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Universidade Federal do ABC Pós-graduação em Engenharia Elétrica Dissertação de Mestrado Thiago Correia Vieira METODOLOGIA PARA AVALIAÇÃO DO RISCO DE ILHAMENTO NÃO INTENCIONAL DE GERADORES EÓLICOS DISTRIBUÍDOS Santo André 2014

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Page 1: METODOLOGIA PARA AVALIAÇÃO DO RISCO DE ILHAMENTO … · Palavras-chave: gerador eólico, geração distribuída, redes de distribuição, proteção. ii. Abstract The unintentional

Universidade Federal do ABCPós-graduação em Engenharia Elétrica

Dissertação de Mestrado

Thiago Correia Vieira

METODOLOGIA PARA AVALIAÇÃO DO RISCO DE ILHAMENTO NÃOINTENCIONAL DE GERADORES EÓLICOS DISTRIBUÍDOS

Santo André2014

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Curso de Pós-graduação em Engenharia Elétrica

Dissertação de Mestrado

Thiago Correia Vieira

METODOLOGIA PARA AVALIAÇÃO DO RISCO DE ILHAMENTO NÃO

INTENCIONAL DE GERADORES EÓLICOS DISTRIBUÍDOS

Trabalho apresentado como requisito parcialpara obtenção do título de Mestre em EngenhariaElétrica, sob orientação da Professora DoutoraAhda Pionkoski Grilo Pavani e Co-orientação doProfessor Doutor Julio Carlos Teixeira.

Santo André2014

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Agradecimentos

• À Profa. Dra. Ahda Pionkoski Grilo Pavani e ao Prof. Dr. Julio Carlos Teixeira pela con-fiança, colaboração, paciência e suas importantes críticas e sugestões durante o desenvol-vimento deste trabalho;

• Ao Prof. Dr. Ricardo Caneloi Dos Santos pelos esclarecimentos, sugestões e acompanha-mento exercido nas etapas iniciais deste trabalho;

• Aos professores Dr. Haroldo de Faria Junior, Dr. Thales Sousa e Dr. Pedro Sérgio PereiraLima pelas importantes considerações e sugestões em meu exame de qualificação;

• A todos os professores da Pós-Graduação em Engenharia Elétrica pela atenção dispensadae orientações fornecidas;

• À minha família pelo apoio e incentivo;

• À UFABC pelo suporte técnico e pela bolsa de estudos.

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Resumo

O ilhamento não intencional ocorre quando a proteção não é capaz de detectar a opera-ção ilhada de parte do sistema de distribuição. Estas falhas ocorrem para condições específicasde geração e carga do subsistema ilhado, nas quais as variações de tensão e frequência após oilhamento não são suficientes para sensibilizar a proteção. Neste trabalho é apresentada umametodologia para o cálculo do índice de risco de ilhamento não intencional de geradores eó-licos distribuídos, considerando que estes geradores empregam relés de sub/sobrefrequência esub/sobretensão para proteção anti-ilhamento. A metodologia desenvolvida utiliza curvas carac-terísticas de velocidade de vento de uma região e curvas de carga para identificar as possíveiscondições de operação do sistema. Com a aplicação da metodologia proposta é possível avaliaro risco da proteção anti-ilhamento baseada em relés de sub/sobretensão e sub/sobrefrequêncianão detectar o ilhamento. Como resultado, a concessionária poderá avaliar se somente a prote-ção anti-ilhamento baseada nestes relés é suficiente, ou se devido ao alto risco de não detecçãoesquemas mais sofisticados devem ser empregados.

Palavras-chave: gerador eólico, geração distribuída, redes de distribuição, proteção.

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Abstract

The unintentional islanding occurs when the protection is not able to detect the islan-ded part of the distribution system operation. These failures occur for specific conditions ofgeneration and load islanded subsystem in which the variations of voltage and frequency af-ter islanding are not sufficient to sensitize protection. In this work a methodology to calculatethe unintentional islanding risk index of distributed wind generators is presented, consideringthat these generators employ under/overfrequency and under/overvoltage protection relays foranti-islanding. The methodology uses the characteristic curves of wind speed in a region andload curves to identify the possible operating conditions of the system. Proposed methodologycan assess the risk of anti-islanding protection based on under/overvoltage and under/overfre-quency relays not detect islanding condition. As a result, the utility can only assess whether theanti-islanding protection based on these relays is sufficient, or if due to the high risk of failureto detect more sophisticated schemes must be employed.

Keywords: wind generator, distributed generation, distribution networks, protection.

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Lista de Figuras

2.1 Classificação das técnicas de proteção anti-ilhamento. . . . . . . . . . . . . . . 6

2.2 Técnica de detecção de salto de fase da tensão. . . . . . . . . . . . . . . . . . 9

2.3 Método AFD (a) forma de onda da corrente original e corrente AFD de referên-cia (b) forma de onda da corrente original e após a injeção de AFD. . . . . . . 11

2.4 Típica rede de distribuição. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14

2.5 Curva de desempenho típica de um relé de frequência. . . . . . . . . . . . . . 15

2.6 Curvas de desempenho dos relés de tensão utilizados na proteção de geradoresde indução com rotor tipo gaiola de esquilo a) ∆Q fixo e b) ∆P fixo. . . . . . . 16

2.7 Exemplo de uma ZND. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17

2.8 ZNDs do gerador de indução com rotor do tipo gaiola utilizando a) relé detensão e b) relé de frequência no esquema de proteção anti-ilhamento. . . . . . 17

2.9 Ilustração para mostrar quantas vezes e por quanto tempo ocorrem as condiçõesde equilíbrio estável para um sistema fotovoltaico. . . . . . . . . . . . . . . . . 18

2.10 Determinação dos intervalos de não detecção da proteção anti-ilhamento de ge-radores síncronos. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19

3.1 Diagrama unifilar do sistema elétrico. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22

3.2 Modelo do relé de tensão. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23

3.3 Modelo do relé de frequência. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24

3.4 Sistema eólico de velocidade fixa. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24

3.5 Corte transversal da pá de uma turbina eólica. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25

3.6 Curvas características de cp versus λ para diferentes valores de β. . . . . . . . . 26

3.7 Curvas de potência de saída em função da velocidade da turbina para diferentesvelocidades do vento e β = 0. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27

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Lista de Figuras v

3.8 Controle do ângulo de passo do aerogerador empregando gerador de induçãocom rotor gaiola de esquilo. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27

3.9 Aplicação da transforma de Park. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30

3.10 Circuito equivalente de eixo direto (d) da máquina de indução. . . . . . . . . . 31

3.11 Circuito equivalente de eixo em quadratura (q) da máquina de indução. . . . . . 31

3.12 Sistema eólico de velocidade variável. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34

3.13 Modelo de duas massas do sistema de transmissão do aerogerador. . . . . . . . 35

3.14 Curvas de potência para varias velocidades de vento e curva de potência ótima. 36

3.15 Controle do torque eletromagnético. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37

3.16 Controle do ângulo de passo. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37

3.17 Controle da tensão de referência do eixo direto do conversor ligado a rede. . . . 38

3.18 Controle da tensão de referência do eixo em quadratura do conversor ligado arede. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 38

3.19 Controle da tensão de referência do eixo direto do conversor ligado ao rotor. . . 39

3.20 Controle da tensão de referência do eixo em quadratura do conversor ligado aorotor. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 39

4.1 Perfil de potência gerada e curva de carga (a) ativa e (b) reativa. . . . . . . . . . 41

4.2 ZND do gerador eólico. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42

4.3 Perfis de vento em um ano típico: a) sem pico (b) 00:00 – 06:00hs (c) 06:00 –12:00hs (d) 12:00 – 18:00hs (e) 18:00 – 24:00hs. . . . . . . . . . . . . . . . . 44

4.4 Probabilidade de ocorrência dos perfis de vento ao longo de um ano típico. . . . 45

4.5 Obtenção do perfil diário de geração do sistema eólico. . . . . . . . . . . . . . 45

4.6 Sistema elétrico utilizado para obtenção das ZNDs. . . . . . . . . . . . . . . . 48

4.7 Fluxograma para obtenção das ZNDs. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 49

5.1 Potencia de saída do sistema eólico de velocidade fixa e potência demandadapelas cargas (a) ativa e (b) reativa. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 53

5.2 Avaliação do número de amostras nas ZNDs dos relés de tensão e frequênciacombinados obtidas para o sistema eólico de velocidade fixa. . . . . . . . . . . 54

5.3 Risco de não detecção do ilhamento do sistema eólico de velocidade fixa paraum perfil diário de vento típico. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 55

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Lista de Figuras vi

5.4 Potência ativa gerada pelo sistema eólico de velocidade fixa para dias com picode velocidade de vento: (a) sem pico (b) 00:00-06:00hs (c) 06:00-12:00hs (d)12:00-18:00hs (e) 18:00-24:00hs. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 55

5.5 Potência reativa consumida pelo sistema eólico de velocidade fixa para dias compico de velocidade de vento: (a) sem pico (b) 00:00-06:00hs (c) 06:00-12:00hs(d) 12:00-18:00hs (e) 18:00-24:00hs. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 56

5.6 Risco de não detecção da operação ilhada do sistema eólico de velocidade fixa. 57

5.7 ZNDs obtidas para o sistema eólico de velocidade fixa. . . . . . . . . . . . . . 57

5.8 Risco de não detecção da operação ilhada do sistema eólico de velocidade fixaem função do tipo de relé de proteção: tensão, frequência, e tensão e frequênciacombinados. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 58

5.9 ZNDs dos relés de tensão e frequência combinados obtidas para o sistema eólicode velocidade fixa considerando diferentes ajustes dos relés de frequência. . . . 59

5.10 Risco de não detecção da operação ilhada do sistema eólico de velocidade fixaem função do ajuste do relé de frequência. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 60

5.11 ZNDs dos relés de tensão e frequência combinados obtidas para o sistema eólicode velocidade fixa considerando diferentes tempos de detecção. . . . . . . . . . 61

5.12 Risco de não detecção da operação ilhada do sistema eólico de velocidade fixaem função do tempo de detecção requerido pela concessionária. . . . . . . . . 61

5.13 ZNDs obtidas para o sistema eólico de velocidade fixa para bancos de capaci-tores com potência igual a 0,35p.u. e 0,8p.u. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 62

5.14 Risco de não detecção da operação ilhada do sistema eólico de velocidade fixaem função da potência do banco de capacitores. . . . . . . . . . . . . . . . . . 63

5.15 Curvas de carga e potência ativa gerada pelo sistema eólico de velocidade variá-vel para dias com pico de velocidade de vento: (a) sem pico (b) 00:00 – 06:00hs(c) 06:00 – 12:00hs (d) 12:00 – 18:00hs (e) 18:00 – 24:00hs. . . . . . . . . . . 64

5.16 Potência reativa consumida pelas cargas e fornecida pelo sistema eólico de ve-locidade variável. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64

5.17 Risco de não detecção da operação ilhada do sistema eólico de velocidade variável. 65

5.18 ZNDs obtidas para o sistema eólico de velocidade variável. . . . . . . . . . . . 66

5.19 Risco de não detecção da operação ilhada do sistema eólico de velocidade va-riável em função do tipo de relé de proteção: tensão, frequência, e tensão efrequência combinados. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 66

5.20 ZNDs dos relés de tensão e frequência combinados obtidas para o sistema eólicode velocidade variável considerando diferentes ajustes do relé de frequência. . . 67

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Lista de Figuras vii

5.21 Risco de não detecção da operação ilhada do sistema eólico de velocidade va-riável em função do ajuste do relé de frequência. . . . . . . . . . . . . . . . . 68

5.22 ZNDs dos relés de tensão e frequência combinados obtidas para o sistema eólicode velocidade variável considerando diferentes tempos de detecção. . . . . . . 69

5.23 Risco de não detecção da operação ilhada do sistema eólico de velocidade va-riável em função do tempo de detecção requerido pela concessionária. . . . . . 69

B.1 Curvas de carga nas barras do sistema elétrico. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 82

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Lista de Tabelas

3.1 Ajustes de proteção contra variações anormais de tensão. . . . . . . . . . . . . 22

3.2 Ajustes de proteção contra variações anormais de frequência. . . . . . . . . . . 23

A.1 Dados dos transformadores e banco de capacitores. . . . . . . . . . . . . . . . 79

A.2 Dados do sistema equivalente da concessionária. . . . . . . . . . . . . . . . . . 79

A.3 Parâmetros das linhas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 80

A.4 Parâmetros da turbina eólica e controle do ângulo de passo. . . . . . . . . . . . 80

A.5 Parâmetros do gerador de indução com rotor tipo gaiola de esquilo. . . . . . . . 80

A.6 Parâmetros da malha de controle do ângulo de passo. . . . . . . . . . . . . . . 80

A.7 Parâmetros da turbina eólica e sistema de transmissão. . . . . . . . . . . . . . 81

A.8 Parâmetros do DFIG. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 81

A.9 Ganho dos controladores. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 81

viii

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Lista de Abreviaturas

AFD Active Frequency Drift

DFIG Doubly Fed Induction Generator

FC Fator de CorrelaçãoMPPT Maximum Power Point Tracking

PCHs Pequenas Centrais HidrelétricasPI Proporcional-IntegralPLCC Power Line Carrier Communications

PLL Phase Locked Loop

SCADA Supervisory Control and Data Acquisition

SFS Sandia Frequency Shift

SVS Sandia Voltage Shift

TDH Taxa de Distorção HarmônicaWWEA World Wind Energy Association

ZND Zona de Não Detecção

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Lista de Símbolos

V D Desequilíbrio de tensãoVSP Componente de sequência positiva da tensãoVSN Componente de sequência negativa da tensãoIh Valor eficaz da componente harmônica h da correnteI1 Valor eficaz da componente fundamental da correnteH Componente harmônica de 31 ordemtz Tempo no qual a corrente é igual a zero ao final de cada semi-cicloTFO Período da forma de ondacf Fator chopping

cf0 Fator chopping padrãoK Ganho AFDfPC Frequência medida no ponto de conexão do gerador distribuídoflinha Frequência nominal da tensão da rede de distribuição∆P Desbalanço de potência ativa∆Q Desbalanço de potência reativaPG Potência ativa fornecida pelo geradorQG Potência reativa consumida ou fornecida pelo geradorm Massa de arE Energia cinéticav Velocidade de ventoPd Potência do ventoq Fluxo da massa de arρ Densidade do arA Área do rotor da turbina eólicaPtur Potência mecânica de saída da turbinacp Coeficiente de eficiência aerodinâmicaλ Razão de velocidade entre a ponta das pás e o ventoβ Ângulo de passo da turbinaα Ângulo de ataque

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Lista de Símbolos xi

vas, vbs, vcs Tensão do estator da máquina de indução nas fases a, b e cias, ibs, ics Corrente do estator da máquina de indução nas fases a, b e cvar, vbr, vcr Tensão do rotor da máquina de indução nas fases a, b e ciar, ibr, icr Corrente do rotor da máquina de indução nas fases a, b e crr, rs Resistências dos enrolamentos de rotor e estatorφ Enlace de fluxo considerando a indutância própria de cada enrolamento

e o acoplamento entre os circuitos da máquina de induçãoLas,Lbs,Lcs Indutâncias próprias dos enrolamentos do estator nas fases a, b e cLar,Lbr,Lcr Indutâncias próprias dos enrolamentos do rotor nas fases a, b e cLfsfr,Lfrfs Indutâncias mútuas entre os circuitos do estator e do rotor da máquina

de indução sendo f = [a b c]

Lfsfs,Lfrfr Indutâncias mútuas entre os três circuitos do estator e os três circuitosdo rotor da máquina de indução sendo f = [a b c]

ωr Velocidade angular elétrica do rotorθr Posição angular elétrica do rotorLaras Indutâncias mútuas entre a fase "a"do rotor e a fase "a"do estator em

função da posição do rotorLarbs Indutâncias mútuas entre a fase "a"do rotor e a fase "b"do estator em

função da posição do rotorLarcs Indutâncias mútuas entre a fase "a"do rotor e a fase "c"do estator em

função da posição do rotorrs Resistência do estatorLls Indutância do estatorr′r Resistência do rotor referida ao estatorL′lr Indutância do rotor referida ao estator

Lm Indutância de magnetizaçãovds Tensão de eixo direto do estatorvqs Tensão de eixo em quadratura do estatorvdr Tensão de eixo direto do rotorvqr Tensão de eixo em quadratura do rotorids Corrente de eixo direto do estatoriqs Corrente de eixo em quadratura do estatoridr Corrente de eixo direto do rotoriqr Corrente de eixo em quadratura do rotorφds Fluxo de eixo direto do estatorφqs Fluxo de eixo em quadratura do estatorφ′dr Fluxo de eixo direto do rotor referido ao estator

φ′qr Fluxo de eixo em quadratura do rotor referido ao estator

p Número de pares de pólosTe Torque eletromagnético

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Lista de Símbolos xii

Tm Torque mecânicoH Constante de inércia combinados do rotor e da cargaF Coeficiente de viscosidade combinados do rotor e da cargaJr Constante de inérciaKr Coeficiente de amortecimentoTw Torque aerodinâmicoTeixo Torque resultante da inércia e amortecimento no eixoωw Velocidade da turbina eólicaωs Velocidade do eixoθw Posição angular da turbina eólicaθs Posição angular do eixo de transmissãoKs Coeficiente de amortecimento do eixo de transmissãoBs Constante de inércia do eixo de transmissãoRrl Resistência do filtro RL para conexão do conversor a redeLrl Indutância do filtro RL para conexão do conversor a redePnd Probabilidade de não detecção∆tPQ Tempo no qual o desbalanço de potência está na ZNDT Tempo total do período em estudoIf Índice de risco de não detecçãoNZ Número de amostras na ZNDNT Número total de amostras analisadasIg Índice de risco de não detecção globaln Número de perfis de ventoIfi Índice de risco de não detecção do perfil de vento "i"Ppi Probabilidade de ocorrência do perfil de vento "i"em um anoPcausa Probabilidade de ocorrência de um defeito ou operação de manobra cau-

sador da ilhaPconsequencia Probabilidade do ilhamento não intencional causar danos aos equipa-

mentos ou expor as pessoas ao riscoPLmax Valor máximo de potência ativa consumidaPLmin Valor mínimo de potência ativa consumidaQLmax Valor máximo de potência reativa consumidaQLmin Valor mínimo de potência reativa consumidavmax, vmin Valores máximos e mínimos da velocidade de ventoδPL, δQL Passos utilizados no processo de varredura das potências ativa e reativaδv Passo utilizado no processo de varredura da velocidade de ventoPL Potência ativa demandada pela cargaQL Potência reativa demandada pela cargaQC Potência do banco de capacitoresfn Frequência nominal da rede

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Sumário

1 Introdução 1

1.1 Objetivos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3

1.1.1 Objetivo Geral . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3

1.1.2 Objetivos Específicos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3

1.2 Organização do Trabalho . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4

2 Revisão Bibliográfica 5

2.1 Técnicas de Proteção Anti-Ilhamento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5

2.1.1 Técnicas Remotas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6

2.1.2 Técnicas Locais Passivas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7

2.1.3 Técnicas Locais Ativas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10

2.1.4 Técnicas Locais Hibridas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13

2.1.5 Informações Adicionais . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13

2.2 Técnicas de Avaliação da Proteção Anti-ilhamento . . . . . . . . . . . . . . . 14

2.2.1 Curvas de Desempenho . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14

2.2.2 Zonas de Não Detecção . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16

2.3 Metodologias para Avaliação do Risco de Ilhamento Não Intencional Encontra-das na Literatura . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17

