modelo matemático de um sistema de geração eólico...

Faculdade de Engenharia da Universidade do Porto

Modelo matemático de um sistema de geração eólico baseado na máquina síncrona de

Mestrado Integrado em Engenharia Electrotécnica e de Computadores

OrientadorCo-orientadora



velocidade variável

António José dos Santos Carvalho

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

Major Energia

Orientador: Prof. Dr. Carlos Coelho Leal Monteiro Moreiraorientadora: Dra. Fernanda de Oliveira Resende

Junho de 2010



estrado Integrado em Engenharia Electrotécnica e de Computadores

Carlos Coelho Leal Monteiro Moreira Fernanda de Oliveira Resende

i

Resumo

Na presente dissertação são abordados e estudadas várias temáticas concernentes à

produção e integração na rede eléctrica de energia eólica. O constante aumento desta

integração de energia eólica tem impacto ao nível da estabilidade nos sistemas eléctricos de

energia, podendo mesmo trazer sérios problemas à operação da rede, especialmente na

sequência de curto-circuitos que podem levar à saída de serviço dos parques.

Para dar resposta a estes problemas, os operadores de rede têm vindo a exigir requisitos

muito específicos aos sistemas de produção eólica. De entre este requisitos são de salientar

aqueles que se referem à capacidade de sobrevivência a cavas de tensão por parte das

máquinas.

Das várias máquinas capazes da produção de energia eólica é dado especial ênfase, neste

estudo, à máquina síncrona de velocidade variável com um conversor integral. Esta é uma

tecnologia que tem vindo a ser cada vez explorada nos sistemas de conversão eólica, razão

pela qual é objecto de estudo na presente dissertação.

O modelo matemático do sistema de conversão de energia eólica equipado com a máquina

síncrona de ímanes permanentes consiste na agregação dos modelos relativos a cada um dos

seus componentes. Assim, foram identificados modelos matemáticos adequados para

representar o comportamento destes componentes em regime dinâmico e em condições

normais de funcionamento tendo em conta a interacção entre eles. Além disso foram

desenvolvidas funcionalidades de controlo que permitem a estabilidade da tensão no

barramento em Corrente Contínua (CC), bem como o controlo de corrente reactiva que

permite efectuar suporte de tensão por parte da máquina durante um período de defeito.

Estas funcionalidades foram desenvolvidas com o intuito de representar o comportamento do

sistema na sequência da ocorrência de curto circuitos na rede a montante, assegurando a

capacidade de sobrevivência a cavas de tensão.

Todos os modelos desenvolvidos foram implementados em ambiente Matlab/Simulink,

onde foi possível efectuar a simulação computacional de uma rede de teste que permitiu

avaliar a performance dos sistemas de controlo desenvolvidos, e onde foi dada especial

atenção à capacidade de sobrevivência a cavas de tensão.

iii

Abstract

In this dissertation are addressed e studied several thematic concerning the production

and integration of wind energy in the power network. The constant increase of this wind

energy integration as an impact in what comes to the stability of the electric power systems,

that may even bring serious problems to the network operation, especially in the sequence of

short-circuits that can lead to the shutdown of the wind farms.

In order to answer these problems, the transmission system operators have been

demanding very specific requirements to the wind production systems. From these

requirements are to be highlighted, in this dissertation, those that refer themselves to the

fault-ride through capability.

From the variety of machines capable of wind energy production, a special emphasis is

given, in this study, to the synchronous machine of variable speed with a full-scale converter.

This is a technology that has been increasingly explored on the wind conversion systems,

which is the reason why it’s object of study in this dissertation.

The mathematic model of the wind conversion system equipped with the permanent

magnets synchronous machine consists on the aggregation of the concerning models of each

one of its components. Thus, it were identified the appropriate mathematic models to

represent the behavior of these components on dynamic state and on normal working

conditions taking into account the interaction between them. Beside this, control features

have been developed that allow the voltage stability of the Direct Current (DC) link, as well

the control of the reactive current that allows to perform the voltage support by the machine

during a fault period. These features have been developed with the intention to represent the

behavior of the system following the occurrence of short circuits in the upstream network,

ensuring the fault-ride through capability.

All of the developed models were implemented in Matlab/Simulink, where it was possible

to perform the simulation of a test network that allowed to evaluate the performance of the

control systems developed, and where special attention was given to the fault-ride through

capability.

v

Agradecimentos

Gostaria, antes de mais, de agradecer ao meu orientador, Professor Doutor Carlos Coelho

Leal Monteiro Moreira, a confiança depositada em mim, a sua constante disponibilidade para

me aconselhar e por todo o seu apoio ao longo deste semestre, que foi essencial para a

elaboração desta dissertação. A sua orientação foi fundamental nos momentos mais

complicados deste trabalho.

Deixo também um grande agradecimento à Doutora Fernanda de Oliveira Resende, cujos

esclarecimentos e conselhos foram importantíssimos para o desenvolvimento desta

dissertação.

A todos os que estiveram envolvidos e me ajudaram no desenvolvimento deste trabalho

mas não foram mencionados agradeço também profundamente.

Por último, mas em primeiro plano, gostaria de agradecer de forma incansável aos meus

pais pelo facto de terem investido e acreditado sempre em mim. Sem o seu apoio nunca teria

tido a hipótese de estar a terminar um curso superior.

vii

“We make a living by what we get,

But we make a life by what we give.”

Winston Churchill

ix

Índice

Resumo ............................................................................................ i

Abstract ...........................................................................................iii

Agradecimentos ..................................................................................v

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

Lista de Figuras ............................................................................... xiii

Lista de Tabelas .............................................................................. xvii

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

Introdução ....................................................................................................... 1

1.1 - Integração de Sistemas de produção eólica em redes eléctricas de energia ............. 1

1.2 - Motivação para a realização da Dissertação .................................................... 4

1.3 - Objectivos da Dissertação .......................................................................... 5

1.4 - Estrutura da Dissertação............................................................................ 6

Capítulo 2 ........................................................................................ 8

SISTEMAS DE CONVERSÃO DE ENERGIA EÓLICA ........................................................... 8

2.1 - Introdução ............................................................................................. 8

2.2 - Sistemas eólicos ligados às redes eléctricas .................................................... 9

2.3 - Tecnologias de produção eólica ................................................................. 11

2.4 - Conceitos de controlo aerodinâmico ........................................................... 13

2.5 - Principais topologias de produção eólica ...................................................... 17

2.5.1 - Gerador de indução convencional (rotor em gaiola) ................................. 18

2.5.2 - Gerador de indução de velocidade variável - Optislip ............................... 20

2.5.3 - Gerador de indução duplamente alimentado ......................................... 21

2.5.4 - Sistemas de geração de velocidade variável com conversão integral ............. 22

2.6 - Topologias de electrónica de potência ........................................................ 25

2.6.1 - Conversores electrónicos de potência .................................................. 26

2.6.2 - Conversores de potência com modelação PWM ....................................... 28

2.7 - Conclusão ........................................................................................... 30

Capítulo 3 ....................................................................................... 32

Códigos de Rede.............................................................................................. 32

3.1 - Introdução ........................................................................................... 32

3.2 - Visão geral dos códigos de rede ................................................................. 33

x

3.2.1 - Controlo de frequência .................................................................... 34

3.2.2 - Tolerância de frequência e requisitos operacionais ................................. 36

3.2.3 - Injecção de potência reactiva durante o funcionamento normal da rede ....... 38

3.2.4 - Capacidade de sobrevivência a cavas de tensão ..................................... 39

3.3 - Conclusão ........................................................................................... 42

Capítulo 4 ....................................................................................... 43

Modelização e Controlo da Máquina Síncrona de Velocidade Variável num Sistema de Geração Eólico ........................................................................................ 43

4.1 - Introdução .......................................................................................... 43

4.2 - Modelo dinâmico da turbina eólica ............................................................. 45

4.2.1 - Modelização da turbina eólica ........................................................... 46

4.2.2 - Controlo da turbina eólica ................................................................ 50

4.3 - Modelo dinâmico do gerador de ímanes permanentes ...................................... 53

4.4 - Conversor do lado do gerador ................................................................... 55

4.5 - Conversor do lado da rede ....................................................................... 56

4.5.1 - Modelização do condensador da ligação CC ........................................... 57

4.6 - Funcionalidades para dotar o sistema de capacidade de sobrevivência a cavas de tensão ................................................................................................ 58

4.6.1 - Controlo da tensão no barramento CC ................................................. 59

4.6.2 - Funcionalidades de controlo para injecção de corrente na rede eléctrica ...... 60

4.6.3 - Funcionalidades de controlo para injecção de corrente reactiva na rede eléctrica .............................................................................................. 61

4.6.4 - Funcionalidades de controlo para injecção de corrente activa na rede eléctrica ......................................................................................................... 63

4.7 - Conclusão ........................................................................................... 64

Capítulo 5 ....................................................................................... 66

Resultados .................................................................................................... 66

5.1 - Esquema da rede eléctrica ....................................................................... 66

5.2 - Avaliação do comportamento do aerogerador em funcionamento normal .............. 69

5.3 - Simulação da capacidade de sobrevivência a cavas de tensão ............................ 73

5.4 - Conclusões .......................................................................................... 82

Capítulo 6 ....................................................................................... 84

Conclusões e Futuros desenvolvimentos ................................................................. 84

6.1 - Conclusões .......................................................................................... 84

6.2 - Futuros desenvolvimentos ........................................................................ 85

Referências ..................................................................................... 86

Anexo A .......................................................................................... 88

xiii

Lista de Figuras

Figura 1.1 – Evolução da potência eólica instalada em todo o mundo ............................... 2

Figura 2.1 – Exemplos de rotores com o eixo vertical (à esquerda o rotor do tipo Savonius; à direita o rotor do tipo Darrieus) .................................................................. 12

Figura 2.2 – Curvas características de Cp versus λ para diferentes rotores eólicos .............. 13

Figura 2.3 – Potência em função da velocidade de uma turbina (Pn = 1.3 MW) com regulação por perda aerodinâmica [9] ............................................................ 14

Figura 2.4 – Potência em função da velocidade de uma turbina (Pn = 2.3 MW) com regulação por variação do ângulo de passo [9] .................................................. 15

Figura 2.5 – Curva característica de regulação activa por perda aerodinâmica [10] ............ 16

Figura 2.6 – Aerogerador de indução convencional – rotor em gaiola de esquilo ................. 18

Figura 2.7 – Aerogerador de indução de velocidade variável - Optislip ............................ 20

Figura 2.8 – Aerogerador de indução duplamente alimentado....................................... 21

Figura 2.8 – Aerogerador de indução com o rotor bobinado com conversão integral ............ 23

Figura 2.10 – Aerogerador síncrono com excitação separada ........................................ 24

Figura 2.11 – Aerogerador síncrono de ímanes permanentes ........................................ 25

Figura 2.12 – Desenvolvimento dos semicondutores de potência ................................... 26

Figura 2.13 – Gerador síncrono de ímanes permanentes ligado à rede através de uma ponte de díodos rectificadora com um conversor do tipo step-up ........................... 28

Figura 2.14 – Topologia de um gerador de indução acoplado a um conversor composto por dois conversores em cascata ........................................................................ 29

Figura 3.1 – Requisitos de tolerância de frequência [3] .............................................. 37

Figura 3.2 – Controlo de potência reactiva durante um funcionamento normal da rede ....... 38

Figura 3.3 – Capacidade de sobrevivência a cavas de tensão - “Fault Ride-Through Capability” ............................................................................................. 40

Figura 3.4 – Requisitos de injecção de reactiva após cavas de tensão na rede ................... 41

xiv

Figura 4.1 – Topologia de um aerogerador de velocidade variável ................................. 44

Figura 4.2 – Coeficiente de potência, Cp, como função da taxa de velocidade de extremidade das pás (“tip speed ratio”) λ, e do ângulo de pitch β. ........................ 48

Figura 4.3 – Característica do “Maximum Power Point” .............................................. 50

Figura 4.4 – Interacção das forças resultantes da actuação directa do vento com a turbina .. 51

Figura 4.5 – Esquema genérico para o controlo de pitch ............................................. 51

Figura 4.6 – Arquitectura de controlo utilizada para realizar o controlo de pitch ............... 52

Figura 4.7 – Controlo do conversor do lado do gerador ............................................... 56

Figura 4.8 – Controlo do conversor do lado da rede (sem as funcionalidades de controlo desenvolvidas) ......................................................................................... 57

Figura 4.9 – Potência no condensador da ligação CC .................................................. 57

Figura 4.10 – Modelo dinâmico da ligação CC ........................................................... 58

Figura 4.11 – Funcionalidade de controlo para a sobrevivência a cavas de tensão .............. 59

Figura 4.12 – Diagrama das correntes .................................................................... 60

Figura 4.13 – Controlo do conversor do lado da rede ................................................. 61

Figura 4.14 – Esquema de controlo da amplitude da corrente reactiva ........................... 62

Figura 4.15 – Funcionalidade de controlo da corrente activa ........................................ 63

Figura 5.1 – Esquema unifilar da rede teste ............................................................ 67


Figura 5.3 – Implementação no Simulink do sistema de controlo do conversor do lado do gerador .................................................................................................. 68

Figura 5.4 – Implementação no Simulink do sistema de controlo do conversor do lado da rede ...................................................................................................... 69


Figura 5.6 – Variação da velocidade de vento .......................................................... 70

