incide na análise do comportamento dinâmico da rede

isolada de São Miguel, no que diz respeito à estabilidade da sua frequência.

A utilização de sistemas de deslastre de carga com base no desvio de frequência é uma

medida auxiliar que suporta a recuperação do sistema em casos de grandes desequilíbrios

entre carga e geração. Esta medida, em devida coordenação com os dispositivos de

armazenamento de energia, pode melhorar significativamente o comportamento do sistema e

contribuir para a redução da capacidade destes equipamentos. Há portanto que desenvolver

estudos que permitam quantificar o volume de carga que pode ser deslastrada, no sentido de

permitir concluir acerca do dimensionamento dos dispositivos de armazenamento de energia.

Um outro trabalho futuro prende-se com a identificação da potencial vantagem de outras

formas de armazenamento de energia que permitam lidar de forma eficiente com os grandes

volumes de produção renovável presentes na ilha. Como exemplos tem-se a potencial

promoção da utilização de veículos eléctricos com carregamento das suas baterias durante a

noite, a utilização de sistemas de armazenamento baseados em baterias de acumuladores, ou

a construção de lagoas artificiais recorrendo a sistemas reversíveis com bombagem e

turbinamento de água.

171

Referências

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[2] M. H. O. P. d. Vasconcelos, "Application of hybrid automatic learning techniques for

fast dynamic security assessment of isolated power systems with wind power

production," [s. n.], Porto, 1999.

[3] E. G. O. Fernandes, "A energia (eléctrica) em Portugal," Energias e Ambiente - parte

integrante da Vida Económica, vol. 1366, 15 de Outubro de 2010.

[4] B. G. d. Azevedo, E. G. O. Fernandes, and J. A. P. Lopes, Energias renováveis =

Renewable energies. [Porto]:: Atelier Nunes e Pã, 2009.

[5] RE.NEW.ABLE. Novas Energias a Inspirar Portugal. Available:

www.renewable.pt/pt/Documents/Ene2020_BOOKLET_pt.pdf

[6] Electricidade dos Açores, "Caracterização das redes de transporte e distribuição de

energia eléctrica da Região Autónoma dos Açores - Situação em 31 de Dezembro de

2009," 31 de Março de 2010.

[7] Electricidade dos Açores, "EDA Informa," Julho Agosto 2010, nº 135.

[8] M. Kaltschmitt, W. Streicher, and A. Wiese, Renewable energy technology, economics

and environment. Berlin [etc.]:: Springer, 2007.

[9] Hydrothermal Power Systems [Online]. Available:

http://www1.eere.energy.gov/geothermal/powerplants.html

[10] A. E. Maczulak, Renewable energy : sources and methods. New York: Facts On File,

2010.

[11] Idaho National Laboratory (INL). What is Geothermal Energy? [Online]. Available:

https://inlportal.inl.gov/portal/server.pt/community/geothermal/422/what_is_geot

hermal_energy_

[12] Portal das Energias Renováveis. Dossier energia Geotérmica nos Açores [Online].

Available:

http://www.energiasrenovaveis.com/DetalheNoticias.asp?ID_conteudo=162&ID_area=

4&ID_sub_area=9

[13] B. Esteves. Do fundo da terra [Online]. Available:

http://cienciahoje.uol.com.br/noticias/2010/11/do-fundo-da-terra

[14] Portal das Energias Renováveis. Açores destacam-se a nível nacional na Geotermia

[Online]. Available:

http://www.energiasrenovaveis.com/DetalheNoticias.asp?ID_conteudo=167&ID_area=

4&ID_sub_area=9

[15] Renováveis magazine revista técnico-profissional de energias renováveis vol. 2.

Porto:: Publindústria, Lda., 2010.

[16] Portal das Energias Renováveis. Tecnologias: Turbinas eólicas [Online]. Available:

http://www.energiasrenovaveis.com/DetalheConceitos.asp?ID_conteudo=63&ID_area

=3&ID_sub_area=6

[17] A. J. d. S. Carvalho, "Modelo matemático de um sistema de geração eólico baseado

na máquina síncrona de velocidade variável," Faculdade de Engenharia da

Universidade do Porto, Porto, 2010.

[18] R. G. d. Almeida, "Contribuições para a avaliação da capacidade de fornecimento de

serviços de sistema por parte de aerogeradores de indução duplamente alimentados,"

[s.n.], Porto, 2006.

[19] Global Wind Energy Council, "Global Wind Report - Annual market update 2010,"

2010.

http://www.renewable.pt/pt/Documents/Ene2020_BOOKLET_pt.pdf

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http://www.energiasrenovaveis.com/DetalheNoticias.asp?ID_conteudo=162&ID_area=4&ID_sub_area=9


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http://www.energiasrenovaveis.com/DetalheConceitos.asp?ID_conteudo=63&ID_area=3&ID_sub_area=6

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172 Referências

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