2.4 Comportamento do Vento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19

3 Modelagens Utilizadas 21

3.1 Sistema Elétrico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21

3.2 Relés de Proteção . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22

xiii

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Sumário xiv

3.3 Sistema Eólico de Velocidade Fixa . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24

3.3.1 Modelo da Turbina Eólica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25

3.3.2 Controle do Ângulo de Passo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27

3.3.3 Modelo do Gerador de Indução com Rotor Gaiola de Esquilo . . . . . . 28

3.4 Sistema Eólico de Velocidade Variável . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34

3.4.1 Modelo da Turbina Eólica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34

3.4.2 Modelo do Sistema de Transmissão do Sistema Eólico . . . . . . . . . 35

3.4.3 Modelo do Doubly Fed Induction Generator . . . . . . . . . . . . . . 36

3.4.4 Controle da Velocidade da Turbina Eólica . . . . . . . . . . . . . . . . 36

3.4.5 Controle do Conversor do Lado da Rede . . . . . . . . . . . . . . . . . 37

3.4.6 Controle do Conversor do Lado do Rotor . . . . . . . . . . . . . . . . 39

4 Metodologia para Avaliação do Risco de Ilhamento Não Intencional 40

4.1 Aspectos Básicos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 40

4.2 Perfil de Geração . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43

4.3 Curvas de Carga . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 46

4.4 Zonas de Não Detecção . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 47

4.5 Procedimentos para Uso da Metodologia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 50

5 Resultados 52

5.1 Sistema Eólico de Velocidade Fixa . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 52

5.1.1 Risco de Ilhamento Não Intencional em Função do Tipo de Relé deProteção . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 57

5.1.2 Risco de Ilhamento Não Intencional em Função dos Ajustes dos Relésde Proteção . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 59

5.1.3 Risco de Ilhamento Não Intencional em Função do Tempo de DetecçãoRequerido . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 60

5.1.4 Risco de Ilhamento Não Intencional em Função da Potência do Bancode Capacitores . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 62

5.2 Sistema Eólico de Velocidade Variável . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 63

5.2.1 Risco de Ilhamento Não Intencional em Função do Tipo de Relé deProteção . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 65

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Sumário xv

5.2.2 Risco de Ilhamento Não Intencional em Função dos Ajustes dos Relésde Proteção . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 67

5.2.3 Risco de Ilhamento Não Intencional em Função do Tempo de Detecção 68

6 Conclusões 70

6.1 Sugestões para Trabalhos Futuros . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 72

Referências Bibliográficas 73

A Dados do Sistema Elétrico e dos Sistemas Eólicos 79

A.1 Parâmetros do Sistema Elétrico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 79

A.2 Parâmetros do Sistema Eólico de Velocidade Fixa . . . . . . . . . . . . . . . . 80

A.3 Parâmetros do Sistema Eólico de Velocidade Variável . . . . . . . . . . . . . . 81

B Curvas de Carga 82

B.1 Curvas de Carga nos Barramentos do Sistema Elétrico . . . . . . . . . . . . . . 82

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Capítulo 1

Introdução

A disponibilidade de energia elétrica é um fator preponderante para o desenvolvimentode um país, pois interfere de forma determinante na capacidade de geração de bens e na se-gurança de investimentos financeiros em setores que consomem quantidades consideráveis deenergia. Devido a essa característica estratégica para o país, observa-se a necessidade de di-versificação da matriz energética como forma de reduzir a vulnerabilidade do sistema de gera-ção de energia, no qual, a escassez de uma fonte primária é compensada pelas outras fontes.Outros fatores como necessidade de fontes de energia elétrica renováveis e menos poluentes,reestruturação da indústria de energia elétrica para atender as novas demandas do mercado eavanços tecnológicos na geração de energia a partir de fontes alternativas são responsáveis porum crescimento considerável do número de geradores de pequeno e médio porte conectados di-retamente às redes de distribuição de energia elétrica, denominados genericamente de geradoresdistribuídos (El-Ela et al., 2010).

Diferentes tecnologias vêm sendo exploradas na geração distribuída. As principais sãopequenas centrais hidrelétricas (PCHs), máquinas a combustão interna, turbinas a gás, turbinasa vapor, células a combustível, células fotovoltaicas e turbinas eólicas (Jenkins et al., 2000).Dentre estas tecnologias, a geração eólica apresenta os maiores avanços. Segundo a AssociaçãoMundial de Energia Eólica (WWEA – World Wind Energy Association), atualmente a capaci-dade instalada de energia eólica em nível mundial atende aproximadamente 3,5% da demandade energia elétrica do mundo (El-Khattam et al., 2011; The World Wind Energy Association,2013).

A instalação de geradores distribuídos proveniente de diversas fontes, como a eólica,pode afetar adversamente o desempenho da rede por possibilitar alterações em sua operaçãocomo: o surgimento de fluxos bidirecionais, alterações no perfil de tensão da rede e altera-ções no funcionamento e coordenação dos dispositivos de proteção (El-Khattam et al., 2011).Nesse sentido, a instalação desses geradores deve atender a uma série de requisitos técni-cos relacionados à operação e proteção com o objetivo de manter a segurança e a confiabi-

1

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Capítulo 1. Introdução 2

lidade da rede de distribuição (ANEEL, 2008; Electricity Association Standard G75/1, 1996;IEEE Standard P1547, 2003). Entre os requisitos técnicos, está a detecção e posterior desco-nexão do gerador distribuído nos casos de operação ilhada. A operação ilhada ocorre quandoparte da rede de distribuição, eletricamente isolada da fonte de energia principal (subestação),continua sendo energizada por um ou mais geradores distribuídos. A formação de ilhas na redede distribuição pode ocorrer tanto pela abertura de disjuntores para operações de manutençãoquanto por falhas que promovam a abertura automática dos disjuntores. Nestas condições, aexistência de um gerador distribuído em operação nesta ilha pode gerar uma série de problemascomo (Brundlinger e Bletterie, 2005; El-Khattam et al., 2011):

• Violação dos limites aceitáveis de tensão e frequência, harmônicas e demais parâmetrosde qualidade da energia;

• Possibilidade de falhas não serem detectadas por causa da baixa capacidade de curto-circuito do gerador distribuído, podendo ocasionar danos aos equipamentos da rede;

• Falta de sincronismo entre o gerador e a rede no instante de reenergização, o que podegerar altas correntes de inrush que, consequentemente, podem causar danos ao gerador;

• Risco à segurança do pessoal de manutenção e dos consumidores pelo contato com con-dutores que permanecem energizados após a perda do suprimento da concessionária, semo conhecimento da mesma.

Várias técnicas de proteção anti-ilhamento de geradores distribuídos são encontradasna literatura aplicadas a diferentes tecnologias como geradores síncronos (Salles et al., 2012),geradores conectados via inversores (Rani et al., 2013; Velasco et al., 2011) e aerogeradores(El-Khattam et al., 2011; Karegar e Sobhani, 2012). A divisão destas técnicas pode ser feita emquatro grupos: técnicas remotas, técnicas locais passivas, técnicas locais ativas e técnicas lo-cais híbridas (Khamis et al., 2013; Reigosa et al., 2012). As técnicas remotas são caracterizadaspela necessidade de um sistema de comunicação entre a rede e o gerador distribuído, não sendomuito usual em função do seu alto custo (Heidari et al., 2013). Já as técnicas locais ativas sebaseiam na avaliação do comportamento da rede após a inserção de pequenas perturbações esão mais indicadas para geradores conectados à rede via inversores (El-Khattam et al., 2011).As técnicas locais passivas são consideradas a primeira opção entre as técnicas de proteção anti-ilhamento, pois utilizam dispositivos como os relés de sub/sobretensão e sub/sobrefrequênciaque são facilmente obtidos no mercado a um baixo custo. As técnicas híbridas utilizam umacombinação de técnicas locais passivas e ativas no esquema de proteção anti-ilhamento, con-sequentemente, possuem maior custo e complexidade quando comparadas às técnicas locaisativas e passivas operando de forma isolada (Khamis et al., 2013).

Os esquemas de proteção baseados no uso dos relés de sub/sobretensão e sub/sobre-frequência (por praticidade denominados de relés de tensão e frequência nesta dissertação) são

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Capítulo 1. Introdução 3

os mais atrativos para a proteção anti-ilhamento de geradores distribuídos. Entretanto, estes dis-positivos podem falhar quando as diferenças entre geração e demanda são pequenas, visto quenessas condições a variação dos valores de tensão e frequência pode não ser suficiente para vio-lar os limites pré-ajustados nos relés de proteção (Reigosa et al., 2012). Esta falha é denominadatecnicamente de ilhamento não intencional.

O risco de ilhamento não intencional é abordado em alguns trabalhos na literatura, comopor exemplo para sistemas fotovoltaicos (Brundlinger e Bletterie, 2005; Ranade et al., 2007;Verhoeven e Nederland B.V., 2002) e para geradores síncronos (Salles et al., 2012). No entanto,é escassa a literatura específica que discute o risco de ilhamento não-intencional de geradoreseólicos distribuídos. Em Salles et al. (2012) é apresentada uma metodologia para cálculo dorisco de ilhamento de geradores síncronos distribuídos. Este método, entretanto, não é aplicávela geradores eólicos pois considera um patamar fixo de potência injetada no sistema, enquanto apotência injetada por geradores eólicos depende da intermitência do vento.

As metodologias para avaliação do risco de ilhamento não intencional podem ser utili-zadas para avaliar se o esquema de proteção baseado no uso de relés de tensão e frequência éadequado ou se é necessário o uso de técnicas mais complexas como, por exemplo, as técnicasremotas de proteção anti-ilhamento.

1.1 Objetivos

1.1.1 Objetivo Geral

Desenvolver uma metodologia para o cálculo do índice de risco de ilhamento não-intencional de geradores eólicos distribuídos utilizando relés de tensão e frequência no esquemade proteção anti-ilhamento.

1.1.2 Objetivos Específicos

• Avaliar a possibilidade de falha da proteção anti-ilhamento em função das condições deoperação do gerador eólico;

• Definir um índice de risco de ilhamento não intencional considerando o comportamentodo vento na região de instalação do gerador;

• Validar a metodologia desenvolvida considerando duas topologias de sistemas eólicos:sistema eólico de velocidade fixa com gerador de indução com rotor tipo gaiola de esquiloe sistema eólico de velocidade varável com gerador de indução de dupla alimentação(DFIG - Doubly Fed Induction Generator);

• Analisar a sensibilidade do risco de ilhamento não intencional em função do tipo de reléde proteção (tensão, frequência ou tensão e frequência combinados), ajustes do esquemade proteção, tempo de detecção requerido e potência do banco de capacitores.

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Capítulo 1. Introdução 4

1.2 Organização do Trabalho

Esta dissertação está organizada da seguinte maneira:

• Capítulo 2: apresenta uma revisão bibliográfica sobre proteção de geradores distribuídos;

• Capítulo 3: apresenta a modelagem do sistema elétrico, dos relés de proteção e dos siste-mas eólicos utilizados na avaliação do risco de ilhamento não intencional;

• Capitulo 4: apresenta a metodologia para avaliação do risco de ilhamento não intencionalde geradores eólicos distribuídos;

• Capítulo 5: apresenta os resultados da aplicação da metodologia desenvolvida em algunsestudos de casos e a análise de sensibilidade do risco de ilhamento não intencional;

• Capítulo 6: apresenta as conclusões obtidas com o trabalho e algumas sugestões de traba-lhos futuros que poderão contribuir nesta linha de pesquisa.

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Capítulo 2

Revisão Bibliográfica

A operação ilhada de geradores distribuídos resulta em uma série de problemas técnicosrelacionados à qualidade da energia elétrica fornecida aos consumidores e a operação confiávelda rede de distribuição. Por este motivo, a existência de um esquema de proteção que detecteas condições de operação ilhada do gerador distribuído no intervalo de tempo especificado pelaconcessionária de energia elétrica é um requisito importante para a conexão de geradores dire-tamente em redes de distribuição.

Pesquisas mostram que algumas técnicas de proteção anti-ilhamento podem apresentarfalhas em condições de equilíbrio entre geração e demanda no subsistema ilhado. Para deter-minar o risco de ilhamento de geradores distribuídos diversas técnicas de avaliação da proteçãoanti-ilhamento e metodologias para o cálculo do índice de risco de ilhamento são encontradas naliteratura. Neste capítulo é apresentada uma revisão bibliográfica sobre as técnicas de proteçãoanti-ilhamento, as principais técnicas de avaliação da proteção anti-ilhamento e as metodologiaspara o cálculo do índice de risco do gerador distribuído operar de forma ilhada.

2.1 Técnicas de Proteção Anti-Ilhamento

As técnicas de proteção anti-ilhamento podem ser classificadas em função das suas ca-racterísticas operativas em técnicas remotas e técnicas locais. As técnicas locais geralmente sãodivididas em três classes: passivas, ativas e híbridas (Khamis et al., 2013). A Figura 2.1 ilustracomo as técnicas de proteção anti-ilhamento são classificadas atualmente. Estas técnicas sãodescritas nas seções a seguir.

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Capítulo 2. Revisão Bibliográfica 6

Figura 2.1: Classificação das técnicas de proteção anti-ilhamento.

2.1.1 Técnicas Remotas

As técnicas remotas são baseadas na comunicação entre a concessionária, os dispositi-vos de proteção e manobra da rede de distribuição e os geradores distribuídos (Vieira, 2006).Embora estas técnicas de proteção anti-ilhamento sejam mais confiáveis que as técnicas locaispassivas e ativas, elas são pouco utilizadas em função da necessidade de um sistema de comu-nicação sofisticado e de elevado custo (Velasco et al., 2010). Portanto, a escolha desta técnicade proteção anti-ilhamento não é recomendada para geradores distribuídos de pequeno porte edeve ser justificada por questões técnicas. A seguir será feita uma breve descrição de algumastécnicas remotas.

Power Line Carrier Communications (PLCC): na proteção anti-ilhamento baseada emPLCC um transmissor localizado na subestação envia continuamente um sinal para receptoreslocalizados nos pontos de conexão dos geradores distribuídos utilizando como meio de trans-missão os cabos da rede de distribuição (Vieira, 2006). Assim, caso exista a perda da alimen-tação principal devido a abertura de um disjuntor ou dispositivo de manobra o sinal enviadopelo transmissor não será detectado pelo receptor e o gerador distribuído será imediatamentedesconectado da rede de distribuição. Os sinais enviados pela rede de distribuição devem terfrequências iguais ou inferiores a 500Hz para evitar atenuações devido as indutâncias dos trans-formadores de distribuição (Ropp et al., 2000). Em Xu et al. (2007) foi aplicada a técnica dedistorção de forma de onda no esquema de proteção anti-ilhamento de geradores síncronos dis-tribuídos baseado em PLCC sendo analisado a atenuação do sinal em função dos parâmetros dosistema elétrico. Os autores ressaltam que o esquema de proteção desenvolvido tem o mesmodesempenho independentemente da topologia da rede de distribuição e tem um custo atraentequando se trata da instalação de múltiplos geradores distribuídos.

Supervisory Control and Data Acquisition (SCADA): as técnicas de proteção de gerado-res distribuídos baseadas no sistema SCADA consistem em monitorar o estado dos disjuntores

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Capítulo 2. Revisão Bibliográfica 7

e religadores, cuja atuação pode formar ilhas onde existam geradores distribuídos instalados(Ahmad et al. , 2013). Dessa forma, se for detectada a atuação de um disjuntor ou religadorformando uma ilha com um ou mais geradores distribuídos instalados, os disjuntores corres-pondentes são acionados desconectando os geradores da rede de distribuição . Em Task (2002)é descrita uma técnica de proteção anti-ilhamento baseada no sistema SCADA para sistemasfotovoltaicos onde são utilizados sensores para medir a tensão no local de instalação do geradordistribuído. Assim, caso ocorra a perda da fonte de alimentação principal e os alimentadorescontinuarem sendo alimentados pelos geradores distribuídos, ações corretivas podem ser toma-das como acionar alarmes para alertar a equipe de manutenção ou desconectar imediatamenteo gerador da rede. A principal vantagem desta técnica de proteção é o fato dela não apresentarzonas de não detecção (ZNDs). As ZNDs mapeiam os valores de desbalanço de potência ativa ereativa nos quais a proteção anti-ilhamento falha em um plano de desbalanço de potência ativaversus desbalanço de potência reativa. Além disso, estas técnicas possibilitam a coordenaçãoentre os geradores distribuídos e as redes de distribuição através de um controle adicional dosgeradores distribuídos pelas concessionárias de energia elétrica (Task, 2002). No entanto, a ne-cessidade de dispositivos adicionais como sensores específicos para cada unidade de geraçãodistribuída e redes de comunicação para a transmissão de dados torna esta técnica inviável parainstalações de geração distribuída de pequeno porte (Velasco et al., 2010).

Redes de comunicação: nesta técnica, quando um disjuntor ou religador automático in-terrompe a fonte de alimentação principal, um sinal é enviado para os geradores distribuídosna parte ilhada da rede de distribuição utilizando linhas telefônicas, sinais de radio-frequênciaou outro meio de comunicação. Neste caso, diferentemente das técnicas baseadas em PLCC, oscabos da rede de distribuição não são utilizados como meio de transmissão de dados. Quando osdispositivos estão instalados adequadamente, esta técnica tem a vantagem de não possuir ZNDs.No entanto, quando são utilizadas as linhas telefônicas para a transmissão de dados, podem sernecessários cabos de telefonia adicionais e o desenvolvimento de protocolos de comunicaçãoespecíficos para a transmissão dos dados. Já para a transmissão dos dados através de sinaisde radio-frequência, pode ser necessário a instalação de muitas estações repetidoras quando osdispositivos de interrupção estão distantes do gerador distribuído (Task, 2002).

2.1.2 Técnicas Locais Passivas

As técnicas locais passivas são baseadas no fato da operação ilhada de geradores dis-tribuídos resultar em variações de parâmetros do sistema elétrico como: tensão, frequência edistorção harmônica (Yu et al., 2010). As variações observadas nestes parâmetros ocorrem prin-cipalmente em função dos desbalanços entre a potência gerada pelo gerador distribuído e a po-tência demandada pelas cargas conectadas na parte ilhada da rede de distribuição (Khamis et al.,2013). Neste sentido, a principal desvantagem destas técnicas é a possibilidade de falhas quandoa diferença entre a potência injetada pelo gerador distribuído e demandada pelas cargas conec-tadas ao subsistema ilhado é pequena. A principal vantagem está no fato destas técnicas serem

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Capítulo 2. Revisão Bibliográfica 8

baseadas unicamente em medidas no ponto de conexão dos geradores distribuídos, por conse-guinte, não são necessários sistemas de comunicação para transmissão de dados entre diferentespontos da rede de distribuição. A seguir será feita a descrição de algumas técnicas locais passi-vas de proteção anti-ilhamento encontradas na literatura.

Sub/sobretensão e Sub/sobrefrequência: esta é a primeira técnica utilizada na proteçãode geradores distribuídos e consiste basicamente na utilização dos relés de tensão e/ou frequên-cia na proteção anti-ilhamento (Khamis et al., 2013; Velasco et al., 2010). Neste caso, medidasde tensão e/ou frequência são realizadas no ponto de conexão do gerador distribuído e posterior-mente os valores medidos são comparados com os limites estabelecidos pelas normas técnicas.Caso alguns dos limites sejam violados os geradores distribuídos são imediatamente desconec-tados da rede de distribuição. A principal vantagem desta técnica é a utilização de dispositivoscomumente empregados na proteção de redes de distribuição e a desvantagem está na grandezona em que a condição de operação ilhada não é detectada devido principalmente às condiçõesde equilíbrio entre geração e demanda na ilha (Khamis et al., 2013).

Desequilíbrio de tensão: a formação de ilhas altera a topologia da rede de distribuiçãoe as características das cargas conectadas ao gerador distribuído. Portanto, torna-se provável osurgimento de desequilíbrios de tensão devido a existência de cargas monofásicas conectadas arede de distribuição (Mahat et al., 2008). Dessa forma, esta técnica de proteção detecta a ope-ração ilhada por meio de medidas de desequilíbrios de tensão no ponto de conexão do geradordistribuído (Jang e Kim, 2004). O desequilíbrio de tensão é definido pela Equação 2.1,

V D =VSNVSP

(2.1)

sendo VSP e VSN as componentes de sequência positiva e negativa da tensão, respectivamente.É importante destacar que mesmo quando existe o equilíbrio entre geração e demanda na ilha,é provável o surgimento de desequilíbrios de tensão em função das mudanças na configuraçãoda rede (Mahat et al., 2008).