Figura 5.7 – Velocidade do rotor do gerador síncrono de ímanes permanentes .................. 71

Figura 5.8 – Potência activa à saída do conversor do lado do gerador ............................. 72

Figura 5.9 – Potência mecânica gerada pela turbina eólica .......................................... 72

Figura 5.10 – Binário mecânico que acciona o gerador síncrono de ímanes permanentes ...... 73

Figura 5.11 – Comportamento da tensão no barramento CC ......................................... 74

Figura 5.12 – Comportamento das grandezas eléctricas aos terminais do aerogerador para α=50 ..................................................................................................... 75

xv



Figura 5.15 – Comparação do comportamento das potências activa e reactiva injectadas na rede para diferentes valores de α .............................................................. 78

Figura 5.16 – Comparação do comportamento das tensões terminais do aerogerador para diferentes valores de α ............................................................................... 79

Figura 5.17 – Comparação do comportamento das potências activa e reactiva injectadas pelo parque eólico no ponto de ligação à rede para diferentes valores de α .............. 80

Figura 5.18 – Comparação do comportamento das tensões no ponto de ligação do parque eólico à rede para diferentes valores de α ....................................................... 81

Figura 5.19 – Comportamento da corrente reactiva injectada na rede relativamente à corrente pré-defeito para diferentes valores de alfa........................................... 82

xvii

Lista de Tabelas

Tabela 3.1 – Visão geral dos códigos de rede ........................................................... 34

Tabela 4.1 - Valores das constantes para aproximação das curvas de potência ................. 48

Tabela A.1 – Parâmetros da máquina síncrona de ímanes permanentes ........................... 88

Tabela A.2 – Parâmetros as linhas da rede de teste ................................................... 88

1

Capítulo 1

Introdução

1.1 - Integração de Sistemas de produção eólica em redes eléctricas de energia

A produção e transmissão de energia eléctrica são hoje elementos essenciais para

qualquer país no que diz respeito ao seu desenvolvimento económico assim como ao seu

desenvolvimento social, sustentando os altos padrões de vida a que estes se foram

habituando. Face ao contínuo crescimento dos consumos energéticos, é vital que se verifique

uma maior diversificação das fontes primárias, bem como um aumento da eficiência dos

sistemas de conversão e transporte de energia, contribuindo assim para um desenvolvimento

global sustentado e equilibrado.

No seguimento dos compromissos internacionais estabelecidos em matéria de limitação de

gases que provocam efeito de estufa, em especial como resultado do protocolo de Kyoto,

tem-se registado nos últimos anos um aumento significativo na integração de energias

renováveis nas redes eléctricas. De entre estas energias produzidas partindo de fontes

renováveis, tem-se verificado, em particular, um aumento na integração de energia eólica.

Ao longo dos últimos anos, a potência instalada em parques eólicos tem vindo a aumentar

significativamente em todo o mundo, como se pode verificar na Erro! A origem da referência

não foi encontrada. [1].

Integração de Sistemas de produção eólica em redes eléctricas de energia 2

Figura 1.1 – Evolução da potência eólica instalada em todo o mundo

O destaque que se tem vindo a dar à produção de energia eólica é feito, não apenas por

se tratar de uma fonte de energia limpa, livre e inesgotável, mas também por permitir custos

de exploração cada vez mais competitivos com tecnologias convencionais, como por exemplo,

centrais de ciclo combinado a gás. Segundo a EWEA (European Wind Energy Association),

Portugal ocupa o sexto lugar no ranking europeu e o nono no mundial ao nível da potência

instalada, contabilizando 3,535 GW de potência instalada até finais de 2009. A Alemanha e a

Espanha lideram os valores relativos à potência instalada a nível europeu, com 25,777 e

19,149 GW respectivamente, sendo o total da União Europeia 74,767 GW. A nível mundial, a

potência eólica instalada em Portugal até finais de 2009 representa cerca de 2,2% do total

mundial, numa tabela liderada pelos Estados Unidos com 22,3% (35,159 GW), seguidos pela

China com 16,3% (26,010 GW) [1].

Atendendo a este cenário de crescente integração de energia eólica nos sistemas

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

próximo, muitos estudos têm vindo a ser desenvolvidos no sentido de avaliar a capacidade dos

actuais sistemas suportarem tais níveis de integração eólica sem degradação dos níveis de

segurança de operação e sem perda de qualidade de serviço. Em simultâneo tem-se

igualmente assistido a diversas iniciativas no sentido de obter uma definição dos requisitos de

operação a exigir aos sistemas de conversão de energia eólica de modo a facilitar a sua

integração no âmbito das condições de operação segura dos sistemas eléctricos. Em termos da

avaliação de segurança de operação dos sistemas eléctricos, os estudos têm incidido

essencialmente sobre o seu comportamento na sequência da ocorrência de perturbações que

provoquem a perda de elevados volumes de produção eólica [2], [3].

Integração de Sistemas de produção eólica em redes eléctricas de energia 3

Tradicionalmente, os aproveitamentos eólicos têm como característica o facto de estarem

sujeitos a variações de produção difíceis de prever ou de controlar, podendo estas variações

serem originadas por diferentes fenómenos:

• Variação da força do vento, provocando flutuações na produção de energia

eólica, variando desde fortes rajadas de vento até a ocorrência de ocos de vento;

• Saída de serviço de geradores eólicos, devido à velocidade do vento atingir

valores situados fora da gama dos limites, mínimos e máximos.

• Saída de serviço de parques eólicos, na sequência da ocorrência de curto-

circuitos na rede receptora que provoquem a actuação das protecções de mínimo de tensão

deste tipo de aproveitamentos.

No que diz respeito aos dois primeiros fenómenos apresentados, o facto de existirem

parques eólicos com uma potência instalada reduzida, relativamente a outros sistemas de

produção, e de estes terem localizações geográficas dispersas, há como resultado um efeito

natural de atenuação das variações de produção eólica sentidas pelo sistema eléctrico de

energia [3], [4]. Para além disso, as flutuações provocadas pelos consumos são geralmente

superiores às flutuações provocadas pela inconstância do vento, assim como as flutuações

provocadas por uma súbita perda do maior gerador convencional em serviço. Visto que o

sistema eléctrico deverá estar dimensionado para suportar este tipo de perturbações, sem

que ocorra perda de segurança, é possível concluir que a inconstância do vento não tem um

grande impacto no sistema eléctrico. Por outro lado, as tecnologias de conversão de energia

eólica têm registado um desenvolvimento significativo baseado na utilização do conceito de

velocidade variável que apresenta, entre outras, a vantagem de acomodar os efeitos

resultantes da intermitência do recurso eólico evitando assim que os seus efeitos se façam

sentir ao nível da rede eléctrica [3].

De facto, a utilização de sistemas de conversão de velocidade variável conduziu a um

aumento progressivo da capacidade instalada nos parques eólicos e, consequentemente, à

injecção da potência produzida nas redes de transporte. Assim, a ocorrência de curto-

circuitos em determinadas zonas críticas de rede de transporte e as quedas de tensão

provocadas por estes podem levar à saída de serviço dos parques eólicos que se poderá

traduzir numa perda significativa de produção. Este tipo de perturbação pode levar à perda

de segurança do sistema de energia, dado o aumento da integração de energia eólica neste

mesmo sistema, podendo mesmo ultrapassar as margens de segurança usualmente adoptadas

(nomeadamente as de garantia de robustez do sistema face à súbita perda do maior grupo

Motivação para a realização da Dissertação 4

gerador em serviço). Os problemas dinâmicos provocados por este tipo de perturbação são

apresentados de seguida:

• Problemas de estabilidade transitória, podendo ocorrer a incapacidade dos

geradores se manterem em sincronismo após uma grande perturbação do sistema;

• No caso especifico de redes eléctricas isoladas, comportamentos transitórios

da frequência que levem à actuação dos sistemas de deslastre de carga ou de grupo geradores

que poderão levar ao colapso parcial ou total do sistema.

• No caso especifico de redes interligadas, poderão ocorrer congestionamentos

em alguns ramos da rede de transporte, nomeadamente, ocorrência de sobrecargas

temporárias que ultrapassem os limites de operacionalidade definidos para a sua capacidade

de transmissão, podendo assim colocar em causa a segurança de operação do sistema por

poderem despoletar saídas de serviço em cascata.

Com o objectivo de assegurar a segurança de operação de sistemas eléctricos em face da

integração de volumes significativos de produção eólica, foram então estabelecidas por parte

dos operadores de rede regras específicas que têm em consideração as especificidades de

cada sistema (nomeadamente ao nível do parque electroprodutor). Essas regras, destinadas a

estabelecer condições de ligação e de operação de diversas fontes de energia distribuída, e

em especial de parques eólicos, são usualmente designadas por Códigos de Rede (“Grid

Codes”, na literatura anglo-saxónica). Estes têm como objectivo garantir a segurança dos

sistemas de transmissão, assim como assegurar o melhor desempenho possível no provimento

de segurança de sistema por parte de parques eólicos. É de ressaltar que este tipo de

produção tem vindo a substituir os sistemas de produção convencionais obrigando,

necessariamente, a uma actualização dos procedimentos de planeamento e de operação dos

sistemas eléctricos.

De forma a responder a estas novas exigências, os fabricantes de aerogeradores têm

apostado no desenvolvimento de sofisticadas interfaces electrónicas, aumentando as

potencialidades oferecidas pelos aerogeradores tradicionais. O facto de se verificar uma

crescente redução dos custos dos dispositivos de electrónica de potência, assim como o seu

volume, tem um peso preponderante no desenvolvimento da produção eólica.

1.2 - Motivação para a realização da Dissertação

Como já foi referido anteriormente, tem-se assistido a um crescimento significativo da

integração de energia eólica nos sistemas eléctricos de energia. Para tal contribuíram vários

factores de entre os quais se destacam os desenvolvimentos tecnológicos associados aos

Objectivos da Dissertação 5

sistemas de conversão da energia cinética do vento em energia eléctrica. De facto, tem-se

vindo a verificar um aumento na utilização de máquinas de velocidade variável com potências

nominais elevadas que, aliadas às avançadas funcionalidades de controlo proporcionadas

pelos conversores electrónicos de potência, permitem a produção de grandes quantidades de

energia eléctrica. Neste contexto, a utilização da máquina síncrona de velocidade variável

encontra-se em franca expansão.

No entanto, a integração de quantidades significativas de energia eólica tem impacto ao

nível da estabilidade nos sistemas eléctricos de energia que a acomodam, razão pela qual os

operadores de sistema exigem aos parques eólicos o cumprimento de Códigos de Rede, de

entre os quais se destaca o da obrigatoriedade dos parques eólicos permanecerem em serviço

durante e após a ocorrência de defeitos na rede. Adicionalmente, é possível verificar que

esses Códigos de Rede estabelecem ainda a condição de que os aerogeradores devem ser

capazes de contribuir para o suporte de tensão na rede mediante a injecção de corrente

reactiva durante a permanência do defeito, sendo igualmente exigido que estes sejam

capazes de contribuir para restabelecer o equilíbrio geração/consumo através da injecção

imediata de potência activa após a eliminação do defeito. Este tipo de comportamento

durante um defeito na rede e nos momentos subsequentes à sua eliminação é usualmente

referenciado como Capacidade de Sobrevivência a Cavas de Tensão (“Fault Ride Through

(FRT)”,na literatura anglo-saxónica) [3]. Apesar desta caracterização geral da capacidade de

FRT exigida aos aerogeradores, a sua definição prática tem diferentes concretizações em

cada país, dependendo das especificidades do sistema electroprodutor, das tensões de

transporte, mecanismos de segurança e das características dos sistemas de protecção

implementados em cada rede.

A avaliação da estabilidade transitória dos sistemas eléctricos de energia que integram

quantidades significativas de energia eólica é efectuada recorrendo a estudos baseados em

simulação em regime dinâmico, para os quais é necessário dispor de modelos matemáticos

adequados para representar o comportamento dos sistemas de geração. Existe então a

necessidade de desenvolver modelos de simulação que permitam o estudo dos

comportamentos destes sistemas face a curto-circuitos. Na presente dissertação, é

desenvolvido um modelo da máquina síncrona de velocidade variável com o intuito de estudar

a sua capacidade de sobrevivência a cavas de tensão.

1.3 - Objectivos da Dissertação

Os trabalhos de investigação realizados nesta dissertação têm como objectivo o estudo do

comportamento da máquina síncrona de velocidade variável (máquina de ímanes

Estrutura da Dissertação 6

permanentes) integrada num sistema de conversão de energia eólica e ligada à rede por

intermédio de uma interface baseada em electrónica de potência. Em particular, podem

identificar-se os seguintes objectivos:

• Modelizar adequadamente o aerogerador baseado na máquina síncrona de

velocidade variável, nomeadamente o gerador eléctrico e os conversores

electrónicos para a sua ligação à rede;

• Desenvolver um conjunto de estratégias de controlo que permitam a esta

máquina funcionar durante a ocorrência de um curto-circuito respeitando os

requisitos de sobrevivência a cavas de tensão. Estes requisitos incluem

basicamente o suporte da tensão através da injecção de corrente reactiva e a

injecção imediata de corrente activa após a eliminação do defeito para

restabelecer o equilíbrio geração/consumo através da injecção;

• Implementação dos modelos de simulação do aerogerador baseado na

máquina síncrona de velocidade variável em ambiente Matlab/Simulink e

avaliação do seu desempenho no que respeita ao cumprimento dos requisitos

referentes à capacidade de sobrevivência a cavas de tensão.