Medição de harmônicos: outro fator utilizado na detecção da operação ilhada é o sur-gimento de determinadas harmônicas de tensão e corrente em função das alterações na ca-racterística das cargas conectadas ao gerador distribuído após a ocorrência do ilhamento. EmJang e Kim (2004) é discutida uma abordagem em que a operação ilhada pode ser detectadaatravés da medida da TDH (Taxa de Distorção Harmônica) da corrente. A TDH é definida peloautor como a relação entre o total de distorção harmônica e a componente fundamental da cor-rente descrita pela Equação 2.2.

TDH =

√√√√ H∑h=2

I2h

I1× 100 (2.2)

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Capítulo 2. Revisão Bibliográfica 9

sendo, Ih o valor eficaz da componente harmônica h da corrente, I1 o valor eficaz da compo-nente fundamental da corrente e H a componente harmônica de 31o ordem. Outra abordagemse resume ao monitoramento da terceira harmônica da tensão que aumenta significativamentequando ocorre o ilhamento em função da histerese dos transformadores conectados na parteilhada da rede de distribuição (Kobayashi et al., 1991; Yin et al., 2004). A principal dificuldadeencontrada na aplicação desta técnica está no ajuste adequado dos valores de referência paraque a proteção anti-ilhamento não atue de forma inadequada quando cargas não lineares sãoconectadas à rede de distribuição (Khamis et al., 2013).

Detecção de salto de fase de tensão: a corrente de saída de geradores conectados àrede de distribuição via inversores de frequência geralmente é sincronizada com a tensão darede utilizando um PLL (Phase Locked Loop). Dessa forma, a sincronização é feita toda vezque ocorre a passagem pelo zero da curva de tensão. Com a perda da fonte de alimentaçãoprincipal, é provável que a tensão na parte ilhada da rede de distribuição, controlada agoraapenas pelo gerador distribuído, sofra um deslocamento de fase devido as mudanças no valorda impedância vista por este gerador. Este deslocamento de fase da tensão resulta em umadefasagem entre a tensão e a corrente de saída do gerador distribuído que será corrigida apenasno próximo cruzamento pelo zero da tensão, como ilustra a Figura 2.2. Assim, a técnica deproteção baseada na detecção de salto de fase de tensão consiste em monitorar a defasagementre a tensão e a corrente de saída do inversor de frequência para detectar a operação ilhada degeradores distribuídos (Khamis et al., 2013; Task, 2002).

Figura 2.2: Técnica de detecção de salto de fase da tensão.Fonte: Adaptado de Velasco et al. (2010).

A principal dificuldade na implementação desta técnica é determinar o valor limite dedefasagem entre a tensão e a corrente que configura a operação ilhada, pois a partida de motorese a manipulação de algumas cargas pode gerar um deslocamento de fase significativo, e porconseguinte, atuação indevida da proteção anti-ilhamento (Velasco et al., 2010).

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Capítulo 2. Revisão Bibliográfica 10

2.1.3 Técnicas Locais Ativas

As técnicas locais ativas são uma alternativa às técnicas passivas, pois podem detectar oilhamento mesmo em condições de equilíbrio entre a potência gerada pelo gerador distribuídoe a potência consumida pelas cargas locais (Funabashi et al., 2003). Estas técnicas consistemem monitorar a variação de parâmetros do sistema elétrico após a inserção de pequenas per-turbações na rede de distribuição, e assim, detectar a operação ilhada do gerador distribuído(Velasco et al., 2010). A principal desvantagem das técnicas ativas é a possibilidade de pro-blemas relacionados à qualidade da energia em função das perturbações inseridas no sistemaelétrico e a principal vantagem é que estas técnicas tem uma ZND pequena podendo até mesmoser eliminadas em alguns casos (Yu et al., 2010). Algumas técnicas locais ativas de proteçãoanti-ilhamento são:

Medida de impedância: nesta técnica, as variações de impedância do sistema elétricomedidas no ponto de conexão do gerador distribuído são utilizadas para detectar o ilhamento.Para isso, uma das abordagens utilizadas é a conexão periódica de um indutor em derivaçãodurante um pequeno período de tempo em que são realizadas medidas de tensão e corrente decurto-circuito. Neste caso, a impedância medida no ponto de conexão do gerador distribuídoserá mais baixa quando a fonte de alimentação principal estiver conectada ao sistema elétrico(Khamis et al., 2013). Em outro esquema de proteção de sistemas fotovoltaicos discutido emRopp et al. (2006) são inseridos distúrbios na corrente de saída do inversor conectado a redee, se for medida uma variação de tensão correspondente aos distúrbios injetados na corrente,o gerador distribuído é imediatamente desconectado da rede de distribuição. Geralmente osesquemas de proteção anti-ilhamento baseados em medidas de impedância tem a vantagem depossuir uma ZND pequena (Kunte e Gao, 2008).

Active Frequency Drift (AFD): o princípio de operação desta técnica é a inserção de umaperturbação que gera um desvio de frequência na corrente de saída do inversor apenas quandoo gerador distribuído está desconectado da fonte de alimentação principal (Kunte e Gao, 2008).Neste caso, o gerador distribuído é desconectado da rede de distribuição quando os limites pré-ajustados no relé de frequência instalado no sistema são violados. Na técnica AFD clássica, aforma de onda desta perturbação é escolhida para gerar um tempo tz em que a corrente de saídado inversor é igual a zero ao final de cada semi-ciclo da forma de onda como mostra a Figura 2.3(Yafaoui et al., 2012).

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Capítulo 2. Revisão Bibliográfica 11

Figura 2.3: Método AFD (a) forma de onda da corrente original e corrente AFD de referência (b) formade onda da corrente original e após a injeção de AFD.

Fonte: Adaptado de Yafaoui et al. (2012).

A relação entre tz e o período da forma de onda TFO define o fator chopping, Equa-ção 2.3.

cf =2tzTFO

(2.3)

O valor de cf está relacionado com o quanto a frequência da corrente de saída do inver-sor será desviada do valor nominal da frequência da tensão da rede de distribuição em casos deoperação ilhada do gerador distribuído (Velasco et al., 2010). Neste caso, se a fonte de alimenta-ção principal estiver conectada ao gerador distribuído, a frequência da componente fundamentalda corrente não sofre alterações significativas em função das perturbações, pois nestas condiçõesde operação a corrente de saída do inversor é sincronizada com a tensão da rede de distribuição.A principal vantagem desta técnica está na facilidade de implementação em geradores distribuí-dos com inversores microcontrolados. No entanto, esta técnica apresenta uma grande zona emque a operação ilhada do gerador distribuído não é detectada. Além disso, as perturbações inse-ridas alteram de forma negativa parâmetros utilizados para avaliar a qualidade da energia comoa TDH. Em Yafaoui et al. (2012) foi proposto uma nova técnica de AFD que possibilita umaredução de 30% da TDH em comparação com o método de AFD clássico através da inserçãode uma perturbação em apenas meio ciclo da forma de onda.

Sandia Frequency Shift (SFS): esta técnica pode ser tratada como uma extensão da téc-

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Capítulo 2. Revisão Bibliográfica 12

nica AFD em que uma realimentação positiva é utilizada para calcular o valor de cf em funçãodo erro entre a frequência medida no ponto de conexão do gerador distribuído e a frequêncianominal da tensão da rede de distribuição (Velasco et al., 2010). Neste caso, o valor de cf podeser calculado utilizando a Equação 2.4 (Kunte e Gao, 2008).

cf = cf0 +K(fPC − flinha) (2.4)

onde, cf0 é o fator chopping padrão, K é o ganho AFD, fPC é a frequência medida no ponto deconexão do gerador distribuído e flinha é a frequência nominal da tensão da rede de distribuição.Quando a fonte de alimentação principal está conectada à rede elétrica os distúrbios inseridoscausam apenas pequenos desvios no valor da frequência da corrente de saída do inversor e ovalor de cf é aproximadamente igual a cf0. No entanto, quando a fonte de alimentação principalé desconectada do sistema elétrico, o erro entre a frequência medida no ponto de conexão dogerador distribuído e a frequência da rede tende a aumentar, consequentemente, o valor de cftambém aumenta de forma a tornar mais rápida a variação da frequência da corrente de saídado inversor (Task, 2002). Em Zeineldin e Kennedy (2009) foi verificado que K é o parâmetrocom maior influência sobre a eficiência desta técnica de proteção anti-ilhamento e um novométodo SFS utilizando apenas este parâmetro foi proposto. A eliminação do parâmetro cf0 tema vantagem de reduzir o impacto da técnica SFS sobre a qualidade da energia. Os resultadosobtidos mostram que a técnica proposta é eficiente em detectar a condição de operação ilhadado gerador distribuído.

Sandia Voltage Shift (SVS): nesta técnica uma malha de realimentação positiva é utili-zada para controlar a corrente de saída do gerador distribuído conectado a rede via inversor,em função do erro entre a tensão nominal da rede e a tensão medida no ponto de conexão dogerador distribuído (Khamis et al., 2013). Quando a fonte de alimentação principal é desconec-tada do sistema elétrico a tensão na parte ilhada da rede geralmente tem uma pequena redução,pois passa a depender apenas das cargas conectadas na parte ilhada da rede de distribuição eda corrente de saída do inversor (Kunte e Gao, 2008). Portanto, a ideia da técnica SVS é iden-tificar esta variação de tensão e variar proporcionalmente a corrente de saída do inversor como objetivo de atingir os limites pré-ajustados na proteção de sub/sobretensão com mais rapidez(Kunte e Gao, 2008). A técnica SVS tem grande eficácia em detectar o ilhamento de gerado-res distribuídos, porém tem as desvantagens de prejudicar a eficiência do gerador distribuído ea qualidade da energia (Velasco et al., 2010). Em Karimi et al. (2008) foi proposta uma novatécnica SVS que considera a variação da componente de sequência negativa da tensão no pontode conexão do gerador distribuído na malha de realimentação positiva. Neste caso, o ilhamentonão intencional do gerador distribuído é detectado para o pior cenário analisado em um tempoinferior a 60ms através da injeção de uma pequena corrente de sequência negativa (2% a 3% dovalor nominal).

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Capítulo 2. Revisão Bibliográfica 13

2.1.4 Técnicas Locais Hibridas

As técnicas locais híbridas utilizam uma combinação das técnicas locais passivas e ativasna proteção anti-ilhamento (Khamis et al., 2013). Inicialmente, as técnicas locais passivas, porserem mais rápidas que as técnicas ativas, são utilizadas para detectar alterações suspeitas nosparâmetros do sistema elétrico. Ao ser detectada alguma variação suspeita, as técnicas locaisativas passam a ser empregadas com o objetivo de detectar a operação ilhada com maior precisão(Mahat et al., 2008). Algumas técnicas de proteção anti-ilhamento híbridas são:

Desequilíbrio de tensão e realimentação positiva (Menon e Nehrir, 2007): esta técnicacombina a técnica passiva de desequilíbrio de tensão com uma técnica ativa baseada em reali-mentação positiva para detectar o ilhamento de geradores distribuídos. O princípio de operaçãodesta técnica consiste em monitorar o desequilíbrio de tensão e comparar os valores calculadoscom os limites aceitáveis em regime permanente. Se algum limite de desequilíbrio de tensãofor violado a frequência da corrente de saída do inversor é reduzida de forma contínua atra-vés de um laço de realimentação positiva. Nestas condições, a frequência medida na rede dedistribuição tem uma redução significativa apenas se o gerador distribuído estiver operando deforma ilhada. Portanto, a técnica ativa tem a função principal de diferenciar desequilíbrios detensão ocasionados pelo ilhamento do gerador distribuído ou por grandes variações de carga.Os resultados obtidos mostram que a técnica híbrida é mais eficiente que as técnicas ativas epassivas atuando de forma isolada.

Injeção de flutuação de tensão (Chang, 2010): neste método de proteção anti-ilhamento,as técnicas passivas de taxa de variação de tensão e taxa de variação de frequência são combina-das com uma técnica ativa de medição de fator de correlação (FC) entre a variação da tensão noponto de conexão do gerador distribuído e a fonte de injeção de flutuação de tensão. Neste caso,a flutuação de tensão na rede de distribuição ocorre pela comutação periódica de uma cargade alta impedância quando a tensão da rede de distribuição está próxima à passagem por zero.Neste esquema de proteção, a técnica ativa FC funciona como proteção backup das técnicas pas-sivas de forma a aumentar a eficiência do esquema de proteção anti-ilhamento. Os resultadosobtidos mostram que esta técnica é capaz de detectar a operação ilhada do gerador distribuídoconsiderando diferentes tipos de cargas com um tempo máximo de 216 ms.

2.1.5 Informações Adicionais

Conforme a descrição dos esquemas de proteção anti-ilhamento realizada anteriormente,as técnicas passivas são menos complexas que as técnicas ativas e remotas. Dentre as técni-cas passivas, as técnicas baseadas em sub/sobrefrequência e sub/sobretensão possuem o menorcusto, pois os dispositivos empregados nesta proteção já são utilizados na proteção contra va-riações anormais de tensão e frequência de geradores distribuídos. As técnicas remotas nãoapresentam falhas na detecção do ilhamento, porém o seu alto custo torna inviável a sua imple-mentação na proteção anti-ilhamento de geradores distribuídos de pequeno porte.

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Capítulo 2. Revisão Bibliográfica 14

2.2 Técnicas de Avaliação da Proteção Anti-ilhamento

A maior parte das técnicas de proteção anti-ilhamento locais apresentadas na seção ante-rior podem não detectar o ilhamento no tempo especificado pela concessionária de energia elé-trica. Portanto, a avaliação da capacidade de detecção da proteção anti-ilhamento considerandodiferentes condições de operação do gerador distribuído é um critério importante na escolha doesquema de proteção anti-ilhamento. As técnicas mais difundidas na literatura para avaliar apossibilidade de ilhamento não intencional utilizam as curvas de desempenho e as ZNDs.

2.2.1 Curvas de Desempenho

Em uma típica rede de distribuição várias ilhas podem ser formadas em função da quan-tidade e localização de disjuntores, religadores automáticos ou dispositivos de manobra. Porexemplo, na rede de distribuição ilustrada na Figura 2.4 duas ilhas podem ser formadas com aatuação dos religadores automáticos RL-01 e RL-02.

Figura 2.4: Típica rede de distribuição.

Para cada ilha, a falha da proteção anti-ilhamento está relacionada ao desbalanço depotência ativa e reativa no subsistema ilhado que depende do consumo e da geração. O con-sumo varia de acordo com as cargas conectas ao subsistema ilhado. Por exemplo, na rede dedistribuição ilustrada na Figura 2.4 o consumo na Ilha 1 é maior que na Ilha 2.

Neste sentido, a capacidade de detecção da proteção anti-ilhamento pode ser avaliadaatravés de gráficos que relacionam cada valor de desbalanço de potência ativa ou reativa como tempo de detecção do ilhamento. A curva formada por todos os pontos de potência ativa oureativa versus tempo de detecção é conhecida como curva de desempenho (Vieira et al., 2006).A partir dessas curvas, é possível identificar os valores de desbalanço de potência ativa ou reativapara os quais o tempo de detecção da proteção anti-ilhamento é maior que o valor especificadopela concessionária de energia elétrica. A Figura 2.5 ilustra uma curva de desempenho típicade um relé de frequência empregado na proteção anti-ilhamento de geradores síncronos. Nestegráfico os valores de potência ativa são relacionados ao tempo de detecção de ilhamento.

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Capítulo 2. Revisão Bibliográfica 15

Figura 2.5: Curva de desempenho típica de um relé de frequência.Fonte: Vieira et al. (2006).

Como pode ser observado na Figura 2.5, o tempo de detecção do ilhamento cresce ex-ponencialmente com a redução do valor de desbalanço de potência ativa e, consequentemente,existe um valor crítico de desbalanço de potência ativa a partir do qual qualquer redução resultana violação do tempo de detecção especificado pela concessionária (Vieira et al., 2006). Porexemplo, para um tempo máximo de detecção do ilhamento igual a 400ms, o valor de desba-lanço crítico é igual a 0,21p.u. Isso significa que os valores de desbalanço de potência menoresque esse valor crítico pertencem a uma zona na qual o ilhamento do gerador distribuído não édetectado em tempo hábil (Vieira et al., 2006).

É importante ressaltar que a frequência em um subsistema ilhado alimentado por gerado-res síncronos distribuídos é altamente influenciada pelo desbalanço de potência ativa, enquantoque apresenta pouca variação em função do desbalanço de potência reativa. Neste caso, a ca-pacidade de detecção de ilhamento dos relés de frequência pode ser feita utilizando apenas acurva de desempenho de desbalanço de potência ativa versus tempo de detecção do ilhamento.O contrário ocorre com a tensão, que é pouco influenciada pelo desbalanço de potência ativa, ealtamente influenciada pelo desbalanço de potência reativa e, portanto, a capacidade de detec-ção de ilhamento dos relés de tensão pode ser avaliada utilizando apenas a curva de desempenhode desbalanço de potência reativa versus tempo de detecção do ilhamento (Correa, 2008).

No caso de geradores de indução com rotor tipo gaiola de esquilo diretamente conecta-dos à rede de distribuição, as potências ativa e reativa não são independentes, pois a geração depotência ativa e o consumo de potência reativa variam com o escorregamento da máquina deindução (Meira, 2010). A dependência entre as potências ativa e reativa na máquina de induçãodiretamente conectada à rede de distribuição pode ser observada nas curvas de desempenho dosrelés de tensão ilustradas nas Figuras 2.6a e 2.6b.

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Capítulo 2. Revisão Bibliográfica 16

(a) (b)

Figura 2.6: Curvas de desempenho dos relés de tensão utilizados na proteção de geradores de induçãocom rotor tipo gaiola de esquilo a) ∆Q fixo e b) ∆P fixo.

Fonte: Meira (2010).

As curvas de desempenho de desbalanço de potência ativa versus tempo de detecçãodo ilhamento possuem comportamentos diferentes para cada valor de desbalanço de potênciareativa. No caso das curvas de desempenho de desbalanço de potência reativa versus tempo dedetecção do ilhamento comportamentos diferentes para cada valor de desbalanço de potênciaativa são observados. Portanto, a avaliação da capacidade de detecção do ilhamento dos relésde tensão considerando todas as condições de operação do gerador de indução no subsistemailhado demanda a construção e análise de uma grande quantidade de curvas de desempenho.A mesma análise feita anteriormente cabe à avaliação da capacidade de detecção de ilhamentodos relés de frequência utilizados na proteção anti-ilhamento de geradores de indução (Meira,2010).

2.2.2 Zonas de Não Detecção

As ZNDs mapeiam os valores de desbalanço de potência ativa e reativa nos quais a pro-teção anti-ilhamento não atua em tempo hábil em um plano de desbalanço de potência reativa(∆Q) versus desbalanço de potência ativa (∆P) (Vieira et al., 2006). A área sombreada na Fi-gura 2.7 é um exemplo de ZND em que valores de ∆P e ∆Q positivos representam um excessode potência no subsistema ilhado e os valores de ∆P e ∆Q negativos um déficit.

As ZNDs são utilizadas na avaliação da proteção anti-ilhamento de diversas tecnolo-gias de geradores distribuídos. Em Vieira et al. (2011) as ZNDs foram utilizadas na avaliaçãoe ajuste de relés de frequência utilizados na proteção anti-ilhamento de geradores síncronosdistribuídos. Para obtê-las foram realizadas várias simulações de transitórios eletromagnéticosutilizando o SimPowerSystems do Matlab/Simulink. As ZNDs obtidas possuem um formato re-tangular e com certo ângulo de inclinação em relação ao sistema de eixos para o caso de cargasmodeladas como impedância constante. Este formato retangular facilita a obtenção de modelosanalíticos para obtenção das ZNDs (Vieira et al., 2011).

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Capítulo 2. Revisão Bibliográfica 17

Figura 2.7: Exemplo de uma ZND.

Suppioni e Grilo (2012) utilizaram uma metodologia semelhante para avaliar a proteçãoanti-ilhamento de geradores eólicos baseados em geradores de indução com rotor em gaiola deesquilo diretamente conectado a rede de distribuição utilizando relés de tensão e frequência.As ZNDs dos relés de tensão são mostradas na Figura 2.8a e as ZNDs dos relés de frequênciana Figura 2.8b. No caso dos relés de frequência as ZNDs não possuem um formato retangularcomo é observado nas ZNDs de geradores síncronos.

(a) (b)

Figura 2.8: ZNDs do gerador de indução com rotor do tipo gaiola utilizando a) relé de tensão e b) reléde frequência no esquema de proteção anti-ilhamento.

Fonte: Suppioni e Grilo (2012).

2.3 Metodologias para Avaliação do Risco de Ilhamento Não IntencionalEncontradas na Literatura

A primeira metodologia discutida neste trabalho para o cálculo da probabilidade de ilha-mento não intencional foi desenvolvida por Verhoeven e Nederland B.V. (2002), sendo utili-zada na avaliação do risco de ilhamento de sistemas fotovoltaicos. A metodologia foi baseada

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Capítulo 2. Revisão Bibliográfica 18

em medições das cargas conectadas ao sistema de distribuição e da potência gerada pelo sis-tema fotovoltaico. Por meio da comparação entre carga e potência gerada, foi determinada afrequência e o tempo em que situações de equilíbrios são observadas. O equilíbrio entre po-tência gerada e carga, que configura a condição de ilhamento, ocorre quando a potência geradaestá dentro de uma margem de erro de 5% em relação à carga (Verhoeven e Nederland B.V.,2002). A Figura 2.9 ilustra a aplicação do método desenvolvido, onde é possível observar duascondições de equilíbrio com duração de 3s e 2s.

Figura 2.9: Ilustração para mostrar quantas vezes e por quanto tempo ocorrem as condições de equilí-brio estável para um sistema fotovoltaico.

Fonte: Adaptado de Verhoeven e Nederland B.V. (2002).

Os resultados obtidos mostram que a probabilidade de ocorrer a condição de equilíbrioem uma rede de baixa tensão está abaixo de 1× 10−5 e não depende do número de residênciasconectadas ao alimentador (Verhoeven e Nederland B.V., 2002).

Para avaliar a probabilidade de ilhamento não intencional utilizando relés de tensãoe frequência na proteção anti-ilhamento de geradores síncronos distribuídos, Correa (2008)desenvolveu uma segunda metodologia que utiliza as ZNDs em conjunto com as curvas decarga para obter os índices numéricos de risco de ilhamento.

A Figura 2.10 ilustra a utilização da metodologia proposta. No caso do gerador síncrono,a potência ativa gerada PG e a potência reativa gerada QG são constantes. A ideia básica dametodologia consiste em identificar situações de operação que estariam dentro da ZND emcaso da ocorrência de ilhamento. Como as ZNDs de geradores síncronos são retangulares, asZNDs podem ser mapeadas pelos seus limites máximos e mínimos de potência ativa e reativa.Com a curva de carga do alimentador é possível identificar os períodos de tempo durante umdia em que, caso ocorra ilhamento, as condições de operação estarão dentro da ZND (Correa,2008).

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Capítulo 2. Revisão Bibliográfica 19

Figura 2.10: Determinação dos intervalos de não detecção da proteção anti-ilhamento de geradoressíncronos.

Fonte: Correa (2008).

A metodologia proposta foi utilizada para calcular a probabilidade de ilhamento não in-tencional de geradores síncronos considerando dois ajustes de sensibilidade dos relés de tensãoe frequência. Os resultados obtidos revelam que o ajuste mais sensível dos relés de proteçãoreduz a probabilidade de ilhamento não intencional em todos os casos analisados.

As metodologias para avaliação do risco de ilhamento não intencional de geradores sín-cronos e sistemas fotovoltaicos consideram que a ZND possui formato retangular. Estas meto-dologias não podem ser utilizadas em sistemas eólicos com geradores de indução, porque nestessistemas a ZND possui formato irregular e depende da velocidade de vento. Além disso, a po-tência fornecida pelo gerador eólico à rede de distribuição e, consequentemente, o desbalançode potência no subsistema ilhado também depende do comportamento do vento.

2.4 Comportamento do Vento

A variação temporal de vento é resultado de complexas interações como as diferençasde pressão e temperatura, a rotação da terra e as características locais da superfície. A melhormaneira de obter informações da variação temporal de vento em uma região é por meio demedidas diretas de velocidade de vento. Entretanto, por causa do comportamento estocásticodo vento essas medidas podem resultar em uma grande quantidade de estados de vento. Umasolução para este problema consiste em identificar em dados históricos padrões que representemde forma simplificada as variações diárias e sazonais.

Considerando que as características locais da superfície não sejam alteradas, as varia-ções sazonais de vento dependem basicamente das condições climáticas. Em regiões nas quaiso regime climático é conhecido as variações sazonais podem ser representadas por um perfildiário típico de velocidade de vento para cada estação ou período do ano (Pérez et al., 2005;Radics e Bartholy, 2002).

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Capítulo 2. Revisão Bibliográfica 20

O comportamento do vento também pode ser representado por perfis diários típicosobtidos a partir de um banco de dados utilizando técnicas de agrupamento (Duarte et al., 2012;Souza, 2008). Estas técnicas possibilitam dividir o banco de dados em grupos utilizando comocritério o grau de proximidade ou semelhança entre os perfis diários de vento. Com isso podemser obtidas outras informações como o número de dias que ocorre cada perfil de vento e adistribuição de probabilidade de velocidade de vento média.

Na geração eólica os efeitos diurnos de vento podem resultar em maior disponibilidadede energia em diferentes períodos do dia. Assim, outra metodologia consiste em definir osperfis diários típicos de vento em função do período do dia com maior velocidade de vento(Suomalainen et al. , 2012). Esta metodologia possibilita a geração de cenários sintéticos devento durante vários anos realistas quanto aos efeitos sazonais e diurnos.

Os métodos baseados em Cadeia de Markov ou modelos auto-regressivos utilizados naprevisão do comportamento do vento geralmente não consideram os efeitos diurnos. Os efeitosdiurnos são importantes na avaliação do risco de ilhamento não intencional, haja visto, que esterisco depende basicamente da geração e demanda em cada instante de tempo. Por este motivo ametodologia desenvolvida por Suomalainen et al. (2012) é mais adequada para ser utilizada naavaliação do risco de ilhamento não intencional de geradores eólicos.

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Capítulo 3

Modelagens Utilizadas

Neste capítulo são descritos os modelos do sistema elétrico, do relé de frequência e dorelé de tensão utilizados na avaliação do risco de ilhamento não intencional. Duas topologias desistemas eólicos foram consideradas: sistema eólico de velocidade fixa com gerador de induçãocom rotor tipo gaiola de esquilo e sistema eólico de velocidade variável com DFIG. As si-mulações computacionais foram realizadas utilizando o SimPowerSystems do MATLAB. Nesteambiente computacional, são encontrados os modelos das duas topologias de sistemas eólicosconsideradas neste trabalho, cuja descrição também será o objetivo deste capítulo.

3.1 Sistema Elétrico

O diagrama unifilar do sistema elétrico utilizado na avaliação do risco de ilhamentonão intencional das duas topologias de sistemas eólicos discutidas neste capítulo é mostrado naFigura 3.1 (os parâmetros do sistema elétrico estão no Apêndice A). Neste sistema elétrico trêsprováveis ilhas com topologias diferentes podem ser formadas como consequência da atuaçãodos religadores automáticos RL-01, RL-02 ou RL-03. Cada ilha possui uma demanda específicaque depende das curvas de carga dos consumidores que permanecem conectados ao geradoreólico após a perda da fonte de alimentação principal. As curvas de carga em cada barramentodo sistema elétrico estão no Apêndice B.

No sistema elétrico da Figura 3.1 a subestação foi modelada como uma fonte de ali-mentação ideal, em série com uma impedância de curto-circuito. As cargas trifásicas simétricasforam modeladas com impedância constante, pois cargas com esta característica apresentammaior risco de ocorrência de ilhamento não intencional (Meira, 2010). O banco de capacitoresconectado na Barra 7 foi utilizado na compensação de potência reativa apenas nas simulaçõesenvolvendo o sistema eólico de velocidade fixa. A tensão fase-fase na Barra 7, V7, é igual a0,69kV para o sistema eólico de velocidade fixa e 575V para o sistema eólico de velocidadevariável.

21

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Capítulo 3. Modelagens Utilizadas 22

Figura 3.1: Diagrama unifilar do sistema elétrico.Fonte: Adaptado de Correa (2008).

3.2 Relés de Proteção

Dentre os requisitos técnicos para a instalação de geradores distribuídos estão as prote-ções contra variações anormais de tensão e frequência. Os relés de tensão e frequência emprega-dos nestes esquemas de proteção também podem ser utilizados na proteção anti-ilhamento dosgeradores distribuídos. A justificativa para este fato é que com a perda da fonte de alimentaçãoprincipal a impedância vista dos terminais do gerador pode sofrer variações, que por sua vezresulta em mudanças na amplitude e frequência da tensão no ponto de conexão do gerador.

Nesta dissertação, os relés de tensão e frequência foram modelados para atender aos cri-térios de variações anormais de tensão e frequência das Tabelas 3.1 e 3.2 (IEEE Standard P1547,2003). Neste caso, os critérios anormais de tensão são padronizados (fixos) para geradores dis-tribuídos acima de 30kW, por sua vez os critérios de subfrequência podem mudar dentro deuma faixa pré-estabelecida. Esta flexibilidade nos critérios de subfrequência possibilita alte-rar o ajuste do relé de frequência de forma a reduzir o risco de ilhamento não intencional dosgeradores distribuídos.

Tabela 3.1: Ajustes de proteção contra variações anormais de tensão.

Variação de tensão [p.u.] Tempo de desconexão [s]a

V < 0, 50 0,160, 50 ≤ V ≥ 0, 88 2,001, 10 ≤ V ≥ 1, 20 1,00

V ≥ 1, 20 0,16

aGerador ≤ 30kW, tempo máximo de desconexão; gerador > 30kW, tempo de desconexão padrão.

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Capítulo 3. Modelagens Utilizadas 23

Tabela 3.2: Ajustes de proteção contra variações anormais de frequência.

Capacidade do gerador Variação frequência [Hz] Tempo de desconexão [s]a

≤ 30kW> 60, 5 0,16< 59, 3 0,16

> 30kW> 60, 5 0,16

< 59, 8− 57 0,16 - 300< 57 0,16

aGerador ≤ 30kW, tempo máximo de desconexão; gerador > 30kW, tempo de desconexão padrão.

O relé de tensão modelado para atender aos critérios de variação anormal de tensãoda Tabela 3.1 emprega o cálculo do valor RMS da tensão fase-fase nos terminais do geradoreólico. O valor RMS da tensão é calculado considerando uma janela móvel de medição de umciclo da frequência fundamental e é atualizado a cada passo de execução do programa. Umesquema deste relé de tensão é ilustrado na Figura 3.2. Neste modelo o valor eficaz da tensãoé comparado com os limites de tensão ajustados, se algum desses limites for violado por umtempo maior ou igual ao configurado nos temporizadores um sinal de disparo é enviado paraabertura do disjuntor do gerador distribuído.

Figura 3.2: Modelo do relé de tensão.

Considerando os critérios de frequência da Tabela 3.2 o modelo do relé de frequênciaestá ilustrado na Figura 3.3. Neste modelo utiliza-se o componente sintetizador de frequênciaPLL (Phase Locked Loop) disponível no SimPowerSystems do MATLAB para medir a frequên-cia da tensão nos terminais do gerador eólico. O sinal de disparo é gerado se os ajustes desubfrequência ou sobrefrequência são violados por um tempo superior ao configurado nos tem-porizadores.

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Capítulo 3. Modelagens Utilizadas 24

Figura 3.3: Modelo do relé de frequência.

3.3 Sistema Eólico de Velocidade Fixa

A topologia do sistema eólico de velocidade fixa estudada neste trabalho consiste naconexão direta do estator do gerador de indução com rotor tipo gaiola de esquilo à rede elé-trica como ilustra a Figura 3.4. Neste sistema eólico a rotação do eixo do rotor é mantida pelafrequência da tensão da rede elétrica (Nunes, 2003). Neste caso, um banco de capacitores foiutilizado para a auto-excitação do gerador de indução e para realizar a compensação de energiareativa (Dutra et al., 2008).

Figura 3.4: Sistema eólico de velocidade fixa.

As vantagens destes sistemas eólicos são a sua robustez e a não injeção de componentesharmônicas de corrente na rede (Rosas e Estanqueiro, 2003). A potência eólica de saída daturbina é limitada através do controle do ângulo de passo. Neste controle as pás da turbinaeólica ou parte delas rotacionam em torno do seu eixo longitudinal, ou seja, varia-se o ângulode passo para alterar o ângulo de ataque e, consequentemente, controlar a potência de saídado sistema eólico para que o torque máximo não seja excedido ou o gerador sobrecarregadoquando ocorrem ventos com maior velocidade (Nunes, 2003).

Referindo-se a Figura 3.5, o ângulo de passo β é definido como o ângulo entre o planode rotação da pá, plano contendo a área varrida durante a rotação das pás, e a linha de corda,linha reta ligando a borda de fuga (pontiaguda) e a borda de ataque (arredondada). Por sua vezo ângulo de ataque, α, é o ângulo entre a linha de corda e a velocidade de vento resultante (vr)da velocidade de vento que incide perpendicularmente ao plano de rotação, v, e a velocidade devento paralelo ao plano de rotação, vu (Silva, 2006).

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Capítulo 3. Modelagens Utilizadas 25

Figura 3.5: Corte transversal da pá de uma turbina eólica.Fonte: Adaptado de Silva (2006).

O sistema eólico é constituído por: turbina eólica, gerador de indução com rotor tipogaiola de esquilo, banco de capacitores e sistema de controle do ângulo de passo.

3.3.1 Modelo da Turbina Eólica

A turbina eólica converte a energia cinética do vento em energia mecânica rotacional noeixo do gerador. A energia cinética de uma massa de ar, m, que se desloca com uma velocidadeuniforme e constante, v, é calculada por (Marques, 2004):

E =m

2v2 (3.1)

A potência do vento é obtida a partir da derivada da energia cinética em relação aotempo:

Pd =∂E

∂t=

1

2

∂m

∂tv2 =

q

2v2 (3.2)

Sendo q o fluxo da massa de ar, calculado através da Equação 3.3 (Marques, 2004).

q = ρvA (3.3)

Sendo,

ρ: densidade do ar (kg/m3);

A: área do rotor da turbina eólica (m2).

Apenas uma parte da potência do vento pode ser convertida em potência rotacional noeixo do rotor. A eficiência de uma turbina eólica depende de suas características construtivas,da razão entre a velocidade de ponta das pás e a velocidade do vento, e do ângulo de passo.Assim, a potência mecânica de saída da turbina eólica pode ser calculada através da Equação 3.4(Ferreira, 2005).

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Capítulo 3. Modelagens Utilizadas 26

Ptur = cp (λ, β)Pd = cp (λ, β)ρA

2v3 (3.4)

Sendo,

Ptur: potência mecânica de saída da turbina (W);

cp: coeficiente de eficiência aerodinâmica;

λ: razão de velocidade entre a ponta das pás e o vento;

β: ângulo de passo da turbina ().

A equação empírica para o cálculo do coeficiente de eficiência aerodinâmica baseado namodelagem da turbina eólica desenvolvida em Heier (1998) é,

cp (λ, β) = 0, 5176

(116

λi− 0, 4β − 5

)e

−21λi + 0, 0068λ (3.5)

Sendo,

1

λi=

1

λ+ 0, 08β− 0, 035

β3 + 1(3.6)

As curvas de cp em função de λ para diferentes ângulos de passo são mostradas naFigura 3.6. O valor nominal de λ é escolhido de forma a obter o valor máximo de cp para oângulo β = 0.

Figura 3.6: Curvas características de cp versus λ para diferentes valores de β.

A Figura 3.7 mostra as curvas de potência de saída em função da velocidade da turbinaeólica para diferentes velocidades do vento e β = 0. A velocidade da turbina eólica é constanteno caso dos geradores com velocidade fixa, assim, nesta concepção de sistemas eólicos não

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Capítulo 3. Modelagens Utilizadas 27

é possível extrair o máximo de potência para velocidades de vento diferentes da velocidadenominal.

Figura 3.7: Curvas de potência de saída em função da velocidade da turbina para diferentes velocidadesdo vento e β = 0.

No sistema eólico de velocidade fixa utilizado não foi modelado o sistema de transmis-são entre a turbina eólica e o gerador de indução com rotor tipo gaiola de esquilo. Neste caso, otorque de saída da turbina eólica é diretamente aplicado ao gerador.

3.3.2 Controle do Ângulo de Passo

No controle do ângulo de passo, o ângulo de ataque das pás é aumentado ou reduzidopara limitar a potência de saída da turbina eólica ao seu valor nominal (Tibola, 2009). Nestecontrole, ilustrado na Figura 3.8, a potência elétrica de saída do gerador de indução é comparadacom a velocidade mecânica nominal da turbina eólica e o erro é processado por um controladorproporcional-integral (PI), que calcula o valor do ângulo de passo que reduz o erro entre apotência elétrica gerada e a potência mecânica nominal (The MathWorks, 2013).

Figura 3.8: Controle do ângulo de passo do aerogerador empregando gerador de indução com rotorgaiola de esquilo.

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Capítulo 3. Modelagens Utilizadas 28

No modelo do aerogerador utilizado, a taxa de variação do ângulo de passo em funçãodo tempo é limitada a 2 graus por segundo e o valor do ângulo de passo é limitado entre 0 e45 (Meira, 2010).

3.3.3 Modelo do Gerador de Indução com Rotor Gaiola de Esquilo

Nesta seção são descritos o modelo clássico da máquina de indução trifásica, o conceitoda transformada de Park aplicadas à modelagem de máquinas de indução e o modelo do geradorde indução com rotor gaiola de esquilo em variáveis dq.

Modelo Clássico da Máquina de Indução

O modelo clássico da máquina de indução apresentado a seguir, modelo em variáveisde fase, pode ser utilizado tanto para os geradores de indução com rotor tipo gaiola de esquiloquanto para o DFIG. No primeiro caso, a gaiola é representada de forma equivalente por trêsenrolamentos trifásicos e simétricos (Leite, 1996). Nesta modelagem, leva-se em consideraçãoas seguintes hipóteses (Aguiar Junior, 2007):

• Os três enrolamentos do estator, assim como, os três enrolamentos do rotor são balance-ados e iguais entre si;

• Efeitos da histerese e saturação são desprezados;

• O entreferro é considerado constante;

• Apenas a componente fundamental da força magnetomotriz produzida no rotor e estatoré considerada.

A tensão em cada fase é calculada considerando a queda de tensão devido a resistênciaelétrica dos enrolamentos e as variações nos enlaces de fluxo dos circuitos do rotor e estator. Asequações de tensão por fase do estator da máquina de indução trifásica são:

vas = rsias +dφas

dt(3.7)

vbs = rsibs +dφbs

dt(3.8)

vcs = rsics +dφcs

dt(3.9)

As equações de tensão por fase do rotor são:

var = rriar +dφar

dt(3.10)

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Capítulo 3. Modelagens Utilizadas 29

vbr = rribr +dφbr

dt(3.11)

vcr = rricr +dφcr

dt(3.12)

Onde, rr e rs são as resistências dos enrolamentos de rotor e estator, respectivamente,e φ o enlace de fluxo considerando a indutância própria de cada enrolamento e o acoplamentoentre os circuitos da máquina de indução. Dessa forma, as equações do enlace de fluxo por fasedo estator e rotor são (Aguiar Junior, 2007):

φas = Lasias + Lasbsibs + Lascsics + Lasariar + Lasbribr + Lascricr

φbs = Lbsibs + Lbsasias + Lbscsics + Lbsariar + Lbsbribr + Lbscricr

φcs = Lcsics + Lcsasias + Lcsbsibs + Lcsariar + Lcsbribr + Lcscricr

φar = Lariar + Larbribr + Larcricr + Larasias + Larbsibs + Larcsics

φbr = Lbribr + Lbrariar + Lbrcricr + Lbrasias + Lbrbsibs + Lbrcsics

φcr = Lcricr + Lcrariar + Lcrbribr + Lcrasias + Lcrbsibs + Lcrcsics

(3.13)

Sendo,

Las,Lbs,Lcs: indutâncias próprias dos enrolamentos do estator;

Lar,Lbr,Lcr: indutâncias próprias dos enrolamentos do rotor;

Lfsfr,Lfsfs,Lfrfs,Lfrfr: indutâncias mútuas entre os circuitos da máquina de induçãoonde f = [a b c].