1.4 - Estrutura da Dissertação

Este documento está organizado em 6 capítulos cujos conteúdos são descritos, de forma

sucinta, na presente secção.

O capítulo 1 é o capítulo introdutório e serve para explicar o enquadramento, a

necessidade e os objectivos pretendidos com este trabalho.

O capítulo 2 aborda os principais tipos de tecnologias utilizadas em sistemas de conversão

de energia eólica, abrangendo as suas principais características operacionais. São também

descritas as diferentes estratégias de controlo que têm sido propostas na literatura da

especialidade para os sistemas eólicos.

No terceiro capítulo são analisados os códigos de rede relativos à integração eólica nas

redes de transmissão. São apresentados os novos requisitos destes códigos e dados alguns

exemplos de diferenças de requisitos em alguns países.

O capítulo 4 descreve a modelização adoptada para o aerogerador síncrono de ímanes

permanentes envolvendo as características de desempenho do conjunto turbina eólica,

máquina síncrona e conversores electrónicos. Com base na representação matemática destes

elementos, é dado ênfase aos sistemas de controlo explorados para o estudo em causa.

Estrutura da Dissertação 7

No quinto capítulo são apresentados os resultados do comportamento da máquina síncrona

de velocidade variável, controlada partindo dos sistemas apresentados no capítulo 4, face a

uma perturbação provocada na rede eléctrica utilizada para efeitos de simulação.

O sexto capítulo resume as principais conclusões retiradas deste trabalho e apresenta

sugestões para trabalhos a desenvolver no futuro e que podem complementar o estudo

desenvolvido neste trabalho.

8

Capítulo 2

SISTEMAS DE CONVERSÃO DE ENERGIA EÓLICA

2.1 - Introdução

Ao contrário do que sucedia há algumas décadas, actualmente, com o desenvolvimento

tecnológico, mais precisamente da electrónica de potência, e com o aumento da capacidade

de controlo dos aerogeradores, tem vindo a ser possível o provimento de alguns serviços de

sistema por parte dos parques eólicos contribuindo assim para uma melhor gestão global do

sistema eléctrico.

Tendo em consideração os desenvolvimentos tecnológicos no âmbito dos sistemas de

conversão de energia eólica, este capítulo apresenta e descreve os principais componentes

desse sistema, tendo em atenção a evolução das diferentes topologias do mesmo. Para tal, é

dada especial atenção às configurações e à operação dos sistemas de velocidade fixa e

variável e estabelecidas as diferenças entre elas, sendo também referenciados domínios de

aplicação e potenciais benefícios técnicos e económicos.

Os diferentes mecanismos de controlo da produção de potência e sua posterior

transmissão para a rede eléctrica são também abordados ao longo deste capítulo. Dentro

destes mecanismos de controlo são de referir os métodos de controlo das forças

aerodinâmicas que afectam o rotor do aerogerador contribuindo assim para a limitação da

produção de potência na ocorrência de ventos fortes de modo a evitar danos na máquina. As

diferentes topologias de conversores electrónicos de potência também terão especial ênfase,

tendo em consideração a sua necessidade de aplicação nos aerogeradores de velocidade

variável assim como as suas capacidades de controlo.

Sistemas eólicos ligados às redes eléctricas 9

2.2 - Sistemas eólicos ligados às redes eléctricas

No final do século XIX, o rápido crescimento do consumo de electricidade motivou a

aplicação dos princípios básicos de funcionamento dos moinhos de vento ao aproveitamento

da energia eólica para a produção de energia eléctrica. O movimento do vento, através de um

gerador, produz energia eléctrica mas é necessário agrupar as turbinas em parques eólicos,

concentrações de aerogeradores, fundamentais para que a produção de energia se torne

rentável. Contudo, no que diz respeito à alimentação de localidades remotas e distantes da

rede de transmissão, estes podem também ser usados isoladamente. É possível ainda a

utilização de aerogeradores de baixa tensão quando se trate de requisitos limitados de

energia eléctrica.

Apesar das fontes de energia convencionais cobrirem grande parte das necessidades

energéticas dos países desenvolvidos, a produção de energia eólica tem aumentado

significativamente. Para além disso, este tipo de produção energética, pode ser considerada

uma das mais promissoras fontes naturais de energia. Isto deve-se ao facto de ser renovável,

ou seja, não se esgota, limpa, amplamente distribuída globalmente e é utilizada para

substituir fontes de combustíveis fósseis, auxiliando assim na redução do efeito estufa. Em

áreas geográficas isoladas e com poucos recursos energéticos, esta surge como uma

possibilidade bastante interessante para substituir parcialmente a produção convencional de

energia.

Os sistemas de aproveitamento de energia eólica modernos podem ser classificados como

sistemas de pequena dimensão, sistemas híbridos de média dimensão ou sistemas de grande

dimensão ligados à rede, dependendo sempre das suas dimensões e aplicações.

Sistemas de pequena dimensão

Os sistemas de pequena dimensão estão limitados a uma potência de 25 W a 10 kW,

estando em usos dispersos por todo o mundo. Estes são sistemas de energia eólica autónomos

para fornecimento regular de electricidade, tornando-se bastante dispendiosos devido as

complicações dos sistemas de armazenamento, que devem compensar não só as variações

instantâneas e diárias, mas também compensar a variação da disponibilidade nos períodos do

ano. A sua aplicação é limitada a sistemas de bombagem de água, aquecimento, a pequenos

sistemas para recarga de baterias, em regiões remotas, principalmente para fornecimento de

electricidade para equipamentos de comunicação e electrodomésticos, onde o benefício e

conforto compensam o alto custo por unidade de energia produzida.

Sistemas eólicos ligados às redes eléctricas 10

Sistemas híbridos de média dimensão

Os sistemas híbridos de média dimensão combinam os aerogeradores com sistemas

fotovoltaicos, diesel ou hídricos, podendo ou não possuir sistema de armazenamento de

energia. Os sistemas eólicos combinados com sistemas diesel (“wind-diesel systems”, na

literatura anglo-saxónica) são perfeitamente adequados para satisfazer necessidades

energéticas em áreas isoladas e de população dispersa ou em fase de electrificação, bem

como de ilhas, onde os recursos energéticos são escassos e o vento é predominante. Estes

sistemas apresentam a vantagem de usarem energia eólica, reduzirem os gastos de

combustível e de providenciarem energia eléctrica sempre que necessário [5]. Idealmente, o

combustível é utilizado para fornecer energia durante períodos de pouco vento, enquanto o

aerogerador é utilizado para poupar combustível, sempre que as condições o permitam. No

entanto a combinação destes tipos de produção provocam um aumento da complexidade de

exploração não só devido a dificuldades de previsão do regime do vento, e consequentemente

produção de energia, mas também devido a problemas relacionados com a qualidade de

energia e segurança do funcionamento do sistema em regime dinâmico no caso da ocorrência

de variações na produção de energia eólica. Estes são apenas usados para pequenas redes ou

para aplicações especiais tais como bombagem de água, carga de baterias, dessalinização,

etc., tendo dimensões de 10 a 200 kW, apresentando, em geral, um custo significativo devido

à sua complexidade e por serem concebidos para aplicações individuais.

Sistemas de grande dimensão ligados à rede

Os sistemas de grande dimensão são os mais utilizados em aproveitamentos de energia

eólica, sendo constituídos por um número variável de aerogeradores que funcionam agrupados

constituindo um parque eólico. A potência instalada destes parques podem variar desde

alguns MW até varias dezenas de MW, podendo ser ligados a uma Rede Receptora (RR), a

níveis de Média Tensão (MT), Alta Tensão (AT) ou Muito Alta Tensão (MAT).

Como já havia sido referido anteriormente, a integração progressiva nas redes eléctricas

de parques eólicos tem vindo a exigir uma constante actualização dos Códigos de Rede

estabelecidos pelos diversos operadores, de forma a permitir a gestão das operações no

sistema e garantir os elevados níveis de segurança que devem caracterizar o funcionamento

do sistema de energia. De entre os requisitos actualmente contemplados nos códigos rede

destaca-se o que envolve a capacidade de permitir aos geradores eólicos resistirem a cavas de

tensão resultantes de curto-circuitos na rede eléctrica. De facto, a ocorrência de curto-

circuitos na rede eléctrica provoca o aparecimento de afundamentos de tensão que se

propaga no sistema e provoca a saída de serviço de geração eólica por actuação das suas

protecções de mínimo de tensão. Trata-se de um problema que pode afectar

Tecnologias de produção eólica 11

significativamente a segurança de operação de um sistema eléctrico em resultado da

possibilidade de perda de quantidades significativas de produção na sequência de falhas.

Num passado recente, constituía prática comum que as protecções intrínsecas da

interligação de um parque eólico com a rede conduziam à sua saída de serviço aquando da

ocorrência de um defeito na rede eléctrica de transporte e/ou de distribuição desde que a

tensão no ponto de ligação fosse inferior a 0,8 p.u. (valor típico). Posteriormente, estes

voltavam a ser colocados em serviço quando a rede estivesse plenamente recuperada do

defeito. Como referido anteriormente, a necessidade de evitar a saída de grandes volumes de

produção eólica motivam a alteração desta filosofia de protecção. O requisito imposto na

generalidade dos Códigos de Rede relativo à capacidade de sobrevivência a cavas de tensão

tem exigido também aos fabricantes de geradores eólicos esforços importantes no sentido de

serem desenvolvidas soluções técnica e economicamente viáveis.

2.3 - Tecnologias de produção eólica

As tecnologias de transformação da energia cinética do vento em energia mecânica já não

são recentes, tendo vindo a ser utilizadas desde a antiguidade. Como exemplos de aplicações

destas para satisfazer necessidades energéticas da actividade humana existem os meios de

transporte a propulsão (barcos à vela), sistemas de bombagem de água ou a possibilidade de

funcionamento de actividades industriais, como era o caso dos moinhos de vento ainda

visíveis no cume de muitos montes. Em 1887, Charles F. Brush construiu o que hoje é

considerado o primeiro aerogerador para produção de electricidade. Este era constituído por

uma turbina eólica com 144 pás e com um diâmetro total de 17 metros. Apesar do seu

tamanho, o aerogerador produzia apenas 12kW devido à sua operação a baixa velocidade

rotacional. Anos mais tarde, Poul la Cour descobriu que as turbinas com um menor número de

pás poderiam funcionar a velocidades de rotação superiores, e portanto, eram mais eficientes

para a produção de electricidade. O seu contributo foi de extrema importância para a

evolução dos aerogeradores, sendo que, em 1957, surgiria o inovador aerogerador Gedser com

rotor eólico de eixo horizontal de 200 kW, que revolucionaria para sempre as demais gerações

de aerogeradores. Presentemente, os aerogeradores pertencentes ao mercado de produção

de energia do sistema eléctrico misturam um conjunto de tecnologias inovadoras com um

conjunto de tecnologias cujo uso na produção de energia eólica é já bastante vulgar.

De acordo com o tipo de aplicação, os rotores das turbinas eólicas foram sendo

adaptados, podendo ser divididos em duas classes: tipo eixo vertical e tipo eixo horizontal. As

turbinas de eixo vertical, representadas na Figura 2.1, não necessitam de ser orientadas

conforme a direcção do vento; não necessitam de controlar o seu ângulo de ataque; e têm o

Tecnologias de produção eólica 12

seu sistema de acoplamento com o gerador localizado no solo, facilitando a sua manutenção.

No entanto, apresenta algumas desvantagens que devem ser consideradas, tais como o facto

de a sua turbina necessitar de um accionamento inicial por motores até atingir uma

determinada velocidade que impulsione as pás; as laminas das pás são submetidas a forças

alternadas, causando fadiga mecânica e, por ultimo, verificando-se velocidades de vento

muito baixas junto à base, traduzindo-se numa menor eficiência.

Figura 2.1 – Exemplos de rotores com o eixo vertical (à esquerda o rotor do tipo Savonius; à direita o

rotor do tipo Darrieus)

Pelas razões expostas, a maioria dos aerogeradores actuais utilizam turbinas de eixo

horizontal, pois, para além do facto de da sua construção ser mais simples, esta tecnologia

apresenta um elevado grau de maturidade. Actualmente, praticamente todas as turbinas

eólicas em operação comercial possuem eixo horizontal, com rotor dotado de pás formando

uma hélice.

Nos sistemas eólicos, a quantidade de energia realmente aproveitada é relativamente

baixa. Por esta razão, define-se para cada diferente tipo de rotor um coeficiente de potência

(Cp) caracterizado como a razão entre a potência disponível no eixo da turbina e a potência

disponível transportada pelo vento. Contudo, é bastante comum os fabricantes de

aerogeradores caracterizarem o desempenho dos diferentes rotores a partir de uma curva

(Cp vs λ), sendo “λ” a taxa de velocidade de extremidade ( “Tip speed ratio”, na literatura

anglo-saxónica), que será explicada mais detalhadamente no capítulo 4.

Conceitos de controlo aerodinâmico 13

Figura 2.2 – Curvas características de Cp versus λ para diferentes rotores eólicos

Na Figura 2.2 são ilustradas as curvas características de diferentes tipos de rotores [6].

Em cada uma delas, existe um ponto máximo onde o rotor opera com máxima eficiência,

permitindo assim a maximização da potência passível de ser extraída do vento. Além disso,

existem limites de operação desses rotores eólicos que, quando são ultrapassados,

comprometem irreversivelmente o desempenho da turbina. As turbinas eólicas são

projectadas para gerarem a potência máxima a uma determinada velocidade de vento

designada por velocidade nominal. Para velocidades de vento abaixo de um determinado

valor (cut-in wind speed) não é interessante extrair potência, pelo que as turbinas não

entram em funcionamento. Para velocidades de vento superiores à velocidade de vento

nominal, não é economicamente viável aumentar a extracção de potência, pelo que a turbina

é controlada através de uma diminuição artificial do rendimento de conversão para produzir

uma potência constante. Para velocidades de vento demasiado elevadas (cut-out wind

speeds) a turbina é desligada por razões de segurança. Assim, de modo a obter a eficiência

máxima de conversão, ou seja, um coeficiente de potência máximo para cada velocidade do

vento, é necessário que a velocidade do rotor acompanhe as variações da velocidade do vento

na gama situada entre a velocidade de cut-in e a velocidade nominal. Esta compatibilidade só

é garantida no caso da utilização de sistemas de conversão de velocidade variável [7], [8].

Com base neste aspecto são necessárias técnicas de controlo de forma a garantir a segurança

de operação do sistema de conversão de energia eólica.

2.4 - Conceitos de controlo aerodinâmico

Relativamente ao controlo de aerogeradores, existem várias formas de controlar as forças

aerodinâmicas que afectam o rotor do aerogerador e assim limitar a produção de potência na


ocorrência de ventos fortes de modo a evitar danos na máquina. O método de controlo mais

simples, robusto e barato é baseado na regulação por perda aerodinâmica, o stall-passivo

(“stall control”, na literatura anglo-saxónica). Neste método os aerogeradores têm as pás

fixas e um ângulo de passo fixo, ou seja não rodam em torno do seu eixo longitudinal. O

ângulo de passo das pás do rotor do aerogerador é escolhido de modo a que as pás do rotor

entrem em perda aerodinâmica quando a velocidade do vento é superior à velocidade

nominal, ou seja, as pás são desenhadas para que as suas próprias dobras sirvam de travão

assim que o vento acelere demasiado (exemplificado na Figura 2.3). Este tipo de regulação

recorre a métodos de projecto aerodinâmico para definir o ângulo de passo, fixo, para o qual

as pás entram em perda, sendo este um aspecto essencial para o bom desempenho da

turbina.

Figura 2.3 – Potência em função da velocidade de uma turbina (Pn = 1.3 MW) com regulação por

perda aerodinâmica [9]

Como vantagens a regulação por perda aerodinâmica apresenta:

• Simplicidade devida há inexistência de sistema móvel de mudança de passo.

• Não necessita de um sistema de controlo complexo para assegurar que as pás

da turbina rodem exactamente o ângulo desejado, pois neste caso as pás

estão fixas.

• Custo relativamente baixo.

• Baixa manutenção devido a um baixo número de peças móveis.


Um outro tipo de controlo é o baseado na regulação por variação do ângulo de passo

(“pitch control”, na literatura anglo-saxónica). Neste caso, existe um controlador

electrónico, que verifica a potência gerada pela turbina a uma determinada cadência.

Quando a potência gerada pela turbina atinge a potência nominal (exemplificado na Figura

2.4), o controlador envia um comando ao mecanismo de controlo das pás da turbina, que

imediatamente faz girar ligeiramente as pás da turbina em torno do seu eixo longitudinal,

(alteração do ângulo de passo da turbina), de modo que a turbina apresente uma menor

superfície frontal em relação ao vento. Para todas as velocidades do vento superiores à

velocidade nominal, o ângulo é escolhido de forma que a turbina produza apenas a potência

nominal. Inversamente quando a potência gerada pela turbina diminui as pás da turbina

rodam de modo a aumentarem a superfície frontal em relação ao vento.

Figura 2.4 – Potência em função da velocidade de uma turbina (Pn = 2.3 MW) com regulação por

variação do ângulo de passo [9]

A regulação por ângulo de passo apresenta as seguintes vantagens:

• Bom controlo de potência, para todas as gamas de variação da velocidade do

vento.

• A variação do ângulo de passo permite a redução dos esforços de fadiga com

vento muito forte.

• O processo de arranque é assistido, porque o ângulo de passo é variado de

modo a conseguir um embalamento do rotor até à velocidade de rotação

nominal, ao contrário do que se verifica nas turbinas de pás fixas que não tem


binário de arranque suficiente sendo necessário dispor de um motor auxiliar

de arranque ou, então, usar o próprio gerador a funcionar como motor para

trazer o rotor até à velocidade adequada.

• A alteração do ângulo de passo das pás permite fazer a travagem da turbina.

• Melhor controlo da potência da turbina.

O outro método de controlo possível é baseado na regulação activa com perda

aerodinâmica (“active stall control”, na literatura anglo-saxónica). Cada vez mais os grandes

aerogeradores (a partir de 1 MW) estão a ser desenvolvidos com o sistema de regulação activa

com perda aerodinâmica. Este tipo de regulação utiliza, em conjunto, as duas técnicas de

regulação referidas anteriormente. Também neste caso as pás da turbina podem rodar em

torno do seu eixo, e quando a turbina alcança a sua potência nominal ela irá entrar em perda

aerodinâmica (como exemplificado na Figura 2.5). A grande diferença deste tipo de regulação

em relação à regulação por variação do ângulo de passo é que neste caso, quando a turbina

alcança a potência nominal, as pás da turbina irão rodar de modo a aumentar a sua superfície

frontal em relação ao vento, ao contrário do que acontecia na regulação por variação do

ângulo de passo, produzindo uma paragem da turbina.

Figura 2.5 – Curva característica de regulação activa por perda aerodinâmica [10]

A regulação activa e com perda aerodinâmica, apresenta as seguintes vantagens:

• Necessita de um menor número de mudanças no ângulo de passo.

• Existe a possibilidade de controlo da potência da turbina com velocidades do

vento baixas (velocidades inferiores à nominal).

• A potência da turbina é controlada de forma mais exacta.

Principais topologias de produção eólica 17

• Permite extrair a potência máxima para qualquer velocidade do vento.

Uma importante modificação que as turbinas sofreram, ao longo do seu processo de

desenvolvimento, foi a utilização de pás com possibilidade de variação de ângulo de passo

(“pitchable blades”, na literatura anglo-saxónica) o que veio a possibilitar o controlo da

energia extraída do vento. O conceito de controlo de pitch tem vindo a ser aplicado na

produção de potência eólica ao longo dos últimos cinquenta anos. Porém, mais recentemente,

tem-se aplicado o conceito de stall-activo como alternativa para o controlo do ângulo de

ataque das pás. Entretanto, por motivos económicos, as turbinas eólicas com capacidades

nominais relativamente pequenas têm vindo a utilizar um controlo do tipo stall-passivo que

não depende de controlos electrónicos e hidráulicos adicionais requeridos pelos outros dois

controlos aerodinâmicos.

2.5 - Principais topologias de produção eólica

Na produção de energia eólica são utilizados diferentes tipos de geradores. No caso de

aerogeradores de menores dimensões, são usados geradores de Corrente Continua (CC) com

apenas alguns quilowatts de capacidade. No caso de aerogeradores de maiores dimensões, os

utilizados são os geradores trifásicos de Corrente Alternada (CA). Os tipos mais comuns de

geradores trifásicos candidatos à produção de energia eólica são [11], [12]:

• Gerador de indução convencional (rotor em gaiola) – sistema de velocidade fixa;

• Gerador de indução de velocidade variável – sistema com gerador de indução de

rotor bobinado e resistências rotóricas – optislip;

• Gerador de indução duplamente alimentado – sistema de velocidade variável;

• Sistema de geração de velocidade variável (com gerador síncrono ou assíncrono)

ligado à rede através de um conversor electrónico de potência integral.

As interligações destas tecnologias de conversão de energia eólica com o sistema de

energia diferenciam-se de acordo com as características de controlabilidade de cada

aerogerador. No inicio da exploração dos sistemas eólicos para produção de electricidade, os

aerogeradores de indução convencionais foram maciçamente explorados tendo em conta o

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

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

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

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

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

de aerogeradores de indução convencionais.


2.5.1 - Gerador de indução convencional (rotor em gaiola)

Os sistemas de conversão de energia eólica a velocidade fixa caracterizam-se por uma

operação a velocidade praticamente constante, resultado de um acoplamento directo do

gerador à rede eléctrica. Isto significa que, independentemente da velocidade do vento, a

velocidade do rotor do gerador eólico é fixa e determinada pela frequência da rede. Devido a

esse tipo de acoplamento, os efeitos nas máquinas eólicas são transferidos também de forma

directa para o sistema eléctrico e, da mesma forma, perturbações na rede eléctrica têm

reflexo directo no aerogerador [7]. Assim sendo, as variações do vento traduzem-se em

oscilações mecânicas e consequentemente em variações da potência eléctrica injectada na

rede, podendo mesmo vir a afectar os padrões de qualidade da energia eléctrica [8].

Neste tipo e topologia, o gerador de indução é a opção mais utilizada pelos fabricantes de

aerogeradores, aproveitando-se assim a sua maior simplicidade e robustez e,

consequentemente, menor preço. Este tipo de geradores podem ainda ser dotados de

equipamento destinado a suavizar o arranque do gerador.

A Figura 2.6 representa um arranjo típico de um sistema de conversão de energia eólica,

que opera com velocidade fixa. No desenho estão mostrados os seus principais componentes,

com destaque para o gerador utilizado. Estruturas deste tipo, em função das suas

características operacionais, actuam com velocidade e frequência constantes, motivo pelo

qual são conhecidas como CSCF (“Constant Speed Constant Frequency”, na literatura anglo-

saxónica) [13].

Figura 2.6 – Aerogerador de indução convencional – rotor em gaiola de esquilo

Um dos seus componentes é a caixa de velocidades, que possui como finalidade transmitir

a energia mecânica, entregue pelo eixo do rotor até o gerador, multiplicando a sua


velocidade angular, fazendo coincidir as velocidades óptimas da turbina com as do gerador,

as quais se encontram em intervalos diferentes.

Apesar de atractivos tais como menor custo, maior simplicidade e elevada robustez, os

aerogeradores de velocidade constante apresentam algumas características indesejáveis, de

entre as quais se podem destacar a sua carência de controlo das potências activas e

reactivas; a existência de cargas mecânicas elevadas, podendo levar a falhas na caixa de

transmissão; e a verificação de oscilações bastante significativas na potência de saída devidas

à incapacidade da máquina de armazenar energia (por exemplo, na forma de energia

cinética).

Um dos principais problemas dos aerogeradores baseados em geradores de indução

convencionais consiste no significativo consumo de potência reactiva, essencialmente, na fase

de recuperação que se segue a um curto-circuito. Este problema foi resolvido com a

implementação de um sistema de baterias de condensadores para compensar parte da

potência reactiva solicitada pelo circuito magnético da máquina, visando a continuação em

serviço dos parques eólicos durante um defeito de rede. Contudo, apesar desta solução, estes

componentes contribuem muito pouco para atenuar o elevado consumo dessa potência, após

a eliminação do defeito, devido à redução da tensão aos terminais do gerador. Nesta

situação, a potência reactiva requerida pelos aerogeradores torna-se exclusivamente

procedente da rede eléctrica. Este consumo de potência reactiva por parte dos aerogeradores

é uma das principais causas da saída de serviço dos parques eólicos convencionais após um

curto-circuito devido, principalmente, à actuação da protecção de máximo de velocidade do

aerogerador. Durante um defeito a queda de tensão nos terminais do aerogerador assíncrono

causa uma bruta redução do binário electromagnético, originando um aumento do módulo de

deslizamento da máquina, resultando numa redução significativa da eficiência do gerador que

se traduz numa perda de potência activa injectada no sistema eléctrico. Após a eliminação do

defeito, o gerador absorve potência reactiva da rede eléctrica para suprir o seu circuito

magnético de forma a recuperar a corrente injectada pelo mesmo e, consequentemente,

equilibrar ambos os binários eléctrico e mecânico retornando, assim, à sua condição normal.

Numa rede forte, grande parte dos sistemas de produção eólica convencionais permanecem

ligados à rede eléctrica, permitindo assim uma rápida recuperação da potência activa

entregue à rede pelo aerogerador após a eliminação do defeito. No caso de uma rede fraca, a

quantidade de potência reactiva solicitada pelos parques eólicos pode não ser suficiente

comprometendo, assim, a recuperação da tensão no caso de estes permanecerem em serviço.


Tendo em conta este problemas, foi necessário desenvolver e adoptar tecnologias com

níveis de controlo mais sofisticados, capazes de entregar à rede potências activas e reactivas

controladas, contribuindo para a estabilidade e para o comportamento dinâmico do sistema.

2.5.2 - Gerador de indução de velocidade variável - Optislip

Os primeiros sistemas de conversão de energia eólica com capacidade de funcionamento a

velocidade variável foram introduzidos pelo produtor dinamarquês VESTAS com o objectivo de

minimizar a carga no aerogerador durante fortes ventos. Estes sistemas têm a designação

comercial de OptiSlip, uma vez que permitem obter um deslizamento variável em função das

condições de operação, e encontra-se representado na Figura 2.7. O deslizamento variável é

bastante simples, fiável e é também uma forma, tendo em conta o preço, bastante eficaz de

conseguir reduções de carga quando comparado com soluções mais complexas tais como o

gerador síncrono de velocidade variável.