Sendo, ωr a velocidade angular do rotor e θr a posição angular do eixo magnético da fasea do rotor tendo como referência a posição do eixo magnético da fase a do estator as indutânciasmútuas em função da posição do rotor são dadas por (Aguiar Junior, 2007):

Laras = Lasar = Lbrbs = Lbsbr = Lcrcs = Lcscr = Larascos (θr)

Larbs = Lbsar = Lbrcs = Lcsbr = Lcras = Lascr = Larascos(θr +

2π3

)Larcs = Lcsar = Lbras = Lasbr = Lcrbs = Lbscr = Larascos

(θr − 2π

3

) (3.14)

Transformada de Park

A transformada de Park transforma uma máquina de indução simétrica trifásica em umamáquina bifásica com enrolamentos do estator fixos e do rotor pseudo-estacionários. A Fi-gura 3.9 ilustra a aplicação dessa transformada na modelagem da máquina de indução trifásica.

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Capítulo 3. Modelagens Utilizadas 30

Na transformada de Park todas as grandezas da máquina são colocadas em um referencial co-mum formado por dois eixos ortogonais: direto (d) e quadratura (q). A utilização de um refe-rencial comum formado por dois eixos ortogonais elimina o acoplamento magnético entre oscircuitos do estator e do rotor, além disso, após a transformada não existe variação da indutânciamútua em função da posição do rotor tornando a modelagem mais simples (Barbi, 1985).

Figura 3.9: Aplicação da transforma de Park.

As Equações 3.15 e 3.16 descrevem a transformada de Park aplicada às tensões fase-fasedo estator e do rotor da máquina de indução. Estas equações são válidas para sistemas elétricostrifásicos e equilibrados o que implica na ausência de componentes homopolares.

[vqs

vds

]=

1

3

[2cos (θ) cos (θ) +

√3sen (θ)

2sen (θ) sen (θ)−√3cos (θ)

][vabs

vbcs

](3.15)

[v′qr

v′dr

]=

1

3

[2cos (ψ) cos (ψ) +

√3sen (ψ)

2sen (ψ) sen (ψ)−√3cos (ψ)

][v′abrv′bcr

](3.16)

Por sua vez as Equações 3.17 e 3.18 são utilizadas para calcular as correntes de saída domodelo em variáveis dq para o sistema de coordenadas abc.

[ias

ibs

]=

cos (θ) sen (θ)

−cos (θ) +√3sen (θ)

2

−√3cos (θ)− sen (θ)

2

[iqs

ids

](3.17)

[i′ar

i′br

]=

cos (ψ) sen (ψ)

−cos (ψ) +√3sen (ψ)

2

−√3cos (ψ)− sen (ψ)

2

[i′qr

i′dr

](3.18)

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Capítulo 3. Modelagens Utilizadas 31

ics = −ias − ibs (3.19)

i′cr = −i′ar − i′br (3.20)

A Figura 3.9 ilustra a transformação das grandezas para um sistema de referência arbi-trário. Geralmente três referenciais são utilizados na modelagem da máquina de indução: esta-cionário (θ = 0 e ψ = −θr), fixo no rotor (θ = θr e ψ = 0) ou síncrono (θ = θe e ψ = θe − θr,sendo θe a posição angular do referencial síncrono).

Modelo do Gerador de Indução com Rotor Tipo Gaiola de Esquilo em Variáveis dq

Os circuitos equivalentes de eixo direto e em quadratura da máquina de indução trifásicasimétrica após a transformação (abc → dq) são ilustrados nas Figuras 3.10 e 3.11. A máquinade indução pode estar no referencial estacionário quando a velocidade angular do sistema deeixos de referência dq, ω, é igual a zero, no referencial síncrono quando ω = 2πf (sendo f afrequência fundamental da tensão de alimentação da máquina) ou no referencial fixo no rotorquando ω é igual a velocidade angular de giro do rotor. Neste trabalho, a máquina de induçãoestá no referencial fixo no rotor.

Figura 3.10: Circuito equivalente de eixo direto (d) da máquina de indução.

Figura 3.11: Circuito equivalente de eixo em quadratura (q) da máquina de indução.

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Capítulo 3. Modelagens Utilizadas 32

As grandezas apresentadas nas figuras são:

rs: resistência do estator;

Lls: indutância do estator;

r′r: resistência do rotor referida ao estator;

L′lr: indutância do rotor referida ao estator;

Lm: indutância de magnetização;

vds: tensão de eixo direto do estator;

vqs: tensão de eixo em quadratura do estator;

vdr: tensão de eixo direto do rotor;

vqr: tensão de eixo em quadratura do rotor;

ids: corrente de eixo direto do estator;

iqs: corrente de eixo em quadratura do estator;

idr: corrente de eixo direto do rotor;

iqr: corrente de eixo em quadratura do rotor;

φds: fluxo de eixo direto do estator;

φqs: fluxo de eixo em quadratura do estator;

φ′dr: fluxo de eixo direto do rotor referido ao estator;

φ′qr: fluxo de eixo em quadratura do rotor referido ao estator;

ωr: velocidade angular elétrica (ωm × p);

p: número de pares de pólos.

Dessa forma, as equações que descrevem o modelo elétrico da máquina de induçãotrifásica no sistema de eixos de referência dq são:

vqs = rsiqs + ωφds +dφqs

dt(3.21)

vds = rsids − ωφqs +dφds

dt(3.22)

v′qr = r′ri′qr + (ω − ωr)φ

′dr +

dφ′qr

dt(3.23)

v′dr = r′ri′dr − (ω − ωr)φ

′qr +

dφ′dr

dt(3.24)

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Capítulo 3. Modelagens Utilizadas 33

Te =

(3

2

)p (φdsiqs − φqsids) (3.25)

onde,

φqs = Llsiqs + Lm

(iqs + i′qr

)(3.26)

φds = Llsids + Lm (ids + i′dr) (3.27)

φ′qr = L′

lri′qr + Lm

(iqs + i′qr

)(3.28)

φ′dr = L′

lri′dr + Lm (ids + i′dr) (3.29)

O sistema mecânico da máquina de indução é representado pela Equação 3.30.

dωr

dt=

1

2H(Te − Fωr − Tm) (3.30)

Sendo,

ωr: velocidade angular do rotor;

p: número de pares de polos;

θr: posição angular elétrica do rotor (θm × p);

Te: torque eletromagnético;

Tm: torque mecânico;

H: constante de inercia combinados do rotor e da carga;

F : coeficiente de viscosidade combinados do rotor e da carga.

No gerador de indução com rotor do tipo gaiola de esquilo o rotor é curto-circuitado.Assim, as equações (3.23) e (3.24) utilizadas para calcular a tensão nos terminais do rotor damáquina de indução são reescritas da seguinte forma:

0 = r′ri′qr + (ω − ωr)φ

′dr +

dφ′qr

dt(3.31)

0 = r′ri′dr − (ω − ωr)φ

′qr +

dφ′dr

dt(3.32)

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Capítulo 3. Modelagens Utilizadas 34

3.4 Sistema Eólico de Velocidade Variável

A topologia do sistema eólico de velocidade variável utilizada nesta dissertação empregaum gerador de indução de dupla alimentação e está ilustrada na Figura 3.12. Neste sistemaeólico a rotação do rotor do gerador é desacoplada da frequência da tensão da rede elétricaatravés da inserção de um conversor back-to-back (bidirecional em potência) no circuito dorotor (Marques, 2004; Nunes, 2003; Voltolini, 2007). O conversor do lado da rede tem a funçãode controlar a tensão no barramento CC e o fator de potência entre o circuito rotórico e a redeelétrica, já o conversor do lado do rotor faz o controle da potência ativa injetada na rede e datroca de potência reativa entre o estator e a rede (Marques, 2004; Nunes, 2003).

Figura 3.12: Sistema eólico de velocidade variável.

As vantagens deste sistema eólico quando comparado aos sistemas eólicos com veloci-dade fixa são: maior eficiência e a possibilidade de controle da potência reativa fornecida peloaerogerador à rede (Nunes, 2003). A seguir serão apresentados os modelos matemáticos da tur-bina eólica, sistema de transmissão e do DFIG, bem como a descrição do controle do ângulo depasso e dos conversores do aerogerador.

3.4.1 Modelo da Turbina Eólica

Os parâmetros da turbina eólica dependem de suas características construtivas e podemvariar com a potência nominal ou com o fabricante. Neste sentido, os parâmetros da turbinautilizada no sistema eólico de velocidade fixa difere dos parâmetros da turbina utilizada nosistema eólico de velocidade variável. Neste último o coeficiente de eficiência aerodinâmica daturbina é descrito pela Equação 3.33 (The MathWorks, 2013).

cp (λ, β) = 0, 645

0, 00912λ+

[−5− 0, 4 (2, 5 + β) +

116

λi

]e

−21

λi

(3.33)

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Capítulo 3. Modelagens Utilizadas 35

Sendo,

1

λi=

1

λ+ 0, 08 (2, 5 + β)− 0, 035

1 + (2, 5 + β)3(3.34)

3.4.2 Modelo do Sistema de Transmissão do Sistema Eólico

Neste trabalho a dinâmica da turbina eólica conectada ao gerador por meio de um eixofoi representada por um modelo de duas massas. Este modelo é amplamente utilizado em estu-dos de estabilidade transitória e análise de falhas envolvendo sistemas eólicos (Muyeen et al.,2007). O modelo básico de duas massas, ilustrado na Figura 3.13, considera a inércia e o amor-tecimento da turbina eólica e do eixo da transmissão.

Figura 3.13: Modelo de duas massas do sistema de transmissão do aerogerador.

Referindo-se a Figura 3.13, a dinâmica do movimento de uma turbina eólica com cons-tante de inércia Jr e coeficiente de amortecimento Kr ao ser aplicado um torque aerodinâmicoTw é descrita pela Equação 3.35 (Boukhezzar e Siguerdidjane, 2011).

Jrdωw

dt= Tw − Teixo −Krωw (3.35)

Sendo, Teixo o torque resultante da inércia e amortecimento no eixo que gera a dife-rença entre as velocidades na turbina eólica ωw e no eixo ωs. O torque no eixo é descrito pelaEquação 3.36 (Boukhezzar e Siguerdidjane, 2011).

Teixo = Ks (θw − θs) + Bs (ωw − ωs) (3.36)

Sendo,

θw: posição angular da turbina eólica;

θs: posição angular do eixo de transmissão;

Ks: coeficiente de amortecimento do eixo de transmissão;

Bs: constante de inercia do eixo de transmissão.

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Capítulo 3. Modelagens Utilizadas 36

3.4.3 Modelo do Doubly Fed Induction Generator

O modelo elétrico do DFIG é o mesmo modelo ilustrado nas Figuras 3.10 e 3.11 edescrito pelas Equações 3.21 a 3.29. O modelo do sistema mecânico é descrito pela Equação3.30.

3.4.4 Controle da Velocidade da Turbina Eólica

As curvas de potência de saída de uma turbina eólica para diferentes velocidades devento (Figura 3.14) mostram que para cada velocidade de vento existe uma velocidade da tur-bina que maximiza a potência de saída (Koutroulis e Kalaitzakis, 2006). Assim, através do con-trole do torque eletromagnético do DFIG é possível controlar a velocidade da turbina eólicapara extrair continuamente a máxima potência de saída.

Figura 3.14: Curvas de potência para varias velocidades de vento e curva de potência ótima.Fonte: Adaptado de Koutroulis e Kalaitzakis (2006).

No modelo em estudo a turbina eólica opera com velocidade igual a 1,2p.u. em con-dições normais, no entanto, quando a potência mecânica de saída é inferior a 75% do valornominal a velocidade da turbina é reduzida. Neste caso, a curva de potência ótima utilizadapara calcular a velocidade de referência da turbina eólica quando a potência de saída é inferiora 75% é descrita pela Equação 3.37 (Miller et al., 2003).

ωref = −0, 67P 2 + 1, 42P + 0, 51 (3.37)

A velocidade da turbina eólica é controlada por meio de um método de controle de ras-treamento do ponto de potência máxima (MPPT – maximum-power-point-tracking). O métodode controle da potência de saída da turbina eólica consiste em calcular a velocidade de referên-cia da turbina eólica através da curva de potência ótima (Equação 3.37) e das curvas de potênciade saída em função da velocidade do vento. A velocidade da turbina eólica, então, é comparada

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Capítulo 3. Modelagens Utilizadas 37

com a velocidade de referência e o erro é processado por um controlador PI que calcula o torqueeletromagnético. A Figura 3.15 mostra o diagrama de blocos deste sistema de controle, em queo valor do torque eletromagnético será utilizado como entrada para o sistema de controle doconversor ligado a rede (Koutroulis e Kalaitzakis, 2006; Miller et al., 2003).

Figura 3.15: Controle do torque eletromagnético.

Quando a potência de saída da turbina eólica ultrapassa os valores nominais dos equi-pamentos do aerogerador, o controle do ângulo de passo atua variando o ângulo de passo paralimitar a potência de saída da turbina eólica ao seu valor nominal. O diagrama de blocos decontrole do ângulo de passo é ilustrado na Figura 3.16.

Figura 3.16: Controle do ângulo de passo.

O controle do ângulo de passo e o controle do torque eletromagnético atuam em condi-ções de operação distintas do aerogerador. Para valores de potência de saída da turbina eólicaacima do valor nominal o controle da velocidade é feito principalmente pelo controle do ângulode passo. Para valores de potência de saída abaixo do valor nominal o controle de velocidade daturbina eólica é realizado principalmente pelo controle do torque eletromagnético (Miller et al.,2003).

3.4.5 Controle do Conversor do Lado da Rede

O controle vetorial do DFIG permite o controle das potências ativa e reativa de formaindependente (Jacomini, 2008). No sistema de coordenadas dq, tomando como referencial oestator, a componente de corrente direta é responsável pelo controle da potência ativa enquantoa componente de corrente em quadratura é responsável pelo controle da potência reativa (Meira,2010).

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Capítulo 3. Modelagens Utilizadas 38

No controle do DFIG o conversor do lado da rede tem a função de manter a tensão nobarramento CC constante e igual ao seu valor nominal. Este controle é feito através do controledo fluxo de potência ativa entre o barramento CC e a rede, ou seja, pela componente de correntedireta (Meira, 2010). O controle da tensão no barramento CC, ilustrado na Figura 3.17, podeser dividido em dois estágios. No primeiro estágio, a tensão de referência do barramento CCé comparada com a tensão medida e o erro é processado por um controlador PI que calcula acorrente de eixo direto de referência. Um segundo estágio consiste em comparar a componentede eixo direto da corrente de referência com o valor atual dessa variável e o erro é processadopor um controlador PI que calcula o valor da tensão de eixo direto de referência.

Figura 3.17: Controle da tensão de referência do eixo direto do conversor ligado a rede.

O controle de potência ativa e reativa do gerador é normalmente realizado pelo conversordo lado do rotor que tem como fonte de tensão o barramento CC. Neste caso, a corrente de eixoem quadratura é ajustada para que a troca de potência reativa entre o barramento CC e a redeseja nula. Assim, o controle de potência reativa é realizado apenas pelo conversor do lado dorotor. A Figura 3.18 ilustra o diagrama de controle de potência reativa, em que a corrente deeixo em quadratura de referência é fixada em zero para que o fluxo de potência reativa entre obarramento CC e a rede seja nulo.

Figura 3.18: Controle da tensão de referência do eixo em quadratura do conversor ligado a rede.

A conexão do conversor do lado da rede à rede de distribuição é feita através de um filtroRL. Assim, a amplitude e a fase da tensão de referência d e q são compensadas para consideraro efeito desta impedância. A tensão a ser sintetizada pelo conversor do lado da rede, após acompensação, é calculada pelas Equações 3.38 e 3.39 (Meira, 2010).

Vd = Vds + I∗qωLrl − I∗dRrl − V ′d (3.38)

Vq = Vqs − I∗dωLrl − I∗qRrl − V ′q (3.39)

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Capítulo 3. Modelagens Utilizadas 39

3.4.6 Controle do Conversor do Lado do Rotor

O controle do conversor do lado do rotor é responsável pelo controle do fluxo de potênciaativa e reativa entre o estator do DFIG e a rede elétrica. A potência ativa injetada na rede peloaerogerador varia com a velocidade do vento e a potência máxima para cada velocidade de ventopode ser obtida através do controle da velocidade de rotação da turbina eólica como já discutidona seção 3.4.4. A corrente de eixo direto de referência, responsável pelo controle da potênciaativa é calculada dividindo o torque eletromagnético de referência na saída da malha de controleda velocidade da turbina eólica pelo fluxo mútuo. A corrente de eixo direto é comparada com acorrente de referência e o erro é processado por um controlador PI que calcula a tensão de eixodireto de referência, como ilustra a Figura 3.19 (Meira, 2010).

Figura 3.19: Controle da tensão de referência do eixo direto do conversor ligado ao rotor.

O controle de potência reativa entre o estator do gerador de indução e a rede é feita apartir do monitoramento da potência reativa de saída e da tensão nos terminais do gerador comoilustra a Figura 3.20. A malha de controle do fluxo de potência reativa pode ser dividida em trêsestágios. No primeiro estágio a potência reativa medida é comparada com o valor de referênciae o erro é processado por um controlador integral que calcula o valor da tensão nos terminaisdo gerador de referência. No segundo estágio, este valor da tensão de referência é comparadocom o valor de tensão medido e o erro é processado por um controlador integral que calculaa corrente de eixo em quadratura de referência. Por fim, a componente de corrente de eixo emquadratura, responsável pelo controle de potência reativa, é comparada com o valor atual destavariável e o erro é processado por um controlador PI que calcula o valor de referência da tensãode eixo em quadratura (Miller et al., 2003).

Figura 3.20: Controle da tensão de referência do eixo em quadratura do conversor ligado ao rotor.

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Capítulo 4

Metodologia para Avaliação do Risco deIlhamento Não Intencional

Neste capítulo é apresentada a metodologia para análise do risco de ilhamento não in-tencional de geradores eólicos distribuídos. Como já discutido os relés de tensão e frequênciapodem falhar na detecção do ilhamento de geradores distribuídos. Neste sentido, a metodolo-gia desenvolvida nesta dissertação consiste em identificar o risco das condições operativas dogerador distribuído estarem na ZND.

4.1 Aspectos Básicos

A probabilidade de ilhamento não intencional está associada a dois fatores: a proba-bilidade de ocorrer um defeito ou operação de manutenção formando uma ilha e o risco dosdesbalanços de potência nesta ilha estarem nas ZNDs.

O evento que gera a formação de uma ilha com um ou mais geradores distribuídos podeser a atuação de um disjuntor, religador automático ou dispositivo de manobra. Os religadoresautomáticos são os dispositivos que necessitam de maior atenção, uma vez que o gerador deveser desconectado antes do religamento. Assim, não existe a possibilidade de severos transitóriosde corrente quando a fonte de alimentação principal for restabelecida.

Como já mencionado a falha da proteção anti-ilhamento depende do consumo e da ge-ração no subsistema ilhado. O consumo pode ser obtido por meio das curvas de carga dosconsumidores. Por sua vez a geração em sistemas eólicos é uma função da velocidade de ventoe pode ser calculada por meio da curva de potência do aerogerador.

Uma vez conhecidos os valores de desbalanços de potência ativa e reativa ao longo deum período a probabilidade de não detecção pode ser estimada com a Equação 4.1 (Salles et al.,2012).