Figura 2.7 – Aerogerador de indução de velocidade variável - Optislip

O gerador de indução com deslizamento óptimo é basicamente um gerador de indução

com rotor bobinado com uma resistência externa ligada aos enrolamentos do seu rotor. O

deslizamento do gerador é alterado modificando a resistência do rotor por meios de um

conversor implementado no eixo do rotor. De forma a limitar a sua corrente de arranque,

este gerador também necessita de um sistema destinado a suavizar o seu arranque bem como

de baterias de condensadores para a compensação do factor de potência.

As vantagens deste gerador são a sua simplicidade a nível de topologia e uma maior

variação possível de velocidade de funcionamento quando comparado com o gerador de

indução com rotor em gaiola de esquilo. Porém, tem desvantagens que se devem ter em

conta, tais como uma gama de variação de velocidade reduzida; a dissipação da potência


extraída do rotor na resistência variável; e a conversão das variações de vento em variações

de potência injectada.

2.5.3 - Gerador de indução duplamente alimentado

Os aerogeradores baseados no gerador de indução duplamente alimentado (“Doubly-fed

Induction Generator – DFIG”, na literatura anglo-saxónica) têm como principal vantagem a

sua capacidade de funcionamento em velocidade variável recorrendo a sistemas de conversão

electrónicos com capacidades nominais bastante reduzidas (aproximadamente 10 a 25% da

capacidade nominal do conjunto turbina/gerador). O termo ‘duplamente alimentado’ reside

no facto do estator estar sujeito à tensão da rede e sobre o rotor ser aplicada uma tensão

sintetizada por um conversor de potência (Figura 2.8). Este sistema permite um

funcionamento a velocidade variável. O conversor compensa a diferença entre as frequências

mecânica e eléctrica injectando uma corrente no rotor com frequência variável. Pelo facto do

estator ser directamente ligado à rede, este conceito é também designado por sistema de

velocidade variável com conversão parcial. Durante o funcionamento normal ou durante

defeitos de rede, o comportamento do gerador é controlado pelo conversor e pelo seu

sistema de controlo.

Figura 2.8 – Aerogerador de indução duplamente alimentado

Este conversor de potência consiste em dois conversores, um do lado do gerador e outro

do lado da rede, controlados independentemente um do outro. A ideia geral deste sistema é o

conversor do lado do gerador controlar as potências activa e reactiva através do controlo das

componentes da corrente do rotor, enquanto o conversor do lado da rede controla a tensão

no barramento CC e assegura um funcionamento com um factor de potência que, dependendo

do dimensionamento deste conversor, pode ser unitário ou então capacitivo. Porém, como

opção, o aerogerador pode também ser controlado para operar como um STATCOM

(compensador estático de potencia reactiva). O conversor ligado ao rotor funciona com


diferentes frequências de acordo com a velocidade do aerogerador. Praticamente, este

dispositivo é quem controla o gerador injectando tensões ou correntes controladas no rotor da

máquina eléctrica a partir de estratégias de controlo pré-definidas.

Actualmente, os conversores estáticos utilizados são constituídos por IGBTs (Insulated

Gate Bipolar Transístor) que possibilitam a troca bidireccional de potência activa entre o

rotor e a rede eléctrica. Em operação supersíncrona, onde a velocidade angular do

aerogerador está acima da velocidade angular síncrona, a potência activa do rotor pode ser

aproveitada e entregue à rede. O contrário verifica-se durante a operação subsíncrona. No

entanto, devido ao aerogerador ser controlado para funcionar com velocidade variável e,

dependendo da filosofia de controlo adoptada, as potências activas do estator e rotor

equilibram-se de tal forma que a potência activa total resultante e entregue à rede

corresponda à potência máxima extraída da turbina eólica.

A principal desvantagem deste modelo aponta para o parcial desacoplamento entre o

aerogerador e a rede eléctrica. Devido ao facto de estar ligado à rede eléctrica através do

estator, o aerogerador torna-se mais sensível a perturbações na rede. Outra desvantagem é a

necessidade de utilização de anéis colectores para transferir a potência do rotor para o

conversor.

Com o avanço da electrónica de potência nos últimos anos, o gerador de indução

duplamente alimentado mostra-se, na produção de energia eólica, bastante vantajoso e

eficiente.

2.5.4 - Sistemas de geração de velocidade variável com conversão integral

Os aerogeradores de velocidade variável são projectados para alcançar a máxima

eficiência aerodinâmica numa ampla faixa de velocidades. A possibilidade de operação em

velocidade variável (acelerando ou desacelerando) permite o funcionamento do sistema de

forma satisfatória em pontos próximos do valor óptimo do “tip speed ratio” para cada

condição de vento. Além disso, a utilização de conversores electrónicos modernos equipados

com IGBTs permite, adicionalmente, o controlo simultâneo dos fluxos das potências activa e

reactiva. Dessa maneira, a relação de velocidade do “tip speed ratio” é mantida num valor

predefinido constante, de maneira a alcançar uma velocidade tal que leve a um ponto de

operação de máximo coeficiente de potência.


Os sistemas de velocidade variável com conversão integral podem ser equipados com

geradores de indução ou com geradores síncronos, os quais estão ligados à rede através de

conversores projectados para a potência nominal do gerador. Este conversor assegura o

desacoplamento total entre as frequências da rede e do gerador, permitindo, assim, alargar a

gama de variação de velocidade de operação do sistema a velocidades do vento reduzidas.

Porém a maior vantagem deste conversor é a sua capacidade de fornecer potência reactiva à

rede numa situação de flutuação de tensão. Neste tipo de produção eólica, as variações de

potência causadas por flutuações do vento são absorvidas, principalmente, por variações na

velocidade do rotor do gerador e, consequentemente, da velocidade do rotor da turbina.

O gerador de indução com o rotor bobinado representa uma das possíveis opções para este

tipo de sistemas, como mostra a Figura 2.9. Este gerador pode, de facto, ser utilizado num

funcionamento de velocidade variável, porém numa gama de velocidades não muito alargada.

As suas características eléctricas podem ser controladas exteriormente, sendo possível alterar

a tensão do rotor. Esta propriedade do gerador permite uma variação do seu deslizamento,

sendo assim possível alterar a velocidade de rotação do seu rotor, de acordo com esta

variação [8]. A desvantagem deste tipo de gerador é o seu elevado custo e a sua fraca

robustez quando comparado com o rotor em gaiola de esquilo.

Figura 2.9 – Aerogerador de indução com o rotor bobinado com conversão integral

Uma outra opção para este tipo de sistemas é o gerador síncrono. Este é bastante mais

caro quando comparado com o gerador assíncrono e muito mais complexo de um ponto de

vista mecânico. Porém, tem uma vantagem clara em relação ao gerador assíncrono. No caso

do gerador síncrono com excitação separada, este não necessita de uma corrente reactiva

magnetizante. No caso do gerador síncrono de ímanes permanentes, a corrente magnetizante

que este possa necessitar não é tão elevada como no caso do gerador assíncrono.


O campo magnético do gerador síncrono pode ser criado pelos ímanes permanentes ou

então através de excitação externa. A máquina síncrona é provavelmente a mais adequada

para o controlo total da potência estando ligada à rede através de um conversor electrónico

de potência. Os dois tipos de geradores síncronos mais utilizados na indústria de

aerogeradores são o gerador síncrono com excitação separada e o gerador síncrono de ímanes

permanentes.

O gerador síncrono com excitação separada, representado na Figura 2.9, obtém a sua

excitação através de um gerador CC, cujo nível de tensão gerada é adaptada consoante a

necessária por um regulador que actua directamente sobre a tensão aplicada ao enrolamento

de excitação. Esta excitação é realizada com o auxílio de anéis de deslizamento e escovas.

Esta máquina tem a vantagem de fornecer uma resposta mais estável diante das variações

características da velocidade de vento.

Figura 2.10 – Aerogerador síncrono com excitação separada

Relativamente ao gerador síncrono de ímanes permanentes (“Permanent Magnet

Synchronous Generator – PMSG”, na literatura anglo-saxónica), representado na Figura 2.11,

este é bastante eficaz devido à sua auto-excitação, o que lhe permite um funcionamento com

um alto factor de potência e alta eficiência. Como possui ímanes permanentes, este gerador

tem a vantagem de não necessitar de anéis de deslizamento ou escovas para a excitação do

seu rotor. Este tipo de tecnologia permite ao aerogerador operar em velocidade variável,

recorrendo ao uso de controlo de pitch ou stall-activo para o ajusto dos ângulos das pás da

turbina de forma a captar a máxima energia do vento. Esta potência máxima extraída pela

turbina eólica é então transferida para o sistema eléctrico através do sistema de conversão

integral que interliga o gerador à rede eléctrica.

Topologias de electrónica de potência 25

Figura 2.11 – Aerogerador síncrono de ímanes permanentes

Esta topologia também apresenta desvantagens, em particular no elevado custo dos

materiais usados para produzir os ímans permanentes e seu difícil manejamento durante a sua

produção e também uma forte probabilidade de desmagnetização dos ímans permanentes a

altas temperaturas.

Contudo, as suas vantagens são bastantes mais significativas que as desvantagens. Nos

últimos anos o uso de ímans permanentes tem vindo a aumentar devido ao melhoramento da

sua performance. Os geradores de velocidade variável são agora construídos com conversores

de potência mais atractivos para a ligação directa à turbina. Para além disso os custos dos

conversores de potência têm vindo a diminuir, tornando a máquina de ímans permanentes

mais atractiva para parques eólicos offshore.

Uma outra vantagem dos aerogeradores síncronos de velocidade variável reside no facto

de estes não necessitarem de caixa de velocidades para a ligação entre a turbina eólica e o

gerador. O facto desta topologia de aerogerador não necessitar de caixa de velocidades

implica que o gerador eléctrico deverá ter um elevado número de pólos de forma a

compensar a baixa velocidade com que opera devido a estar directamente ligado à turbina

eólica. Para além disso, a eliminação da caixa acarreta alguns benefícios tais como o

melhoramento da eficiência, a redução do peso do aerogerador e a redução de níveis de ruído

e de custos associados à manutenção regular deste componente.

2.6 - Topologias de electrónica de potência

A electrónica de potência é uma tecnologia em rápido desenvolvimento. Várias topologias

de aerogeradores, tais como o aerogerador de velocidade variável, utilizam a electrónica de

potência para realizarem o interface com o sistema de transmissão. Numa situação em que o


aerogerador tenha uma velocidade variável, a sua frequência eléctrica também varia, sendo

assim necessário sistemas necessários para o seu acoplamento à rede.

Nos últimos 30 anos a electrónica de potência evoluiu muito rapidamente, tendo um

número de aplicações cada vez maior essencialmente devido aos desenvolvimentos de

dispositivos semicondutores e da tecnologia de microprocessadores. Estes desenvolvimentos

têm sempre em vista três factores da maior importância, sendo estes a fiabilidade, eficiência

e o custo. Neste momento o custo de dispositivos semicondutores de potência tem vindo a

diminuir cerca de 2 a 5% por ano para a mesma performance. A Figura 2.12 mostra alguns

dispositivos de electrónica de potência e o seu desenvolvimento ao longo dos anos.

Figura 2.12 – Desenvolvimento dos semicondutores de potência

As capacidades de corte de tensão e de transporte de corrente estão também em

constante desenvolvimento, podendo, no futuro, vir a aumentar significativamente a

densidade de potência dos conversores.

2.6.1 - Conversores electrónicos de potência

Existem diversas configurações possíveis para os sistemas de velocidade variável,

dependendo sempre do gerador e do conversor utilizado. A escolha mais adequada depende

de critérios que algumas vezes entram em conflito entre si, como o custo dos componentes,


aspectos de segurança e controlo, manutenção, factor de potência, eficiência, harmónicos e

outros. Os factores mais importantes a serem considerados são o custo e as propriedades

dinâmicas de cada esquema, que determinam a fadiga dos componentes mecânicos, o

comportamento transitório e a qualidade da potência produzida pela turbina eólica.

Os sistemas de velocidade variável podem utilizar geradores síncronos ou de indução

juntamente com os conversores estáticos. A escolha do tipo de gerado deve ser feita tendo

em conta o tipo de conversor que se pretende utilizar. A opção de utilização de geradores

síncronos, apesar da sua maior complexidade mecânica e eléctrica, muitas vezes ocorre em

virtude da possibilidade de interligação destes aos rectificadores de díodos, tendo em conta

que a máquina síncrona é capaz de providenciar a sua própria excitação. O gerador de

indução, por outro lado, precisa de suprimento externo de potência reactiva, o que é

realizado com o uso de conversores com comutação forçada. Neste sentido, várias

configurações podem ser adoptadas, como os conversores de tensão com controlo escalar,

onde as variáveis monitorizadas são grandezas CC e somente suas amplitudes são controladas,

ou controle vectorial, em que tanto as amplitudes como as fases das variáveis são

controladas.

Relativamente ao conversor de potência, este é, normalmente, constituído por um

rectificador CA-CC, um sistema de armazenamento de energia e um inversor CC-CA [8]. Um

conversor, dependendo da topologia e da aplicação, pode permitir o fluxo de potência nas

duas direcções e pode também servir como interface entre o gerador e a rede. A solução mais

comum para a rectificação é uma ponte de díodos rectificadores, devido à sua simplicidade,

baixo custo e perdas relativamente baixas. Uma das desvantagens do uso de díodos é a sua

incapacidade de condução bidireccional da corrente assim como a sua incapacidade de

controlo da tensão ou corrente do gerador. Por esta mesma razão, a ponte de díodos

rectificadores pode apenas ser usada caso exista um gerador capaz de controlar a tensão e

um inversor (constituído por IGBTs por exemplo) capaz de controlar a corrente. Os tirístores

são também uma solução barata como inversor, representando baixas perdas para o sistema

mas com a necessidade de estarem sempre ligados à rede para funcionarem. Estes têm a

desvantagem de consumirem potência reactiva e de produzirem elevado conteúdo de

harmónicos. Porém a crescente necessidade de qualidade de potência faz com que os

tirístores se tornem numa solução pouco atractiva comparada com inversores tais como GTOs

e IGBTs. A vantagem do inversor GTO, relativamente ao inversor IGBT, é a sua capacidade de

controlar mais potência. Como desvantagem tem o facto de o seu controlo ser mais

complicado que o controlo do IGBT. Relativamente ao IGBT, apesar de aparentemente ser

bastante atractivo, este tem perdas elevadas e um custo alto. O gerador e o rectificador


devem ser escolhidos como uma combinação enquanto que o inversor poderá ser escolhido

independentemente destes.

2.6.2 - Conversores de potência com modelação PWM

Existem várias topologias de conversores que possibilitam a transferência de potência

desde o gerador até à rede. Duas topologias típicas na produção de energia eólica partindo de

um gerador síncrono de ímanes permanentes são uma ponte de díodos rectificadora

juntamente com um conversor do tipo step-up e um conversor constituído por IGBTs.

A ponte de díodos B6 rectificadora mostrada na Figura 2.13 representa uma solução

barata e simples com baixos valores de perdas. Contudo, a tensão no estator, e

consequentemente a tensão no barramento CC, variam dependendo da velocidade da turbina.

Isto leva a que, a baixas velocidades de vento, haja uma baixa tensão no barramento CC. Para

além disso, a ponte de díodos rectificadora não pode ser controlada e portanto é impossível

fornecer potência reactiva ao gerador, o que no caso de o gerador ser do tipo de indução

apresentaria um problema. Desta forma, a corrente e a tensão do estator estarão sempre em

fase. Quando o binário, e consequentemente a corrente aumentam, a tensão no estator

diminui, levando a um constante abaixamento de tensão no barramento CC [12], [14]. Por

essa mesma razão, é necessário um conversor do tipo step-up para compensar a queda de

tensão no barramento.

Figura 2.13 – Gerador síncrono de ímanes permanentes ligado à rede através de uma ponte de

díodos rectificadora com um conversor do tipo step-up

O gerador de ímanes permanentes tem uma excitação fixa, sendo esta óptima apenas

para um ponto de operação. Na utilização de uma ponte de díodos rectificadora, ponte essa

que não tem a capacidade para fornecer ou consumir potência reactiva, o gerador de ímanes

permanentes não pode funcionar à sua máxima eficiência quando este ponto de operação

óptimo varia [15]. A solução proposta em [14] é a utilização em série de um díodo

rectificador de compensação, que vai compensar a queda de tensão melhorando o


desempenho do gerador. Porém, o melhor desempenho deste tipo de gerador é obtido com a

utilização de uma fonte de tensão IGBT controlada por técnicas de modulação PWM (Figura

2.14). Potência reactiva adicional pode ser fornecida ou absorvida pelo conversor, obtendo

assim uma alta eficiência do sistema. Todavia, os conversores IGBT são mais caros e

necessitam de protecção contra sobrecorrentes e sobretensões.

Figura 2.14 – Topologia de um gerador de indução acoplado a um conversor composto por dois

conversores em cascata

A topologia apresentada na Figura 2.14 mostra um exemplo típico de um conversor com

modelação por largura de pulso (PWM) acoplado a um gerador de indução. Este conversor

apresenta algumas vantagens tais como a sua capacidade de fluxo de potência bidireccional,

reduzidas injecções de harmónicos de ordem inferior na rede eléctrica e regulação do factor

de potência de saída. Este opera nos quatro quadrantes, sendo composto por dois conversores

de tensão em cascata.

Durante um defeito na rede onde se encontra ligado o aerogerador, a tensão desta cai. No

caso de um sistema de velocidade variável, como o sistema de conversão de energia do lado

do gerador não está directamente ligado à rede, este continua o seu funcionamento normal,

permitindo a extracção de potência da máquina primária. Entretanto, o conversor do lado da

rede, por estar directamente ligado a esta, é automaticamente afectado. Em resultado do

abaixamento da tensão terminal do conversor, há uma limitação na potência activa que pode

ser evacuada pelo conversor do lado da rede. Com base nesta característica de

funcionamento, torna-se necessário efectuar o controlo da tensão no barramento CC para

evitar sobretensões nesta mesma ligação. Para além das sobretensões, este desequilíbrio

provoca uma aceleração no rotor da turbina aumentando o risco de danificação do conversor

e do condensador, caso não sejam tomadas medidas de segurança no desenho do sistema de

controlo.

Na literatura da especialidade é possível encontrar formas de controlo destinadas a evitar

a sobre-tensão no condensador durante o período de defeito na rede, tais como a utilização

Conclusão 30

de um chopper no barramento CC. Este sistema possui uma resistência e um interruptor de

potência electrónico colocado directamente em paralelo com o condensador. A resistência do

chopper é ligada e desligada do sistema pelo interruptor de potência. O chopper é activado

quando a tensão no barramento CC se eleva acima de um nível crítico. O desequilíbrio de

potência é então atenuado através da dissipação da potência excedente na resistência do

chopper. Como resultado, ocorre o descarregamento do condensador, a tensão no barramento

CC diminui abaixo do nível crítico e a resistência do chopper volta a estar desligada. Note-se

que nesta forma de controlo, a presença de um chopper é essencial no sistema de controlo

para a sobrevivência a cavas de tensão.

2.7 - Conclusão

Na produção de energia eólica, as máquinas de velocidade variável têm-se vindo a

mostrar cada vez mais eficientes, tendo vantagens sobre as de velocidade fixa não só a nível

de eficiência como também a nível de controlo e de suporte de rede. Dentro destas máquinas

de velocidade variável as máquinas e indução duplamente alimentadas e as máquinas

síncronas de ímanes permanentes são as mais promissoras. O constante desenvolvimento dos

conversores electrónicos de potência juntamente com a contínua diminuição dos seus custos

representam um factor bastante aliciante na utilização destas máquinas nos sistemas eólicos.

O facto mais determinante na utilização de arquitecturas de velocidade variável reside na

capacidade de controlo de potência activa e reactiva fornecidas à rede, permitindo assim

explorar o sistema de conversão de forma a maximizar a extracção de potência proveniente

do recurso eólico. Adicionalmente, estes sistemas de conversão incluem ainda a capacidade

de controlo de potência reactiva, contribuindo assim para reduzir ou até mesmo a

necessidade de eliminar a necessidade de soluções externas para compensação de potência

reactiva, tal como acontece nos sistemas de conversão de velocidade fixa.

Para além destas características de controlo, os sistemas de conversão de velocidade

variável têm permitido o desenvolvimento de soluções que permitem ao parque eólico a sua

continuidade em serviço durante um curto-circuito, preenchendo os requisitos de FRT e

consequentemente não sendo tão prejudicial para a estabilidade da rede. O controlo da

reactiva vai permitir também que o parque possa ajudar a rede no suporte da tensão durante

um defeito, contribuindo assim para um menor afundamento desta.

No próximo capítulo serão desenvolvidos os códigos de rede que o continuo

desenvolvimento tecnológico dos sistemas eólicos permitiu criar de forma a assegurar uma

maior fiabilidade e estabilidade das redes eléctricas de energia. Nesse sentido as

Conclusão 31

contribuições dos parques eólicos no que diz respeito a potências activa e reactiva serão

explicadas mais detalhadamente, de acordo com os requisitos desenvolvidos pela EWEA.

32

Capítulo 3

Códigos de Rede

3.1 - Introdução

O progressivo aumento da integração de produção eólica nas redes de transmissão tem

vindo a conduzir ao aparecimento de instalações de produção eólica com potências instaladas

por parque com valores bastante elevados, exigindo que a sua ligação seja feita directamente

ao nível de redes de sub-transmissão e transmissão, tal como referido anteriormente. Este

tipo de produção tem vindo a substituir os sistemas de produção convencionais, obrigando a

uma actualização dos procedimentos de planeamento e de operação dos sistemas eléctricos.

Presentemente, a produção de energia eólica proporciona cerca de 4% da energia

eléctrica na União Europeia, com um nível de penetração em alguns dos países membros

bastante elevados. Estes níveis variam de país para país, tendo a Dinamarca, por exemplo,

um nível de penetração de 20,3%, a Espanha de 12,3%, Portugal de 9,3%, a Irlanda 9,3% e a

Alemanha de 6,9% [16].

A EWEA projecta um aumento da penetração de energia eólica de 4,1% (verificado em

2008) para uma penetração entre 14,2% e 16,7% até 2020. De modo a assegurar que tais níveis

de penetração são controláveis de um ponto de vista técnico é importante desenvolver um

código de rede [17] [18], que possa ser aceite por todos os países da Europa, assegurando

assim a segurança de operação dos sistemas de energia através do fornecimento de serviços

de sistema por parte dos parques eólicos, para além da geração limpa de electricidade. As

tecnologias de conversão de energia eólica baseadas no conceito de velocidade variável tiram

partido da capacidade de controlo dos conversores electrónicos de potência para fornecer um

leque alargado de serviços de sistema, sendo os mais importantes:

• Controlo de potência activa em função da frequência;

Visão geral dos códigos de rede 33

• Controlo de tensão e potência reactiva;

• Suporte da tensão da rede durante a ocorrência de defeitos e nos momentos

subsequentes;

No presente capítulo é apresentada uma vista geral dos códigos de rede de alguns países,

sendo feita uma comparação entre eles. São focadas as regulações técnicas relativas à ligação

de parques eólicos de elevada potência ao sistema de transmissão sendo dado um maior

ênfase aos requisitos que têm vindo a ser introduzidos nos últimos anos relativamente às

potências activa e reactiva, regulação de tensão e comportamento dos parques eólicos na

sequência de defeitos na rede a montante.

3.2 - Visão geral dos códigos de rede

A tabela 3.1 apresenta uma visão geral dos aspectos técnicos associados aos requisitos

impostos pelos operadores de sistema aos parques eólicos [3]. Nas subsecções seguintes é

apresentada uma descrição mais detalhada dos requisitos mais significativos para este

trabalho.


Tabela 3.1 – Visão geral dos códigos de rede

Requisitos dos códigos

de rede

Controlo de potência

activa

- Contribuição para o controlo primário e secundário de frequência;

- Controlo de níveis de congestionamento na rede.

Limites de frequência

e de tensão

- Capacidade de funcionamento do sistema mesmo quando este se

encontra sob a influencia de alguma perturbação, ou seja, quando

a tensão ou a frequência se desviam dos seus valores nominais.

Controlo de tensão - Capacidade de compensação de potência reactiva por parte dos

parques eólicos.

Protecção dos parques

eólicos

- Protecção dos parques eólicos no caso de perturbações ou

defeitos na rede eléctrica.

Modelização e

verificação dos

parques eólicos

- Obrigatoriedade de provimento de modelos e informações dos

sistemas eólicos por parte dos fabricantes dos aerogeradores;

- Instalação de equipamento de monitorização para verificação do

comportamento real dos parques face a defeitos na rede.

Comunicações e

controlo externo

- Obrigatoriedade do operador de parques eólicos de fornecer a

informação necessária ao operador de rede, permitindo que este

possa operar o sistema de potência de forma adequada;

- Possibilidade de colocar fora de serviço parques eólicos mediante

decisões do operador de rede em função das condições de operação

que sejam verificadas em cada momento.

3.2.1 - Controlo de frequência

Este requisito é relativo à capacidade dos parques eólicos regularem a sua potência activa

de saída. Esta regulação é normalmente efectuada em duas etapas, sendo que a primeira

etapa é a chamada regulação primária ou controlo primário de frequência. A frequência das

redes eléctricas é essencialmente estabelecida por unidades de produção síncronas

convencionais dotadas com capacidade de regularem a sua velocidade. O objectivo de

controlo da frequência é resguardar o balanço de potência na rede eléctrica, mantendo uma

operação síncrona por parte dos geradores síncronos no sistema. No caso da ocorrência de um

desequilíbrio entre a potência activa total provida pelos geradores síncronos e a potência

activa total consumida pelas cargas, podem suceder-se mudanças nas velocidades rotacionais

das unidades síncronas, provocando uma alteração na frequência da rede. Numa situação em

que ocorra uma diminuição da frequência na rede eléctrica, os aerogeradores têm que

responder com um aumento de potência activa injectada na rede. Também numa situação em


que haja uma diminuição de potência activa consumida pelas cargas, provocando um aumento

da frequência do sistema, os aerogeradores terão que diminuir a potência activa injectada na

rede de modo a salvaguardar a estabilidade de frequência desta.