Pnd =∆tPQ

T(4.1)

40

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Capítulo 4. Metodologia para Avaliação do Risco de Ilhamento Não Intencional 41

Sendo, Pnd a probabilidade de não detecção, ∆tPQ o tempo total em que o desbalanço depotência está na ZND e T o tempo total do período em estudo. Devido as variações de geraçãoe demanda em um período pode haver diferentes intervalos de tempo nos quais o desbalanço depotência está nas ZNDs. Dessa forma, ∆tPQ corresponde a soma de todos estes intervalos.

Para um alimentador de uma rede de distribuição é comum caracterizar a demanda porum perfil de carga com uma variação em função do horário do dia. Este perfil apresenta carac-terísticas diferentes de acordo com o tipo de consumidor, residencial, comercial ou industrial(Jardini et al., 2000). A geração eólica pode também ser caracterizada por um perfil diário devariação da velocidade de vento (Suomalainen et al., 2012). Por este motivo escolheu-se realizaro cálculo do risco de ilhamento não intencional ao longo de um dia.

Um exemplo de perfil diário de carga e de geração é apresentado na Figura 4.1, em que apotência injetada pelo gerador eólico depende da velocidade de vento. Com o uso desta figura,é possível obter para diferentes instantes de tempo a potência gerada e consumida e, com isso,calcular os desbalanços de potência da ilha.

t1 t20

0.5

1

1.5

2

2.5

Tempo

Pot

ênci

a at

iva

[p.u

.]

Potência ativa demandadaPotência ativa fornecida

(a)

t1 t20

0.2

0.4

0.6

0.8

Pot

ênci

a re

ativ

a [p

.u.]

Tempo

Potência reativa demandadaPotencia reativa fornecida

(b)

Figura 4.1: Perfil de potência gerada e curva de carga (a) ativa e (b) reativa.

Utilizando como período de interesse um dia é necessário definir um período de amos-tragem para análise dos valores de desbalanço de potência ativa e reativa. Nesse caso convémescolher o maior período para o qual não são observadas variações bruscas de potência con-sumida e injetada no subsistema ilhado. Considerando este critério, o intervalo escolhido paracoleta dos valores de desbalanço de potência ativa e reativa foi igual a quinze minutos. Destaca-se que este intervalo pode ser alterado devido as características das curvas de carga ou perfis degeração.

Assim, para cada intervalo deve ser coletada a potência injetada pelo gerador e a potênciaconsumida para o cálculo do desbalanço de potência. Com este desbalanço verifica-se na ZNDse a proteção é capaz de atuar. Por exemplo, para os dois instantes de tempo, t1 e t2, apresentadosna Figura 4.1, os desbalanços de potência ativa são obtidos. Considerando o perfil diário parapotência reativa, os desbalanços de potência reativa para os dois instantes de tempo também

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Capítulo 4. Metodologia para Avaliação do Risco de Ilhamento Não Intencional 42

podem ser obtidos. Uma vez obtidos estes desbalanços de potência, eles devem ser rebatidosna Figura 4.2 com o intuito de verificar a atuação da proteção. Como se pode verificar, parao instante t1 o desbalanço não é suficiente para a atuação da proteção e para o instante t2 aproteção deve atuar sem problemas.

−1 −0.5 0 0.5 1−1

−0.5

0

0.5

∆P [p.u.]

∆Q [p

.u.]

t1

t2

Figura 4.2: ZND do gerador eólico.

Para o período total, o risco de falha da proteção anti-ilhamento pode ser obtido pormeio da relação entre o número de amostras dentro das ZNDs e o número total de amostrasao longo do dia como proposto por Ranade et al. (2007). Este índice de risco é definido pelaEquação 4.2.

If =NZ

NT(4.2)

Sendo,

NZ: número de amostras na ZND;

NT : número total de amostras analisadas.

Além das variações diárias de velocidade de vento a metodologia para análise do riscode ilhamento não intencional deve considerar as variações sazonais. Estas variações tem influên-cia nas características do perfil diário do vento ao longo do ano. Na metodologia desenvolvidaem Suomalainen et al. (2012) diferentes perfis de vento podem ser identificados e sua proba-bilidade de ocorrência calculada. Com estes dados pode-se então definir o risco da proteçãoanti-ilhamento não detectar o ilhamento em um ano típico pela Equação 4.3. Este índice derisco é denominado de índice de risco global.

Ig =n∑

i=1

Ppi × Ifi (4.3)

Sendo,

Ig: Índice de risco de não detecção global;

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Capítulo 4. Metodologia para Avaliação do Risco de Ilhamento Não Intencional 43

n: número de perfis de vento;

Ifi: índice de risco de falha da proteção anti-ilhamento do perfil de vento "i";

Ppi: probabilidade de ocorrência do perfil de vento "i"em um ano.

Nesta dissertação será analisado apenas o risco global de falha da proteção anti-ilhamento.Outros fatores como a probabilidade de ocorrência de um defeito ou operação de manobra cau-sador da ilha (Pcausa) e a probabilidade do ilhamento não intencional causar danos aos equipa-mentos ou expor as pessoas ao risco (Pconsequencia) não serão avaliados neste trabalho.

Ressalta-se que as concessionárias de energia têm pouco ou nenhum controle sobre osfatores Pcausa e Pconsequencia em função dos custos significativos associados as mudanças de pro-cedimentos e treinamentos. Portanto, o fator Ig é o principal critério utilizado na especificaçãodo esquema de proteção (Correa, 2008).

Como já mencionado as ZNDs mudam com o tipo de esquema de proteção anti-ilhamento.Tendo em vista a redução de custos torna-se de interesse avaliar se a proteção contra variaçõesanormais de tensão e frequência, um dos requisitos para a instalação de geradores distribuídos,é suficiente para detectar o ilhamento. Dessa forma, o esquema de proteção anti-ilhamento utili-zado na análise do risco de não detecção é baseado no emprego dos relés de tensão e frequência.Entretanto, o método proposto pode ser utilizado para avaliar o risco de ilhamento associado aoutros esquemas de proteção.

De acordo com o método apresentado, é fundamental para a metodologia os perfis decarga e de velocidade de vento e a ZND do gerador, os quais são discutidos a seguir.

4.2 Perfil de Geração

O perfil diário de potência injetada pelo gerador eólico pode ser obtido utilizando-se operfil diário de velocidade de vento e a curva de potência do gerador. A curva de potência rela-ciona a potência de saída do gerador com a velocidade de vento e é fornecida pelo fabricante dogerador. O vento de uma região pode ser caracterizado por um perfil diário devido às variaçõescíclicas de velocidade de vento decorrentes de circulações locais como as brisas terrestres emarítimas. Além disso, características como configuração topográfica, rugosidade e vegetaçãodo terreno também influenciam no comportamento diário do vento. Este comportamento diáriodo vento apresenta uma periodicidade. Esta periodicidade pode, por exemplo, ser representadapor uma função senoidal, conforme proposto por (Skidmore e Tatarko, 1990).

Nesta representação, a fase e a amplitude da função senoidal devem ser ajustadas con-forme base de dados históricos disponíveis. Nesta proposta, no entanto, não é levado em con-sideração que o comportamento do vento ao longo do dia também está sujeito ao período ouestação do ano. Uma metodologia que pondera o período do ano para obter padrões típicos devento diário de uma região é proposta em Suomalainen et al. (2012). Neste trabalho é proposta

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Capítulo 4. Metodologia para Avaliação do Risco de Ilhamento Não Intencional 44

uma metodologia para obter padrões diários de velocidade de vento utilizando análise estatís-tica de dados de medições. Como resultado é possível gerar uma série sintética de velocidadede vento, que representa o perfil típico de vento diário de uma região para um determinadoperíodo do ano. Tal metodologia é baseada de forma bastante resumida nos seguintes passos(Suomalainen et al., 2012):

• O dias são agrupados em 5 categorias de acordo com o período do dia com máxima dis-ponibilidade energética como ilustra a Figura 4.3. As seguintes categorias são definidas:dias com máxima disponibilidade energética entre 0:00 e 6:00h, entre 6:00 e 12:00h, entre12:00 e 18:00 h e entre 18:00 e 24:00h e dias sem grandes variações de disponibilidadeenergética;

2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 240

5

10

15

v [m

.s−

1 ]

Tempo [h]

(a)

2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 240

5

10

15

v [m

.s−

1 ]

Tempo [h]

(b)

2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 240

5

10

15

v [m

.s−

1 ]

Tempo [h]

(c)

2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 240

5

10

15

v [m

.s−

1 ]

Tempo [h]

(d)

2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 240

5

10

15

v [m

.s−

1 ]

Tempo [h]

(e)

Figura 4.3: Perfis de vento em um ano típico: a) sem pico (b) 00:00 – 06:00hs (c) 06:00 – 12:00hs (d)12:00 – 18:00hs (e) 18:00 – 24:00hs.

Fonte: Adaptado Suomalainen et al. (2012).

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Capítulo 4. Metodologia para Avaliação do Risco de Ilhamento Não Intencional 45

• Para cada categoria de dia é construído um dia típico com as velocidades médias horáriaspara cada dia;

• Utilizando a análise estatística é associada uma probabilidade de ocorrência de cada ca-tegoria de dia ao longo de um ano. Um exemplo de distribuição de probabilidade deocorrência dos perfis diários de vento é mostrado na Figura 4.4.

Figura 4.4: Probabilidade de ocorrência dos perfis de vento ao longo de um ano típico.Fonte: Suomalainen et al. (2012).

Desta forma, este procedimento resulta em perfis diários de velocidade de vento típicos,aos quais é associada uma probabilidade de ocorrência destes ao longo do ano. Utilizando estesperfis e a curva de potência do sistema eólico é possível obter o perfil de geração típico diário.

A Figura 4.5 mostra o processo de obtenção do perfil de geração utilizando a curva depotência típica de um sistema eólico. Esta curva pode ser dividida em quatro partes. Na parteI as velocidades de vento não são suficientes para acionar o gerador e a potência de saída dosistema eólico é igual a zero. Na parte II a potência fornecida pelo sistema eólico aumentagradativamente com o aumento da velocidade de vento conforme Equação 3.4. Na parte III apotência é limitada ao valor nominal do sistema eólico para evitar que o gerador seja sobrecar-regado ou que o torque máximo seja excedido. Por fim no estágio IV o sistema eólico é retiradode operação para evitar danos mecânicos por causa das altas velocidades de vento.

Figura 4.5: Obtenção do perfil diário de geração do sistema eólico.

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Capítulo 4. Metodologia para Avaliação do Risco de Ilhamento Não Intencional 46

Outros métodos também podem ser utilizados para obter um perfil diário de veloci-dade de vento, como o utilizado em Lira et al. (2011). No entanto, o método proposto porSuomalainen et al. (2012) é mais adequado por apresentar perfis diferentes, mesmo que estestenham baixa probabilidade de ocorrência.

Uma vez obtido o perfil de potência ativa do gerador a potência reativa é calculadaconsiderando-se a relação entre potência ativa e reativa do gerador no caso do sistema eólico develocidade fixa. No sistema eólico de velocidade variável a potência reativa depende do valorde referência utilizado no controle de potência reativa do sistema eólico.

4.3 Curvas de Carga

O consumo das cargas conectadas em um sistema elétrico geralmente é representadopelas curvas de cargas diárias dos consumidores (Carpaneto et al., 2003; Espinoza et al., 2005;Jardini et al., 2000). Estas curvas de carga podem ser determinadas por meio da identificação deum padrão típico de consumo para as diferentes categorias de clientes: residenciais, comerciaise industriais (Espinoza et al., 2005).

Nesta representação, a demanda diária do cliente pode ser obtida por meio da curva decarga típica associada à categoria do cliente em p.u. e sua média mensal de consumo. Umametodologia que possibilita identificar as categorias de clientes e o perfil de consumo diáriotípico de cada cliente é discutida em Jardini et al. (2000). Os procedimentos para obtenção dascurvas de carga seguindo esta metodologia são:

• Realizar medições das curvas de carga de consumidores individuais de diferentes setoresdurante um período igual ou superior a 15 dias. A grandeza medida é a potência médiaconsumida em intervalos de 15 minutos;

• Representar todas as curvas de carga em uma mesma base possibilitando o agrupamentoem diferentes categorias. A potência de base para cada cliente é calculada utilizando aEquação 4.4.

PB =Consumo mensal (kW )

24× 30(4.4)

As curvas de potência em p.u. são obtidas dividindo as curvas de carga com os valoresreais pela potência de base;

• Determinar quais são as curvas de carga representativas e as diferentes categorias de cli-entes. Neste caso, os clientes residenciais são agrupados em função da faixa de consumoe os clientes comerciais e industriais em função do tipo de atividade;

• Conhecendo o consumo mensal do cliente, obter a curva de carga multiplicando a curvadiária de consumo representativa da categoria do cliente em p.u. por sua potência de base.

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Capítulo 4. Metodologia para Avaliação do Risco de Ilhamento Não Intencional 47

As medições do consumo geralmente são referentes apenas ao consumo de potênciaativa uma vez que o cliente é responsável por manter o fator de potência dentro dos limitesespecificados pela concessionária. Por este motivo existem dispositivos de compensação dereativos que geralmente mantém o fator de potência em torno de 0,94. Assim, uma solução paradeterminar a curva de carga de potência reativa consiste em considerar que as cargas possuemfator de potência igual a 0,94 indutivo (Correa, 2008).

Uma vez que as curvas de carga dos clientes conectados a rede de distribuição são conhe-cidas é possível determinar a potência demandada em um subsistema ilhado. Esta informação éfundamental na avaliação do risco de ilhamento não intencional posto que o ilhamento dependeda diferença entre a geração e a demanda na ilha.

4.4 Zonas de Não Detecção

Em ilhas alimentadas por geradores síncronos verifica-se uma forte relação entre des-balanços de potência reativa e variações de tensão; e entre desbalanços de potência ativa evariações de frequência. Para estes geradores as ZNDs possuem um formato retangular e, con-sequentemente, podem facilmente ser obtidas a partir de um conjunto reduzido de simulaçõesou tabela de dados (Vieira, 2006). No caso da geração eólica composta por geradores de induçãonão se verifica este desacoplamento (Meira, 2010). Por conseguinte, para obtenção da ZND énecessário realizar uma varredura de todos os pontos de desbalanços de potência ativa e reativa.

Adicionalmente, na geração eólica composta por geradores de indução as ZNDs mudamcom a velocidade de vento. Esta característica implica na necessidade de obtenção de ZNDsque sejam compatíveis com as velocidades do vento observadas nos perfis diários.

Neste sentido, dada uma velocidade de vento, v, a ZND é obtida por meio de simulaçõesnas quais é realizada uma varredura dos valores da carga conectada ao subsistema ilhado. Pararealizar as simulações deve ser obtido o equivalente da rede de distribuição no ponto de conexãodo gerador distribuído como ilustra a Figura 4.6. Para cada valor de potência demandada nosubsistema ilhado o ilhamento do gerador distribuído é simulado com a abertura do disjuntorDJ. Após o ilhamento do gerador distribuído é verificado se a proteção anti-ilhamento foi capazde atuar ou não.

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Capítulo 4. Metodologia para Avaliação do Risco de Ilhamento Não Intencional 48

Figura 4.6: Sistema elétrico utilizado para obtenção das ZNDs.

As etapas para obtenção das ZNDs estão no fluxograma da Figura 4.7. A primeira etapaconsiste em definir o ajuste dos relés de proteção conforme requerido pela concessionária deenergia elétrica. Em seguida devem ser determinados os seguintes parâmetros a serem conside-rados nas simulações computacionais:

• PLmax e PLmin: valores máximos e mínimos da potência ativa consumida pelos alimenta-dores da rede de distribuição;

• QLmax e QLmin: valores máximos e mínimos da potência reativa consumida pelos ali-mentadores da rede de distribuição;

• vmax e vmin: valores máximos e mínimos da velocidade de vento no local de instalaçãodo gerador eólico;

• δPL, δQL e δv: passos utilizados no processo de varredura para a potência ativa, a potênciareativa e a velocidade de vento, respectivamente.

Uma vez definido o ajuste dos relés de proteção e os parâmetros citados acima inicia-seo processo de varredura dos valores de potência ativa, potência reativa e velocidade de vento.Os valores de P , Q e v para os quais a proteção anti-ilhamento falha são armazenados paraposterior construção das ZNDs.

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Capítulo 4. Metodologia para Avaliação do Risco de Ilhamento Não Intencional 49

Figura 4.7: Fluxograma para obtenção das ZNDs.

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Capítulo 4. Metodologia para Avaliação do Risco de Ilhamento Não Intencional 50

Concluídas as simulações computacionais os valores de desbalanço de potência ativa ereativa para os quais a proteção anti-ilhamento falha, devem ser calculados utilizando as Equa-ções 4.5 e 4.6, respectivamente.

∆P = PG + PL (4.5)

∆Q = QC +QG +QL (4.6)

Sendo,

PG: potência ativa fornecida pelo gerador eólico;

QG: potência reativa consumida ou fornecida pelo gerador eólico;

PL: potência ativa da carga;

QL: potência reativa da carga;

QC : potência do banco de capacitores (igual a zero no sistema eólico com controle depotência reativa);

Para cada velocidade de vento, v, podem existir pontos no plano de desbalanço de po-tência ativa versus desbalanço de potência reativa nos quais o ilhamento não é detectado. Emconjunto, estes pontos podem formar uma ou mais regiões que compõe a ZND. A representaçãode uma região em que o ilhamento não é detectado pode ser feita considerando a menor áreaque contenha todos os pontos dessa região. Para isso pode ser empregado diversos algorítimosque possibilite determinar a envoltória da região. Em Meira (2010) o algorítimo α-shapes foiutilizado com sucesso na construção das ZNDs de geradores de indução. Por este motivo estetambém foi o algorítimo utilizado neste trabalho.

4.5 Procedimentos para Uso da Metodologia

Os passos apresentados a seguir sumariza os procedimentos necessários para o cálculodo risco de ilhamento não intencional:

• Passo 1: obter os perfis diários típicos de velocidade de vento utilizando dados de medi-ções de vento da região, conforme descrito em Suomalainen et al. (2012);

• Passo 2: calcular o perfil diário de potência ativa e reativa do gerador eólico utilizando osperfis típicos de velocidade de vento e a curva de potência;

• Passo 3: identificar os possíveis pontos de formação de ilha no sistema elétrico;

• Passo 4: obter as curvas de carga para cada possível ilha;

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Capítulo 4. Metodologia para Avaliação do Risco de Ilhamento Não Intencional 51

• Passo 5: simular a ZND de acordo com os ajustes do(s) relé(s) de proteção anti-ilhamentodisponíveis para o gerador;

• Passo 6: comparar se os desbalanços entre geração e carga estão dentro ou fora da ZND;

• Passo 7: calcular o índice de risco de não detecção da proteção anti-ilhamento.

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Capítulo 5

Resultados

Neste capítulo são apresentados os resultados de estudos de casos destinados ao cálculodo risco de ilhamento não intencional. Nestes estudos são considerados os sistemas eólicos develocidade fixa e variável discutidos no Capítulo 3. Inicialmente um índice de risco de ilhamentonão intencional foi calculado considerando um estudo de caso base. A seguir este estudo égeneralizado de forma a considerar as diferenças sazonais dos perfis de velocidade de vento. Porfim, foi analisada a sensibilidade do risco de não detecção em função do tipo de relé empregadona proteção anti-ilhamento (tensão, frequência ou tensão e frequência combinados), do ajustedo relé de proteção e do tempo de detecção requerido pela concessionária.

5.1 Sistema Eólico de Velocidade Fixa

A metodologia foi aplicada a um estudo de caso base com a possibilidade de ilhamentoem três pontos diferentes no sistema elétrico ilustrado na Figura 3.1. Os pontos prováveis deilhamento não intencional são nos religadores automáticos. O ilhamento em cada ponto dosistema elétrico resulta nas seguintes condições de desbalanço de potência ativa:

• Potência consumida pelas cargas aproximadamente duas vezes a potência gerada em ho-rário comercial (RL-01);

• Potência consumida pelas cargas aproximadamente igual a potência gerada em horáriocomercial (RL-02);

• Potência consumida pelas cargas aproximadamente igual a metade da potência gerada emhorário comercial (RL-03).