Com o constante crescimento da integração eólica nas redes eléctricas de energia,

essencialmente por parte dos aerogeradores de velocidade variável, a estabilidade do sistema

tem tendência a diminuir. Isto acontece devido ao facto de os sistemas de velocidade variável

possuírem estratégias de controlo que praticamente desacoplam as grandezas mecânicas das

eléctricas, impedindo o rotor da turbina de responder a variações de frequência no sistema.

Assim, as inércias dos geradores síncronos que participam na regulação de frequência têm um

papel determinante na garantia da estabilidade do sistema eléctrico na sequência de uma

perturbação. Quanto menor for a inércia global do sistema de potência, maior e mais rápida

será a variação dos níveis de frequência na rede após a ocorrência de desequilíbrios entre a

geração e a carga.

A segunda etapa consiste numa regulação secundária, que tem como objectivo anular os

desvios entre a carga (incluindo perdas) e a produção total de geração, de forma a anular o

desvio de frequência, o qual a regulação primária das máquinas não é capaz de realizar. À

medida que a carga se altera de forma contínua, os geradores, dotados com controlo

secundário, ajustam as suas produções automaticamente para restabelecer a frequência de

volta ao seu valor nominal. Esta técnica é normalmente conhecida como Controlo Automático

de Geração (“Automatic Generation Control - AGC”, na literatura anglo-saxónica). No

entanto, o AGC obedece a algumas especificações tendo em conta as características de

operação da rede eléctrica. Numa rede isolada, a regulação de frequência é normalmente

repartida por um número relativamente grande de centrais geradoras ou por centrais que

apresentam maior capacidade de geração. A soma das parcelas de potência activa que cada

central reguladora injecta na rede durante uma variação de carga (ou perda de geração)

constitui a gama total de potência necessária para anular o desvio de frequência do sistema

eléctrico. No caso de redes interligadas, cada rede (ou subsistema) apresenta o seu próprio

sistema de controlo automático de geração (AGC) que procura restaurar o equilíbrio de

produção e consumo da rede na qual é responsável, assim como manter o trânsito de

potências nas linhas de interligação no valor especificado, a fim de cumprir contractos de

compra e venda pré-estabelecidos. Idealmente, a regulação secundária deve actuar,

correctivamente, apenas na rede (ou subsistema) no qual se verificou a variação de carga ou

perda de geração, ou seja, cada área deve resolver as ocorrências que nela se verificam, sem

afectar redes vizinhas.


No caso de parques eólicos, o conceito de regulação secundária assume um papel

semelhante ao conceito de controlo de produção aplicado às unidades de geração

convencionais. O objectivo deste controlo secundário, é alterar o ponto de operação dos

aerogeradores de um parque eólico de forma a garantir que o operador do parque eólico

possa responder a uma determinada solicitação, em especial, permitir o aumento entre a

carga e geração numa determinada zona da rede.

O controlo da potência injectada na rede também está relacionado com a capacidade dos

aerogeradores contribuírem para a eliminação de congestionamentos na rede eléctrica.

Através da variação da diminuição da potência injectada na rede é possível diminuir o

congestionamento das redes, mantendo o equilíbrio entre a potência activa total provida

pelos geradores síncronos e a potência activa total consumida pelas cargas.

Alguns operadores de rede exigem então a limitação de desvios positivos e negativos da

potência activa de saída dos parques, reduzindo assim grandes flutuações de frequência

causadas por variações bruscas de velocidades do vento ou na sequência da entrada ou saída

de serviço de parques eólicos com grandes potências instaladas. De acordo com o código de

rede alemão, caso a frequência exceda os 50,2 Hz os parques eólicos devem reduzir a sua

potencia activa em 40% da potencia disponível dos aerogeradores por Hz [3], [17]. Na Irlanda,

o código requer um sistema de resposta de frequência capaz de controlar potência activa de

acordo com uma curva já pré-definida. Já em Portugal prevê-se que os parques eólicos

venham a participar no controlo primário de potência/frequência, através de um regime de

operação a 95% da potência máxima, na sequência de um pedido prévio do Operador do

Sistema [19]. Apesar das diferenças, é claro que a maior parte dos códigos de rede requerem

que os parques eólicos (especialmente aqueles de grande capacidade) providenciem um

resposta de frequência, isto é, que contribuam para a regulação do sistema de frequência.

3.2.2 - Tolerância de frequência e requisitos operacionais

A tolerância e os requisitos operacionais relativos aos sistemas de frequência e tensão

podem ser encontrados na maior parte dos códigos de rede. A frequência nominal de

funcionamento é a mesma em todo o sistema de energia e é mantida dentro de uma estreita

banda de valores. Qualquer desvio dos planos de produção ou consumo implicam uma

variação da frequência. Se esta variação for suficientemente grande e sair da banda de

valores pré-definida, irá por em causa a operação do sistema. Frequências de funcionamento

anormais influenciam as temperaturas dos geradores de um parque eólico, diminuem o tempo

de vida dos isolamentos e podem mesmo causar danos nos equipamentos de electrónica de

potência. À alguns anos atrás, no caso de uma descida súbita de frequência, os parques


eólicos eram obrigados a desligarem-se da rede de forma a protegerem-se de possíveis danos.

Contudo, se grandes quantidades de produção eólica se desligarem da rede a baixas

frequências, a capacidade de recuperação do sistema será afectada. Para assegurar uma

operação de sistema em condições normais e evitar problemas no restabelecimento de

frequência, alguns operadores de rede alteraram os seus requisitos e agora exigem que os

parques eólicos continuem ligados à rede eléctrica em caso de perturbações, funcionando

assim numa banda de valores de frequência bastante maior [17]. A Figura 3.1 apresenta as

especificações de seis países da União Europeia [3]. A área a tracejado representa a banda de

valores de frequência onde os parques eólicos devem permanecer ligados, funcionando à sua

capacidade máxima possível. As áreas não a tracejado representam os requisitos (de tempo,

potência de saída ou ambos) de funcionamento dos parques, devendo estes continuarem

ligados à rede de forma a contribuírem para o restabelecimento da frequência e para a

restauração do funcionamento normal do sistema.

Figura 3.1 – Requisitos de tolerância de frequência [3]


3.2.3 - Injecção de potência reactiva durante o funcionamento normal da rede

O requisito básico dos códigos de rede reside na obrigação dos aerogeradores terem um

funcionamento contínuo durante o funcionamento normal da rede. Os códigos de rede

especificam que cada aerogerador deve ter a capacidade de injecção de potência reactiva.

Em alguns códigos de rede, para além da injecção de potência reactiva, é especificado que os

aerogeradores devem também ter a capacidade de estabilizar a sua tensão terminal num

dado valor utilizando um regulador automático de tensão. O controlo da potência reactiva

injectada pelos aerogeradores está relacionada com as características de cada rede, uma vez

que a influência da injecção da potência reactiva está relacionada com a capacidade de

curto-circuito das redes e da sua impedância.

Na Figura 3.2 estão representadas as especificações dos requisitos referentes à injecção

de potência reactiva, durante o funcionamento normal da rede, do código de rede

Dinamarquês [17].

Figura 3.2 – Controlo de potência reactiva durante um funcionamento normal da rede

Na figura é possível observar que o valor da potência reactiva injectada está sempre

dependente do valor de potência activa injectada na rede eléctrica. Numa situação em que a

potência activa está perto do seu valor nominal, o aerogerador terá mesmo que injectar na

rede o máximo de potência reactiva permitida pelo código de rede.


Em Portugal, nos requisitos iniciais todos os parques deveriam fornecer, em termos de

média anual nas horas de ponta e cheia do diagrama de cargas, uma fracção de energia

reactiva de 0,4 relativamente à activa (tg phi = 0,4). Quando a geração eólica toma um maior

peso no sistema esta exigência torna-se prejudicial, pois conduz a tensões excessivamente

altas nas zonas de maior concentração de produção, não havendo uma verdadeira

participação no serviço de sistema de gestão da reactiva.

Perante este desafio de ter que gerir a rede com tão elevado número de produção eólica,

foi proposta a alteração dos pressupostos antigos, em que há obrigações de injectar/absorver

consoante os períodos tarifários e independentemente do nível de tensão onde estivessem

ligados, média, alta ou muito alta tensão. O novo sistema estabelece diferentes regras para

cada nível de tensão. Em particular, os parques ligados à muito alta tensão devem fornecer

serviços de reactiva, em regime permanente, na gama de tg phi entre 0 e +0,2.

3.2.4 - Capacidade de sobrevivência a cavas de tensão

Como já foi explicado anteriormente, a ocorrência de curto-circuitos pode colocar em

risco a segurança dinâmica de operação dos sistemas de energia, em resultado de poderem

ocorrer perdas de volumes significativos de produção eólica [17], resultado da incapacidade

dos aerogeradores tradicionais em continuar em funcionamento na sequência de uma cava de

tensão. Por esta razão os códigos de rede que tomaram forma nos últimos anos obrigam

invariavelmente os parques eólicos (especialmente aqueles ligados a redes de alta tensão) a

resistir a quedas de tensão até uma certa percentagem da tensão nominal (0% em alguns

casos) durante um certo período de tempo.

Foi então criado um novo requisito de capacidade de sobrevivência a cavas de tensão

(“Fault Ride-Through Capability - FRT”, na literatura anglo-saxónica) que é descrito pela

característica da ‘tensão v.s. tempo’ indicando uma imunidade mínima por parte dos parques

eólicos. Os requisitos do FRT também implicam uma restauração rápida das potências activa e

reactiva aos seus valores normais. Alguns códigos de rede impõem um aumento da geração de

energia reactiva por parte dos parques eólicos durante um distúrbio na rede de forma a

proporcionar suporte de tensão. Estes requisitos são diferenciados por tecnologias e variam

entre operadores. Em termos gerais, pode dizer-se que os requisitos de FRT especificam

tempos mínimos durante os quais um gerador eólico deverá permanecer em serviço, sendo

esses tempos função do valor de cava de tensão provocada pelo curto-circuito.

Estes requisitos traduzem-se numa curva semelhante à que se descreve na Figura 3.3, que

mostra, a sombreado, a zona em que os aerogeradores, face a cavas de tensão na rede,


devem operar sem se desligarem da rede. Esta curva corresponde aos requisitos de FRT para

os sistemas de energia de Portugal [19].

Figura 3.3 – Capacidade de sobrevivência a cavas de tensão - “Fault Ride-Through Capability”

As especificações dos requisitos variam de acordo com o nível de tensão de transporte ou

da potência instalada de cada parque eólico. Por exemplo, os parques eólicos ligados à rede

dinamarquesa com tensões abaixo dos 100kV devem resistir a cavas de tensão menos severas

do que aqueles ligados a tensões mais altas, no que diz respeito a magnitude de cavas e suas

durações. Outra importante diferença nos códigos de rede de cada país reside na restauração

da potência activa. Relativamente ao código de rede da Grã-Bretanha, este requer uma

restauração imediata da potência activa (a 90%, 0,5 segundos depois da restabelecimento de

tensão), enquanto o código de rede alemão requer uma restauração da potencia activa a um

rácio igual a pelo menos 20% da potencia nominal de saída (chegando a 100% em 5 segundos

após a restabelecimento de tensão).

Alguns códigos de rede exigem também que os aerogeradores permitam efectuar suporte

de tensão à rede, durante a ocorrência de um defeito nesta, mediante a geração de corrente

reactiva. Esta funcionalidade tem o intuito de evitar cavas de tensão demasiadamente

acentuadas que poderão contribuir para a saída de serviço de outros parques [17], [20]. Por

outras palavras, a injecção de corrente reactiva tem como principal objectivo manter as

tensões dentro da região a sombreado da Figura 3.2.

O código de rede alemão requer aos parques eólicos o suporte da rede com corrente

reactiva adicional durante uma queda de tensão, ou um consumo extra de potência reactiva

no caso de uma flutuação de tensão. O controlo da tensão não deve demorar mais que 20

milissegundos após o reconhecimento de um defeito fornecendo corrente reactiva adicional

no lado de baixa tensão do transformador do aerogerador. De acordo com o código de rede


espanhol [17], os aerogeradores devem parar de produzir potencia activa em menos de 100

milissegundos após uma queda de tensão e devem ser capazes de injectar potência activa 150

milissegundos após o restabelecimento de rede. Relativamente à Grã-Bretanha, esta

especifica que, em caso queda de tensão causada por um de defeito de rede, os parques

eólicos devem produzir o máximo de corrente reactiva possível.

Em Portugal, para garantir a estabilidade do sistema, foi também concluído ser necessário

que os geradores eólicos contribuam para a recuperação da tensão após eliminação do defeito

através da injecção de corrente activa. A Figura 3.4 representa, a sombreado, a região de

operação dos aerogeradores relativamente à injecção de corrente reactiva na rede perante a

ocorrência de cavas de tensão, segundo a proposta de códigos de rede para Portugal [19].

Figura 3.4 – Requisitos de injecção de reactiva após cavas de tensão na rede

Segundo a Figura 3.3, os códigos de rede portugueses exigem uma injecção imediata de

corrente reactiva na rede com valores mínimos de 90% da corrente nominal da máquina nos

momentos que antecedem o defeito, desde que a tensão no ponto de ligação do parque eólico

desça abaixo dos 0,5 p.u.. Após a eliminação do defeito é necessário reduzir a injecção da

corrente reactiva, fazendo esta retornar aos valores pré-definidos para operação normal.