As curvas de carga para cada subsistema ilhado e o perfil diário de potência ativa ereativa do sistema eólico são mostrados nas Figuras 5.1a e 5.1b. A potência fornecida pelo ge-rador eólico foi obtida a partir do perfil de vento ilustrado na Figura 4.3d. Para o gerador eólicode velocidade fixa, a potência reativa consumida depende da potência ativa injetada na rede

52

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Capítulo 5. Resultados 53

(Nunes, 2003). Nesta relação quando a potência ativa gerada é pequena, ou seja, a velocidadede vento é menor que o valor nominal do gerador eólico, o consumo de potência reativa tambémé reduzido.

2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 240

0.5

1

1.5

2

2.5

3

3.5

Tempo [h]

P [p

.u.]

Potência fornecida pelo geradorCurva de carga RL−01Curva de carga RL−02Curva de carga RL−03

(a)

2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 240

0.5

1

1.5

Tempo [h]

Q [p

.u.]

Potência consumida pelo geradorPotência consumida RL−01Potência consumida RL−02Potência consumida RL−03

(b)

Figura 5.1: Potencia de saída do sistema eólico de velocidade fixa e potência demandada pelas cargas(a) ativa e (b) reativa.

As amostras de desbalanço de potência ativa e reativa para cada uma das possíveis ilhasde um dia são rebatidas nas ZNDs dos relés de tensão e frequência combinados (zonas nasquais tanto os relés de tensão quanto os relés de frequência não detectam a operação ilhadado gerador distribuído) como mostra a Figura 5.2. As ZNDs foram obtidas considerando osseguintes parâmetros:

• Ajuste dos relés de tensão: 1,2p.u./0,5p.u./0,16s – 1,2p.u./1,1p.u./1s – 0,88p.u./0,5p.u./2s;

• Ajuste dos relés de frequência: 60,5Hz/57Hz/0,16s – 58,4Hz/0,3s;

• Tempo de detecção requerido pela concessionária: 500ms;

• Potência nominal do gerador eólico: 2MVA;

• Número de geradores no parque eólico: 5 (potência total de 10MVA);

• Velocidade nominal do vento da turbina eólica: 9m.s−1;

• Potencia nominal do banco de capacitores de cada gerador: 700kvar (potência total 3,5Mvar);

• Constante de inércia do conjunto turbina-gerador: 3s;

• δP e δQ: 0,05p.u.;

• Raio do círculo utilizado no algorítimo α− shapes: 0,08p.u.

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Capítulo 5. Resultados 54

(a) v = 6m.s−1 (b) v = 7m.s−1

(c) v = 8m.s−1 (d) v = 9m.s−1

Figura 5.2: Avaliação do número de amostras nas ZNDs dos relés de tensão e frequência combinadosobtidas para o sistema eólico de velocidade fixa.

As ZNDs ilustradas na Figura 5.2 não são simétricas em relação aos eixos cartesianos.Estas zonas ocupam uma região maior no plano ∆P x ∆Q quando os valores de desbalanço depotência ativa e reativa são negativos, ou seja, quando existe déficit de potência no subsistemailhado. Como pode ser observado na Figura 5.1 estas condições de operação ocorrem princi-palmente no subsistema ilhado formado pela atuação do religador RL-01. Enquanto que para osubsistema ilhado formado pela atuação do religador RL-03 existe excesso de potência durantetodo o período analisado.

O risco de ilhamento não intencional associado a cada subsistema ilhado está no grá-fico da Figura 5.3. Para calcular este risco foi utilizada a Equação 4.2. Como esperado para osubsistema ilhado formado pela atuação do religador automático RL-03 não existe o risco deilhamento não intencional devido ao excesso de potência no subsistema ilhado. O maior riscode ilhamento não intencional ocorre em função da atuação do religador RL-01, pois o déficit depotência não é suficiente para sensibilizar os relés de proteção.

No estudo de caso base não existem ZNDs para velocidades de vento acima da veloci-dade nominal do sistema eólico. Nestas condições de operação, o consumo de potência reativado gerador é máxima, por conseguinte, o déficit de potência reativa é suficiente para detectar oilhamento do gerador eólico.

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Capítulo 5. Resultados 55

Figura 5.3: Risco de não detecção do ilhamento do sistema eólico de velocidade fixa para um perfildiário de vento típico.

Os resultados apresentados anteriormente são referentes a um exemplo de perfil diáriode vento. Em função das variações sazonais podem ocorrer diferentes perfis diários de ventoem um ano. A idéia do método desenvolvido nesta dissertação é calcular um índice de risco deilhamento não intencional para cada perfil diário de vento. Como já discutido no Capítulo 4,a partir destes índices diários de risco é calculado o risco global de não detecção da operaçãoilhada do gerador eólico.

O risco global é uma função do índice de risco associado a cada perfil de vento e daprobabilidade de sua ocorrência em um ano típico. Por meio da metodologia desenvolvida emSuomalainen et al. (2012) é possível identificar quais são os perfis diários de velocidade devento típicos e sua probabilidade de ocorrência. Nesta dissertação foi considerado um ano comcinco perfis diários típicos de vento, classificados conforme o horário de pico de velocidade dovento, obtidos pelo mesmo autor (Figura 4.3). As Figuras 5.4 e 5.5 mostram, respectivamente,os perfis de potência ativa fornecida e de potência reativa consumida pelo sistema eólico develocidade fixa para os cinco perfis de vento.

2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 240

0.5

1

1.5

2

2.5

3

3.5

Tempo [h]

P [p

.u.]

Potência fornecida pelo geradorCurva de carga RL−01Curva de carga RL−02Curva de carga RL−03

(a)

2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 240

0.5

1

1.5

2

2.5

3

3.5

Tempo [h]

P [p

.u.]

Potência fornecida pelo geradorCurva de carga RL−01Curva de carga RL−02Curva de carga RL−03

(b)

2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 240

0.5

1

1.5

2

2.5

3

3.5

Tempo [h]

P [p

.u.]

Potência fornecida pelo geradorCurva de carga RL−01Curva de carga RL−02Curva de carga RL−03

(c)

2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 240

0.5

1

1.5

2

2.5

3

3.5

Tempo [h]

P [p

.u.]

Potência fornecida pelo geradorCurva de carga RL−01Curva de carga RL−02Curva de carga RL−03

(d)

2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 240

0.5

1

1.5

2

2.5

3

3.5

Tempo [h]

P [p

.u.]

Potência fornecida pelo geradorCurva de carga RL−01Curva de carga RL−02Curva de carga RL−03

(e)

Figura 5.4: Potência ativa gerada pelo sistema eólico de velocidade fixa para dias com pico de veloci-dade de vento: (a) sem pico (b) 00:00-06:00hs (c) 06:00-12:00hs (d) 12:00-18:00hs (e) 18:00-24:00hs.

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Capítulo 5. Resultados 56

2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 240

0.5

1

1.5

Tempo [h]

Q [p

.u.]

Potência consumida pelo geradorPotência consumida RL−01Potência consumida RL−02Potência consumida RL−03

(a)

2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 240

0.5

1

1.5

Tempo [h]

Q [p

.u.]

Potência consumida pelo geradorPotência consumida RL−01Potência consumida RL−02Potência consumida RL−03

(b)

2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 240

0.5

1

1.5

Tempo [h]

Q [p

.u.]

Potência consumida pelo geradorPotência consumida RL−01Potência consumida RL−02Potência consumida RL−03

(c)

2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 240

0.5

1

1.5

Tempo [h]

Q [p

.u.]

Potência consumida pelo geradorPotência consumida RL−01Potência consumida RL−02Potência consumida RL−03

(d)

2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 240

0.5

1

1.5

Tempo [h]

Q [p

.u.]

Potência consumida pelo geradorPotência consumida RL−01Potência consumida RL−02Potência consumida RL−03

(e)

Figura 5.5: Potência reativa consumida pelo sistema eólico de velocidade fixa para dias com pico develocidade de vento: (a) sem pico (b) 00:00-06:00hs (c) 06:00-12:00hs (d) 12:00-18:00hs (e) 18:00-24:00hs.

Como pode ser observado nas Figuras 5.4 e 5.5, para o perfil de vento "sem pico", oconsumo de potência reativa é igual a aproximadamente 0,5p.u. durante todo o dia. Dessa ma-neira, existe um déficit de potência no subsistema ilhado de aproximadamente 0,15p.u. mesmoquando não existe demanda de potência reativa pelas cargas, por conseguinte, não existe riscode ilhamento não intencional para este perfil de vento. Esta condição de operação ocorreu de-vido à potência do banco de capacitores utilizado. É possível encontrar diferentes valores depotência para os bancos de capacitores, a escolha da potência utilizada, usualmente, dependedas características dos geradores elétricos e da rede. Neste trabalho utilizou-se a potência debanco de capacitores capaz de compensar 100% da potência reativa para o gerador operandoem vazio.

Os riscos de não detecção associados a cada perfil de vento, a contribuição de cadaperfil no risco de ilhamento não intencional global (IR × Pperfil) e o risco de não detecçãoglobal estão no gráfico ilustrado na Figura 5.6. Como mostra o gráfico não existe risco de nãodetecção no subsistema ilhado formado pela atuação do religador RL-03 quando o perfil devento não tem pico, tem pico entre 12:00-18:00hs ou tem pico entre 18:00-24:00hs, porque oexcesso de potência no subsistema ilhado é suficiente para que os relés de proteção detectem oilhamento. Com exceção dos perfis de vento "sem pico" e com pico entre 00:00-06:00hs o riscode não detecção é maior nos subsistemas ilhados formados pela atuação dos religadores RL-01 eRL-02, pois existe equilíbrio ou déficit de potência ativa para as quais a proteção anti-ilhamentonão é capaz de atuar em tempo hábil. O maior risco de não detecção global corresponde aosubsistema ilhado formado pela atuação do religador RL-02 sendo igual a 11%.

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Capítulo 5. Resultados 57

Figura 5.6: Risco de não detecção da operação ilhada do sistema eólico de velocidade fixa.

5.1.1 Risco de Ilhamento Não Intencional em Função do Tipo de Relé de Proteção

Como o tipo de relé de proteção apresenta influência na forma da ZND (Meira, 2010),nesta seção será avaliada a influência do tipo de relé no risco de não detecção. Dessa maneira,inicialmente as ZNDs do relé de tensão, do relé frequência e do relé de tensão e frequênciacombinados são mostradas na Figura 5.7.

(a) v = 7m.s−1 (b) v = 8m.s−1

(c) v = 9m.s−1 (d) v = 10m.s−1

Figura 5.7: ZNDs obtidas para o sistema eólico de velocidade fixa.

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Capítulo 5. Resultados 58

Como pode ser observado na Figura 5.7 para velocidades de vento menor ou igual a8m.s−1 o relé de frequência é mais sensível ao desbalanço de potência ativa, enquanto que paravelocidades de vento maior ou igual a 9m.s−1 o relé de frequência é mais sensível a desbalançosde potência reativa. Este comportamento se deve ao fato do consumo de potência reativa setornar maior com o aumento do fornecimento de potência ativa no sistema eólico de velocidadefixa. Consequentemente, o desbalanço de potência reativa tem maior impacto na frequência datensão de saída do sistema eólico com o aumento da velocidade de vento.

As ZNDs dos relés de tensão e frequência ocupam regiões diferentes no plano de des-balanço de potência ativa versus desbalanço de potência reativa. Neste sentido, caso esteja dis-ponível somente um dos relés, a depender das condições de operação do gerador distribuído,o relé de tensão pode ser mais eficiente que o relé de frequência ou vice-versa. Por exemplo,como mostra o gráfico que apresenta o risco de não detecção em função do tipo de relé de prote-ção (Figura 5.8) para o subsistema ilhado formado pela atuação do religador RL-01, o risco denão detecção referente aos perfis de vento com pico entre 00:00-06:00hs e 06:00-12:00hs é me-nor quando empregado o relé de tensão. Entretanto, para os subsistemas ilhados formados pelaatuação dos religadores automáticos RL-02 e RL-03, os relés de frequência são mais eficientes.

Figura 5.8: Risco de não detecção da operação ilhada do sistema eólico de velocidade fixa em funçãodo tipo de relé de proteção: tensão, frequência, e tensão e frequência combinados.

Os resultados revelam que no caso do subsistema ilhado formado pela atuação do religa-dor automático RL-03 a detecção da operação ilhada pode ser feita empregando apenas os relésde frequência, pois os riscos de não detecção global empregando o relé de frequência é aproxi-madamente igual ao risco empregando os relés de tensão e frequência combinados. Entretanto,para que exista um ganho prático ao utilizar apenas o relé de frequência este fato deve ocorrerem todos os possíveis subsistemas ilhados.

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Capítulo 5. Resultados 59

5.1.2 Risco de Ilhamento Não Intencional em Função dos Ajustes dos Relés de Proteção

Os ajustes dos relés de tensão e frequência para a proteção de geradores distribuídos po-dem ser ajustados dentro de limites especificados nas normas técnicas. Nesta dissertação foramutilizados os ajustes especificados na norma IEEE 1547. Neste caso, os ajustes de subtensão,sobretensão e tempo de detecção do relé de tensão são fixos. Por este motivo a análise de sensi-bilidade para diferentes ajustes dos relés de tensão não foi realizada neste trabalho.

Os relés de frequência possuem uma faixa na qual os limites de subfrequência podemser ajustados assim como o ajuste do tempo de detecção requerido pela concessionária. Dessamaneira, os estudos de sensibilidade foram realizados para três ajustes de subfrequência deno-minados nesta dissertação como: ajuste sensível (59,8Hz/0,16s), ajuste com sensibilidade mé-dia (57Hz/0,16s – 58,4/0,3s) e ajuste não sensível (57Hz/0,16s). As ZNDs dos relés de tensão efrequência combinados para os três ajustes estão ilustradas na Figuras 5.9.

(a) v = 7m.s−1 (b) v = 8m.s−1

(c) v = 9m.s−1 (d) v = 10m.s−1

Figura 5.9: ZNDs dos relés de tensão e frequência combinados obtidas para o sistema eólico de veloci-dade fixa considerando diferentes ajustes dos relés de frequência.

As ZNDs são reduzidas significativamente de tamanho com o ajuste mais sensível dorelé de frequência, o que resulta em um impacto significativo no risco de ilhamento não inten-cional do gerador distribuído como pode ser observado na Figura 5.10. Entretanto o ajustemédio teve impacto significativo apenas na ZND obtida para velocidade de vento igual a 6m.s−1

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Capítulo 5. Resultados 60

e, portanto, não alterou o risco de não detecção em relação ao ajuste não sensível. Nota-se queé possível eliminar qualquer possibilidade de ilhamento não intencional com o ajuste sensíveldos relés de frequência (60,5Hz/0,16s - 59,8Hz/0,16s) em alguns casos como, por exemplo, nosubsistema ilhado formado pela atuação do religador RL-01 (RL-02) quando a velocidade devento tem pico entre 00:00–06:00hs (06:00–12:00hs).

Figura 5.10: Risco de não detecção da operação ilhada do sistema eólico de velocidade fixa em funçãodo ajuste do relé de frequência.

É importante ressaltar que ao aumentar a sensibilidade dos dispositivos de proteçãoaumenta-se também o risco de falsa operação. Desta forma, se o ajuste mais sensível espe-cificado não for suficiente para reduzir o risco de não detecção a níveis aceitáveis torna-senecessário o emprego de um esquema de proteção anti-ilhamento mais eficiente.

5.1.3 Risco de Ilhamento Não Intencional em Função do Tempo de Detecção Requerido

O tempo de detecção requerido é especificado pela concessionária de energia elétrica.Um dos fatores para a definição do tempo de detecção é o tempo de atuação dos religadoresautomáticos instalados na rede de distribuição, pois se um religador atuar antes da desconexãodo gerador distribuído, torna-se possível a ocorrência de severos transitórios de corrente.

Para avaliar o impacto do tempo de detecção requerido no risco de não detecção daoperação ilhada do gerador distribuído foram considerados os seguintes tempos de detecção:400ms, 500ms e 600ms. As ZNDs para os tempos de detecção em estudo estão ilustrados naFigura 5.11. Observa-se que quanto maior o tempo de detecção menor são as ZNDs.

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Capítulo 5. Resultados 61

(a) v = 7m.s−1 (b) v = 8m.s−1

(c) v = 9m.s−1 (d) v = 10m.s−1

Figura 5.11: ZNDs dos relés de tensão e frequência combinados obtidas para o sistema eólico de velo-cidade fixa considerando diferentes tempos de detecção.

A redução do tamanho das ZNDs resultam na redução do risco de ilhamento não inten-cional como pode ser observado no gráfico da Figura 5.12. Os resultados revelam que a variaçãode 100ms no tempo de detecção requerido reduz em até 10% o risco de ilhamento não inten-cional. Este fato indica que o tempo de detecção especificado pela concessionária de energiaelétrica tem grande impacto no risco de não detecção.

Figura 5.12: Risco de não detecção da operação ilhada do sistema eólico de velocidade fixa em funçãodo tempo de detecção requerido pela concessionária.

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Capítulo 5. Resultados 62

5.1.4 Risco de Ilhamento Não Intencional em Função da Potência do Banco de Capaci-tores

Usualmente o banco de capacitores responsável pela compensação de potência reativa dogerador eólico tem potência em torno de 0,35p.u. sendo a potência de base a potência nominaldo gerador eólico. Porém, na análise do risco de ilhamento deve ser considerado a possibilidadedo sistema elétrico conter outros bancos de capacitores. Por isso, nesta seção são avaliadas orisco de ilhamento não intencional considerando dois patamares de compensação de potênciareativa: 0,35p.u. e 0,8p.u.

A potência típica do banco de capacitores corresponde ao consumo de potência do gera-dor em vazio, para o sistema eólico de velocidade fixa utilizado nesta dissertação esse consumopode ser de até aproximadamente 0,5p.u. quando a velocidade de vento é maior ou igual a velo-cidade de vento nominal do sistema eólico. Dessa maneira, o banco de capacitores com potênciaigual a 0,8p.u. é capaz de compensar o consumo do gerador de indução quando a velocidade dovento é maior ou igual a 9m.s−1. Com isso torna-se mais difícil variações anormais de tensão efrequência nestas condições de operação do sistema elétrico.

Neste sentido, como pode ser observado na Figura 5.13 quando a potência do banco decapacitores é igual a 0,35p.u. praticamente não existem ZNDs quando a velocidade do vento émaior ou igual a 9m.s−1. Entretanto, se a potência do banco de capacitores for igual a 0,8p.u.existem ZNDs para todas as velocidade de operação do sistema eólico.

(a) v = 7m.s−1 (b) v = 8m.s−1

(c) v = 9m.s−1 (d) v = 10m.s−1

Figura 5.13: ZNDs obtidas para o sistema eólico de velocidade fixa para bancos de capacitores compotência igual a 0,35p.u. e 0,8p.u.

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Capítulo 5. Resultados 63

A Figura 5.14 mostra o gráfico com o risco de não detecção considerando bancos decapacitores com potência igual a 0,35p.u. e 0,8p.u.. Nota-se que o risco de não detecção podeser igual a 38% se a velocidade do vento é maior ou igual a velocidade nominal do sistemaeólico (perfil de vento "sem pico") quando a potência do banco de capacitores é igual a 0,8p.u.,enquanto que não existe risco de não detecção quando a potência do banco de capacitores é iguala 0,35p.u. Os resultados revelam que quando a potência do banco de capacitores é igual a 0,8p.u.o risco de não detecção é maior para o subsistema ilhado formado pela atuação do religadorRL-02, ou seja, quando a potência demandada pelas cargas aproxima-se da potência nominaldo gerador eólico. Assim, a variação da potência dos bancos dos capacitores têm impacto norisco de ilhamento não intencional. Este impacto ocorre pela alteração do ponto de equilíbriode potência reativa com a mudança do nível de compensação de potência reativa.

Figura 5.14: Risco de não detecção da operação ilhada do sistema eólico de velocidade fixa em funçãoda potência do banco de capacitores.

5.2 Sistema Eólico de Velocidade Variável

Os sistemas eólicos com velocidade variável que empregam o DFIG vem sendo bastanteutilizados por superarem de 5% a 10% a produção anual de energia elétrica quando comparadoao sistema eólico de velocidade fixa. Adicionalmente, este tipo de topologia permite o controlede potência reativa empregando conversores geralmente dimensionados para 20% a 35% dapotência nominal do gerador de indução. Por estes motivos esta topologia de sistemas eólicostambém fará parte deste estudo (Boukhezzar e Siguerdidjane, 2011; Kayikci e Milanovic, 2009).

Os perfis de potência ativa fornecida pelo gerador eólico para os cinco perfis de vento(Figura 4.3) são mostrados na Figura 5.15 e o perfil diário de potência reativa na Figura 5.16.Neste estudo de caso, o gerador eólico opera com fator de potência unitário. O fator de po-tência unitário é tipicamente utilizado na geração distribuída com o objetivo de evitar penali-

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Capítulo 5. Resultados 64

dades quanto ao consumo de potência reativa ou para maximizar a geração de potência ativa(Freitas et al., 2005).

2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 240

1

2

3

4

Tempo [h]

P [p

.u.]

Potência fornecidaCurva de carga RL−01Curva de carga RL−02Curva de carga RL−03

(a)

2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 240

1

2

3

4

Tempo [h]

P [p

.u.]

Potência fornecidaCurva de carga RL−01Curva de carga RL−02Curva de carga RL−03

(b)

2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 240

1

2

3

4

Tempo [h]

P [p

.u.]

Potência fornecidaCurva de carga RL−01Curva de carga RL−02Curva de carga RL−03

(c)

2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 240

1

2

3

4

Tempo [h]

P [p

.u.]

Potência fornecidaCurva de carga RL−01Curva de carga RL−02Curva de carga RL−03

(d)

2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 240

1

2

3

4

Tempo [h]

P [p

.u.]

Potência fornecidaCurva de carga RL−01Curva de carga RL−02Curva de carga RL−03

(e)

Figura 5.15: Curvas de carga e potência ativa gerada pelo sistema eólico de velocidade variável paradias com pico de velocidade de vento: (a) sem pico (b) 00:00 – 06:00hs (c) 06:00 – 12:00hs (d) 12:00 –18:00hs (e) 18:00 – 24:00hs.

2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 240

0.5

1

1.5

Tempo [h]

Q [p

.u.]

Potência fornecida pelo geradorPotência consumida RL−01Potência consumida RL−02Potência consumida RL−03

Figura 5.16: Potência reativa consumida pelas cargas e fornecida pelo sistema eólico de velocidadevariável.

Os riscos de não detecção do ilhamento do gerador distribuído estão no gráfico da Fi-gura 5.17. Os resultados revelam que os maiores riscos de não detecção estão associados aosubsistema ilhado formado pela atuação do religador automático RL-01. A potência demandadapelas cargas neste subsistema é aproximadamente duas vezes a potência nominal do gerador eó-lico. Assim, os maiores riscos de ilhamento não intencional ocorrem quando existe déficit depotência no subsistema ilhado. Como já mencionado as ZNDs do sistema eólico de velocidadefixa indicam que o risco de ilhamento não intencional neste sistema também é maior quandoexiste déficit de potência no subsistema ilhado.

Uma característica inerente de geradores eólicos está no fato do risco de ilhamento nãointencional ser uma função dos valores de ∆P, ∆Q e da velocidade de vento. Este fato pode sercomprovado através da análise dos riscos de não detecção associados aos perfis de vento "sem

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Capítulo 5. Resultados 65

pico" e com pico entre 00:00 - 06:00hs considerando os subsistemas ilhados formados pelaatuação dos religadores automáticos RL-01 e RL-02, respectivamente. Embora as condições dedesbalanços de potência ativa e reativa nos dois casos sejam aproximadamente iguais, os riscosde não detecção são diferentes em função da velocidade de vento.

Figura 5.17: Risco de não detecção da operação ilhada do sistema eólico de velocidade variável.

5.2.1 Risco de Ilhamento Não Intencional em Função do Tipo de Relé de Proteção

As ZNDs do relé de tensão, do relé de frequência e dos relés de tensão e frequência com-binados obtidas para o sistema eólico com velocidade variável são mostradas na Figura 5.18.Observa-se que nos sistemas eólicos com DFIG os relés de frequência apresentam falhas so-mente quando existe déficit de potência ativa no subsistema ilhado. Tal comportamento se devea uma tolerância menor de sobrefrequência no ajuste destes relés (fn+0, 5Hz) quando compa-rado aos ajustes de subfrequência (fn−3Hz e fn−1, 6Hz). Estas ZNDs aumentam de tamanhoà medida que os valores de desbalanço de potência ativa no subsistema ilhado se tornam mai-ores. O contrário ocorre com as ZNDs dos relés de tensão que reduzem de tamanho a medidaque os valores de desbalanço de potência ativa se tornam maiores.

A Figura 5.19 mostra o gráfico com o risco de não detecção da operação ilhada do ge-rador distribuído em função do tipo de relé empregado no esquema de proteção anti-ilhamento.Assim como ocorre no caso dos sistemas eólicos com velocidade fixa os relés de frequênciasão mais eficientes que os relés de tensão na maioria das condições de operação estudadas.Quando o ilhamento não intencional ocorre por causa da atuação dos religadores automáticosRL-02 e RL-03 o relé de frequência e os relés de tensão e frequência combinados apresentam omesmo desempenho. Portanto, nestes casos não é necessário a utilização dos relés de tensão noesquema de proteção anti-ilhamento.

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Capítulo 5. Resultados 66

(a) v = 7m.s−1 (b) v = 8m.s−1

(c) v = 9m.s−1 (d) v = 10m.s−1

Figura 5.18: ZNDs obtidas para o sistema eólico de velocidade variável.

Figura 5.19: Risco de não detecção da operação ilhada do sistema eólico de velocidade variável emfunção do tipo de relé de proteção: tensão, frequência, e tensão e frequência combinados.

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Capítulo 5. Resultados 67

5.2.2 Risco de Ilhamento Não Intencional em Função dos Ajustes dos Relés de Proteção

O impacto dos diferentes ajustes de subfrequência (sensível, com sensibilidade médiae não sensível) nas ZNDs dos relés de tensão e frequência combinados são ilustradas na Fi-gura 5.20. Nesta figura as superfícies mais escuras estão sobrepostas sobre as superfícies maisclaras. Nota-se que as ZNDs são significantemente reduzidas ao ser utilizado um ajuste maissensível. Entretanto, esta redução no tamanho das ZNDs não necessariamente resulta em umaredução do risco de ilhamento não intencional tendo em consideração que existe uma região desobreposição entre as ZNDs.

(a) v = 7m.s−1 (b) v = 8m.s−1

(c) v = 9m.s−1 (d) v = 10m.s−1

Figura 5.20: ZNDs dos relés de tensão e frequência combinados obtidas para o sistema eólico de velo-cidade variável considerando diferentes ajustes do relé de frequência.

A possibilidade de inexistência de alterações no risco de não detecção em função doajuste dos relés de frequência pode ser comprovado ao ser analisado o risco de não detecçãoassociado ao perfil de vento "sem pico" (Figura 5.21). Neste caso, para o subsistema ilhadoformado pela atuação do religador RL-02 as alterações no ajuste dos relés de frequência nãocausam nenhum impacto no risco de não detecção. Na Figura 5.21 nota-se que o risco de nãodetecção global associado ao ao religador RL-01 e considerando o ajuste mais sensível esta-belecido na norma IEEE1547 é igual a 22%. Este valor não pode ser reduzido uma vez que aproteção anti-ilhamento deve ser coordenada com a proteção de sub/sobrefrequência do geradordistribuído.

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Capítulo 5. Resultados 68

Figura 5.21: Risco de não detecção da operação ilhada do sistema eólico de velocidade variável emfunção do ajuste do relé de frequência.

5.2.3 Risco de Ilhamento Não Intencional em Função do Tempo de Detecção

Nesta seção é avaliado o impacto do tempo de detecção requerido pela concessionáriade energia elétrica no risco de não detecção. Os tempos de detecção analisados são iguais a400ms, 500ms e 600ms. Como mostra a Figura 5.22 o aumento do tempo de detecção causa umaredução no tamanho das ZNDs. Uma característica interessante observada é que com o aumentodo tempo de detecção requerido a proteção anti-ilhamento se torna mais eficiente quando osvalores de desbalanços de potência reativa são pequenos. Entretanto o aumento do tempo dedetecção tem pouco impacto quando os valores de desbalanços de potência reativa são grandes.

A Figura 5.23 mostra o gráfico do risco de não detecção em função do tempo de detecçãorequerido. Observa-se que a redução do risco de não detecção devido ao aumento do tempo dedetecção requerido está relacionado com as condições de desbalanço de potência ativa e reativano subsistema ilhado, ou seja, para que exista uma redução do risco de ilhamento as amostrasnão podem estar contidas na região de interseção entre as ZNDs obtidas para os diferentestempos. No caso apresentado em 5.22a, percebe-se que além da zona principal, para condiçõesde desbalanço de potência reativa quase nulo e um grande desbalanço de carga, a operaçãoilhada foi sustentada por alguns milissegundos, caracterizando uma segunda zona, conformerepresentado no gráfico. Esta característica não se repete para outras velocidades do vento.

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Capítulo 5. Resultados 69

(a) v = 7m.s−1 (b) v = 8m.s−1

(c) v = 9m.s−1 (d) v = 10m.s−1

Figura 5.22: ZNDs dos relés de tensão e frequência combinados obtidas para o sistema eólico de velo-cidade variável considerando diferentes tempos de detecção.

Figura 5.23: Risco de não detecção da operação ilhada do sistema eólico de velocidade variável emfunção do tempo de detecção requerido pela concessionária.

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Capítulo 6

Conclusões

A principal contribuição deste trabalho consiste em um método para calcular o risco deilhamento não intencional de geradores eólicos distribuídos a partir de perfis diários de ventoda região de instalação do gerador. Com o uso da metodologia proposta é possível avaliar se umesquema de proteção anti-ilhamento baseada em relés de tensão e frequência é suficiente paraevitar a operação de forma ilhada destes geradores. A metodologia foi validada com sistemaseólicos de velocidade fixa, utilizando geradores de indução com rotor tipo gaiola de esquilo, ede velocidade variável, utilizando geradores de indução de dupla alimentação.

Para o cálculo do risco de ilhamento não intencional utilizou-se as ZNDs. Verificou-seque os sistemas eólicos que utilizam geradores de indução possuem ZNDs com formatos irregu-lares, diferentemente das ZND de geradores síncronos. Além disso, as características das ZNDsdestes geradores dependem não só dos desbalanços de potência ativa e reativa, mas também sãofunção da velocidade do vento. Estes fatores tornam a representação das ZNDs mais complexapara o cálculo do risco de ilhamento não-intencional. Com isso, a análise do risco de ilhamentodeve ser realizada verificando a condição de detecção para cada amostra de desbalanço de po-tência possível ao longo de um dia na ZND correspondente a velocidade de vento do instantede tempo em questão.

Neste trabalho também foram desenvolvidos estudos de sensibilidade quanto ao tipo derelé de proteção, ajustes do relé de frequência, tempo de detecção requerido pela concessionáriae potência do banco de capacitores utilizado na compensação de potência reativa. As principaisconclusões relacionadas a estes estudos são:

• É possível que a utilização dos relés de tensão e frequência combinados não resulte emvantagem com relação ao risco de não detecção quando comparado ao uso do relé defrequência isoladamente. Nestes casos se os relés de tensão não estiverem disponíveis eo risco de não detecção for aceitável o esquema de proteção anti-ilhamento pode conterapenas os relés de frequência;

70

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Capítulo 6. Conclusões 71

• Existe uma região de sobreposição entre as ZNDs obtidas para os diferentes ajustes desubfrequência. Dessa maneira, a escolha de um ajuste sensível pode não resultar na re-dução do risco de ilhamento não intencional se as amostras estiverem na região de so-breposição. Entretanto um ajuste mais sensível pode diminuir a confiabilidade do sistemaelétrico o que torna necessário identificar o ganho real ao aumentar a sensibilidade do reléde proteção;

• As ZNDs dos relés de tensão e frequência combinados nos sistemas eólicos com gerado-res de indução, considerando o ajuste definido na norma IEEE 1547, ocupam uma regiãomaior no plano ∆P x ∆Q quando existe déficit de potência ativa no subsistema ilhado.Assim, o risco de ilhamento não intencional tende a ser menor quando existe excesso depotência ativa;

• Para o sistema eólico que utiliza o gerador de indução com rotor tipo gaiola de esquilodiretamente conectado à rede, o risco de não detecção é fortemente influenciado pelapotência dos bancos de capacitores utilizados na compensação de potência reativa do sis-tema elétrico como um todo. Quando existe apenas o banco de capacitores com potênciatípica (35% da capacidade do gerador eólico) o risco de ilhamento não intencional tendea reduzir quando o gerador fornece a potência nominal a rede. Porém, se nessas mesmascondições a compensação de potência reativa aumentar, os bancos de capacitores passama compensar o consumo de potência reativa do gerador eólico e o risco de não detecçãotende a aumentar. A potência dos bancos de capacitores instalados no sistema elétricotambém pode influenciar o risco de ilhamento não intencional de sistemas eólicos utili-zando DFIG, pois a variação da potência destes bancos de capacitores altera o ponto deequilíbrio de potência reativa no subsistema ilhado.

Os resultados obtidos validam a metodologia desenvolvida. Para os sistemas elétricosanalisados o risco de ilhamento não intencional pode chegar a valores iguais a 11% para osistema eólico com gerador de indução com rotor tipo gaiola de esquilo e 32% para o sistemaeólico com DFIG. Estes resultados indicam que os geradores eólicos são mais susceptíveis ailhamento não intencional quando comparado aos sistemas fotovoltaicos, pois estudos mostramque o risco de ilhamento nessa tecnologia é menor que 0, 001%.

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Capítulo 6. Conclusões 72

6.1 Sugestões para Trabalhos Futuros

Dentre os possíveis estudos nesta linha de pesquisa são sugeridos os seguintes temascomo trabalhos futuros:

• Analisar o risco de ilhamento não intencional de outras topologias de sistemas eólicoscomo, por exemplo, sistemas eólicos compostos por geradores síncronos;

• Desenvolver equações analíticas para obtenção das ZNDs de sistemas eólicos;

• Estudar o risco de ilhamento não intencional de sistemas eólicos distribuídos utilizandooutras técnicas locais de proteção anti-ilhamento;

• Desenvolver métodos para a coordenação de outras técnicas locais de proteção anti-ilhamento com as proteções contra variações anormais de tensão e frequência;

• Analisar a sensibilidade do risco de ilhamento não intencional com relação ao tipo decarga.

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Apêndice A

Dados do Sistema Elétrico e dos SistemasEólicos

A.1 Parâmetros do Sistema Elétrico

Tabela A.1: Dados dos transformadores e banco de capacitores.

Parâmetro ValorTR1-2: potência nominal 100MVA

TR1-2: conexão ∆− Yg (132kV - 13,8kV)TR1-2: sequência positiva da resistência do enrolamento primário 0 p.u.TR1-2: sequência positiva da indutância do enrolamento primário 0,01 p.u.

TR1-2: sequência positiva da resistência do enrolamento secundário 0 p.u.TR1-2: sequência positiva da indutância do enrolamento secundário 0,01 p.u.

TR1-2: resistência de magnetização 500 p.u.TR1-2: reatância de magnetização 500 p.u.

TR6-7: potência nominal 12MVATR6-7: conexão ∆− Yg (13,8kV - 0,69kV)

TR6-7: sequência positiva da resistência do enrolamento primário 0 p.u.TR6-7: sequência positiva da indutância do enrolamento primário 0,02 p.u.

TR6-7: sequência positiva da resistência do enrolamento secundário 0 p.u.TR6-7: sequência positiva da indutância do enrolamento secundário 0,02 p.u.

TR6-7: resistência de magnetização 100 p.u.TR6-7: reatância de magnetização 100 p.u.Potência do banco de capacitores 3,5Mvar

Tabela A.2: Dados do sistema equivalente da concessionária.

Parâmetro ValorTensão nominal 132kV

Potência de curto circuito 1500MVAFrequência 60Hz

Relação X/R 4,3

79

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80

Tabela A.3: Parâmetros das linhas.

Linha 1 Linha 2 Linha 3 Linha 4 Linha 5Resistência [Ω] 0,0169 0,0150 0,0094 0,0075 0,0056Reatância [Ω] 0,0759 0,0675 0,0422 0,0338 0,0253

A.2 Parâmetros do Sistema Eólico de Velocidade Fixa

Tabela A.4: Parâmetros da turbina eólica e controle do ângulo de passo.

Parâmetro ValorPotência mecânica de saída 9MW

Velocidade nominal do vento 9m.s−1

Potência máxima para velocidade nominal 1p.u.Velocidade rotacional de base 1p.u.

Tabela A.5: Parâmetros do gerador de indução com rotor tipo gaiola de esquilo.

Parâmetro ValorTensão nominal 0.69kV

Potência nominal 10MWResistência do rotor 0,018p.u.Indutância do rotor 0,12p.u.

Resistência do estator 0,048p.u.Indutância do estator 0,075p.u.

Indutância de magnetização 3,8p.u.Constante de Inércia 3s

Tabela A.6: Parâmetros da malha de controle do ângulo de passo.

Parâmetro ValorGanho proporcional do controlador PI 5

Ganho integral do controlador PI 25

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81

A.3 Parâmetros do Sistema Eólico de Velocidade Variável

Tabela A.7: Parâmetros da turbina eólica e sistema de transmissão.

Parâmetro ValorPotência nominal da turbina 9MWVelocidade do vento nominal 11m.s−1

Constante de inércia da turbina 4,32sConstante de inércia do eixo de transmissão 1,11p.u.

Coeficiente de amortecimento mútuo 1,5p.u.

Tabela A.8: Parâmetros do DFIG.

Parâmetro ValorTensão nominal do estator/rotor 575V/1975V

Potência nominal 10MWResistência do rotor 0,016p.u.Indutância do rotor 0,16p.u.

Resistência do estator 0,023p.u.Indutância do estator 0,18p.u.

Indutância de magnetização 2,9p.u.Constante de Inércia 0,685sCoeficiente de atrito 0,01p.u.

Número de pares de pólos 3

Tabela A.9: Ganho dos controladores.

Malha de controle ValorControle do torque eletromagnético Kp = 3 e Ki = 0, 6

Controle do ângulo de passo Kp = 150/Kp = 3 e Ki = 30

Controle do conversor do lado da rede (eixo direto) Kp = 8 e Ki = 400/Kp = 0, 83 e Ki = 5

Controle do conversor do lado da rede (eixo em quadratura) Kp = 0, 83 e Ki = 5

Controle do conversor do lado do rotor (eixo direto) Kp = 0, 6 e Ki = 8

Controle do conversor do lado do rotor (eixo em quadratura) Ki = 0, 05/Ki = 20/Kp = 0, 6 e Ki = 8

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Apêndice B

Curvas de Carga

B.1 Curvas de Carga nos Barramentos do Sistema Elétrico

2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 240

0.2

0.4

0.6

0.8

Pot

ênci

a at

iva

[p.u

.]

Tempo [h]

(a) Barra 2: Industrial – 01

2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 240

0.2

0.4

0.6

0.8

Pot

ênci

a at

iva

[p.u

.]

Tempo [h]

(b) Barra 3: Comercial – 01

2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 240

0.2

0.4

0.6

0.8

Pot

ênci

a at

iva

[p.u

.]

Tempo [h]

(c) Barra 4: Industrial – 02

2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 240

0.2

0.4

0.6

0.8

Pot

ênci

a at

iva

[p.u

.]

Tempo [h]

(d) Barra 5: Residencial

2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 240

0.2

0.4

0.6

0.8

Pot

ênci

a at

iva

[p.u

.]

Tempo [h]

(e) Barra 6: Industrial – 03

2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 240

0.2

0.4

0.6

0.8

Pot

ênci

a at

iva

[p.u

.]

Tempo [h]

(f) Barra 8: Comercial – 02

Figura B.1: Curvas de carga nas barras do sistema elétrico.Fonte: Jardini et al. (2000).

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