A implementação desta regulamentação demorou, no entanto, algum tempo, tendo

entretanto sido instalados muitos parques eólicos cujos geradores não dispõem deste tipo de

capacidade, pela simples razão de que, até há poucos anos, todos os operadores dos sistemas

definiam que os aerogeradores saíssem de serviço na sequência da ocorrência de curto-

circuitos nas proximidades. Esta medida tinha como objectivo garantir a integridade dos

vários equipamentos do gerador, nomeadamente em termos de esforços mecânicos da caixa

de velocidades do conjunto turbina-gerador e de sobrecargas na interface electrónica.

Conclusão 42

Segundo a EWEA, todos os requisitos de carácter tecnológico que estão a ser exigidos,

pelos códigos de rede dos vários países, para os novos parques eólicos que pretendam entrar

em serviço, têm sido definidos pelos operadores de sistema com pouca ou nenhuma

intervenção do sector que explora os parques eólicos [20]. Como consequência, estes códigos

de rede traduzem-se por vezes em requisitos de elevado custo e exigência, não sendo

acompanhados por nenhuma justificação técnica. Segundo a EWEA, relativamente à

capacidade de sobrevivência a cavas de tensão, a solução mais aceitável e económica será a

de moderar este tipo de requisitos em função da penetração eólica de cada área de controlo.

3.3 - Conclusão

É evidente que são necessários regulamentos claros para assegurar a boa operação do

sistema eléctrico e a sua segurança quando há uma ligação de aerogeradores a esta. Neste

aspecto os desenvolvimentos tecnológicos da electrónica de potência já deram provas de

estarem à altura para manter a estabilidade do sistema.

Os requisitos dos códigos de rede variam consideravelmente de país para país, cujas

diferenças, para além das práticas técnicas de cada país, devem-se não só às diferentes

condições de produção como também aos diferentes níveis de tensão e de robustez do

sistema eléctrico. Ultimamente têm sido feitos planos para uma harmonização de códigos e

requisitos. Porém, neste momento é questionável se esta harmonização seria viável, tendo

em conta as diferentes condições e sistemas eléctricos e cada país. Para além disso é também

questionável o quão rígidos devem ser estes requisitos. Por exemplo, é economicamente mais

viável fornecer controlo primário e secundário partindo de centrais de energia convencionais,

tendo os operadores de sistema a obrigação de pedir este serviço aos parques eólicos apenas

em casos onde sejam realmente necessários.

Mesmo tendo, alguns requisitos, pouca viabilidade económica, com a crescente integração

de energia eólica nos sistemas eléctricos de energia é, actualmente, necessário esse

investimento de modo a salvaguardar não só os equipamentos de produção eólica como

também a segurança e a estabilidade das redes de transmissão.

43

Capítulo 4

Modelização e Controlo da Máquina Síncrona de Velocidade Variável num Sistema de Geração Eólico

4.1 - Introdução

Actualmente, os códigos de rede mais exigentes requerem um alto nível de imunidade

contra defeitos de rede por parte dos aerogeradores. A aplicação de aerogeradores de

velocidade variável, juntamente com o desenvolvimento da electrónica de potência, trouxe a

capacidade de estabelecer mecanismos de controlo avançados que permitam responder a

estes requisitos. Por estas razões este tipo de topologia tem vindo a penetrar cada vez mais o

mercado.

Recentemente, vários projectos de investigação têm-se lançado na busca de respostas

eficientes aos problemas levantados pela volatilidade da produção de energia eólica, não só

pela natureza dispersa e periférica da localização dos maiores projectos eólicos como

também pelo comportamento menos cooperante das redes eléctricas que, constantemente,

devido às limitações tecnológicas, conduzem à saída de serviço dos parques eólios aquando a

ocorrência de perturbações.

No sentido de se atenuar os efeitos negativos destes problemas, característicos da

produção eólica, tem-se vindo a explorar as margens de controlabilidade possíveis para depois

se investigar a forma de as estender. De facto, têm emergido propostas de arquitecturas de

sistemas de controlo dessa produção que, com base numa previsão meteorologia e na

consequente produção eólica, visam atingir uma controlabilidade dessa produção, que só em

casos extremos recorreria a uma subutilização dos recursos disponíveis. Outro contributo do

desenvolvimento tecnológico para a controlabilidade de aerogeradores, envolvem a

Introdução 44

capacidade de controlo das potências activas e reactivas emitidas para a rede, permitindo ao

parque eólico a continuidade em serviço durante a ocorrência de uma perturbação.

Para uma maior capacidade de controlo das potências, tal como foi visto no capítulo 2,o

gerador de indução duplamente alimentado e o gerador síncrono de ímanes permanentes

representam as melhores opções. Porém, o facto do gerador de indução duplamente

alimentado estar ligado à rede eléctrica através de um sistema de conversão parcial

representa uma desvantagem. Como o estator deste gerador está ligado directamente à rede,

o aerogerador é mais sensível às perturbações nesta. Tal não acontece no gerador síncrono de

ímanes permanentes, cujo sistema de conversão integral lhe permite um total

desacoplamento da rede. Para além disso, a sua auto-excitação permite-lhe um

funcionamento com alto factor de potência e alta eficiência.

Neste trabalho será utilizada a topologia de controlo representada na Figura 4.1, sendo,

ao longo deste capítulo, explicado mais detalhadamente cada sistema de controlo e sua

implementação.

Figura 4.1 – Topologia de um aerogerador de velocidade variável

O funcionamento do conversor do lado do gerador é equivalente ao de uma fonte de

tensão controlada, ligada sobre o estator da máquina, cujo propósito neste trabalho é

controlar o valor do binário entregue pela turbina, através do controlo da velocidade angular,

assim como controlar a tensão terminal do gerador. O valor da potência mecânica a produzir

pela turbina será controlado através do controlo de pitch desenvolvido na presente

dissertação. O conversor do lado da rede funciona como uma fonte de corrente controlada,

Modelo dinâmico da turbina eólica 45

cujo controlo possibilita não somente impor valores de correntes desejadas, permitindo assim

o controlo do fluxo de potência reactiva trocado com a rede eléctrica, como também, o

controlo da tensão no barramento CC. O sistema de controlo da tensão da ligação CC, numa

implementação física desta topologia, teria a funcionalidade de controlar o chopper existente

nesta ligação. Sempre que o valor da tensão estivesse acima da gama de valores aceitáveis

para esta ligação, a resistência existente no chopper permitiria a dissipação da potência em

excesso no condensador. Contudo, como a presente dissertação tem como objectivo o estudo

do comportamento em regime dinâmico do sistema eléctrico, será utilizada a ferramenta de

simulação Matlab/Simulink, onde a implementação do modelo da máquina síncrona será

baseada nas equações que descrevem o seu comportamento.

Para a realização deste trabalho foi utilizada a topologia do gerador síncrono de ímanes

permanentes ligado à rede eléctrica através de um sistema de conversão integral. A descrição

de cada um dos módulos constituintes do sistema de conversão é feita em seguida, com

destaque para as equações que descrevem o comportamento e o controlo dos dispositivos em

questão.

4.2 - Modelo dinâmico da turbina eólica

O modelo de um aerogerador envolve conceitos relacionados com a mecânica e

aerodinâmica, tendo como objectivo principal a perfeita interacção entre todos os

componentes constituintes, a fim de proporcionar o desempenho esperado para a situação

para a qual foi projectada.

O rotor de uma turbina eólica é responsável pela conversão da energia cinética associada

ao deslocamento de massas de ar em energia mecânica de rotação e pela transferência desta

ao do gerador eléctrico. Os conceitos relativos aos aspectos aerodinâmicos e mecânicos

envolvem dados relacionados com perdas por atrito, rajadas e turbulências de vento, bem

como o comportamento do escoamento do fluxo de ar sobre o dorso e a borda do perfil das

pás [21], [22]. A determinação precisa da potência é possível de ser realizada [22]. Contudo,

os esforços numéricos para esse objectivo seriam muito grandes, devido à alta complexidade

dos desenvolvimentos. Para contornar esse problema, em cálculos práticos, utiliza-se uma

forma simplificada do modelo do rotor eólico que conduz a resultados satisfatórios,

principalmente quando os estudos a realizar focam o comportamento em regime dinâmico do

sistema eléctrico [21].


4.2.1 - Modelização da turbina eólica

Quando uma massa de ar atravessa uma determinada superfície de área frontal com uma

velocidade durante um certo intervalo de tempo, a energia cinética desta massa de ar pode

ser expressa por [22]:

�� = �� ∆� (��) (4.1)

Sendo a massa especifica do ar expressa por:

� = �

�� ∆ (!"/$�) (4.2)

Onde:

• m – massa de ar (Kg);

• A – superfície de área frontal atravessada pela massa de ar (m2);

• Vvento – velocidade do vento (m/s);

• ρ – massa especifica do ar (Kg/m3);

• ∆t – intervalo de tempo (s).

A potência disponível correspondente à energia cinética transportada pelo vento é dada

por:

%& = ∆'∆ = �

� �� (()��*) (4.3)

Esta expressão evidencia a influência preponderante da velocidade do vento na potência

que pode ser obtida de um escoamento. Contudo, apenas uma parte dessa potência disponível

pode ser aproveitada pela turbina eólica, uma vez que o fluxo de ar, depois de atravessar o

plano das pás, sai com velocidade menor que a incidente, porém, não nula. Assim, conclui-se

que apenas uma parte da energia disponível no escoamento pode ser aproveitada pela turbina

eólica. Para levar em consideração esse facto, é introduzido nos cálculos o chamado

coeficiente de potência (Cp), que pode ser definido como a fracção da potência eólica

disponível que é efectivamente extraída pelas pás do rotor. Esta grandeza expressa, portanto,

o rendimento aerodinâmico da turbina. Segundo pesquisas do físico alemão Albert Betz, na

década de 1920, a potência máxima teórica obtida por uma turbina eólica ocorre quando o

vento, ao deixar as pás do rotor, tem um terço da velocidade que tinha antes de tocá-las.

Nesse caso, o aproveitamento máximo teórico da potência eólica disponível é da ordem de


59%, mais precisamente 16/27, valor este chamado de coeficiente de potência de Betz [23],

[24]. Na prática, para turbinas eólicas modernas, os valores máximos para o coeficiente de

potência são da ordem de 0,4, ou seja, apresentam um rendimento de cerca de 40%.

Assim o coeficiente de potência pode ser calculado através da razão entre a potência

mecânica, Pm, entregue à turbina, com a potência disponível, Pd, de vento [21] [22] [25].

+, = -.

-/= -.

012�� 3 (4.4)

Logo a potência mecânica no eixo da turbina é definida como:

%� = �

� �+,�� (()��*) (4.5)

Os aerogeradores de eixo horizontal utilizam um número diferente de pás, dependendo da

finalidade que se tem em vista. Este número de pás do rotor do aerogerador está associado a

um factor denominado “razão entre a velocidade de extremidade da pá e a velocidade do

vento” (“Tip Speed Ratio”, na literatura anglo-saxónica). Este factor, muito utilizado na

modelização de turbinas eólicas, é determinado pela razão entre a velocidade da ponta da pá

e a velocidade do vento, conforme representa a seguinte expressão:

4 = 5á

�� = 75á8

�� (4.6)

Onde:

• λ – velocidade de extremidade da pá;

• ωpá – velocidade angular da pá;

• R – raio do rotor aerodinâmico.

Os controlos aerodinâmicos de pitch e stall-activo que são utilizados para proteger os

aerogeradores durante elevadas velocidades de vento, assim como para extrair máxima

energia do vento, são modelizados usando a curva Cp – λ – β, sendo “β” o ângulo de pitch

(ângulo de orientação) das pás. Neste caso, para cada β é definida uma curva de Cp – λ

correspondente. Deste modo, o coeficiente de desempenho Cp é uma variável que depende da

razão de velocidades na pá λ, e do ângulo de passo β [21], [22], [25], [26].

+,(4, :) = ;� <�1=>

− ;�: − ;@:�A − ;BC �DEF> (4.7)


Sendo:

4G = �0

0HDIJK DLJ3M0

(4.8)

A tabela 4.1 apresenta valores para as constantes c1 a c9 extraídos em [25] e [27], para

sistemas a velocidade constante e variável, visando alcançar uma melhor correspondência

com os dados fornecidos por fabricantes de aerogeradores, minimizando discrepâncias entre a

curvas fornecidas nos manuais e a curvas obtidas.

Tabela 4.1 - Valores das constantes para aproximação das curvas de potência

c1 c2 c3 c4 c5 c6 c7 c8 c9

Referência 0,5 116,0 0,4 0,0 - 5,0 21,0 0,08 0,035

Velocidade

constante

0,44 125,0 0,0 0,0 0,0 6,94 16,5 0,0 -0,002

Velocidade

variável

0,73 151,0 0,58 0,002 2,14 13,2 18,4 -0,02 -0,003

As equações (4.7) e (4.8) conduzem a um conjunto de curvas de Cp – λ para distintos

valores de β, como se verifica na Figura 4.2.

Figura 4.2 – Coeficiente de potência, Cp, como função da taxa de velocidade de extremidade das

pás (“tip speed ratio”) λ, e do ângulo de pitch β.

Com base nas equações (4.7) e (4.8), a potência mecânica pode ser rescrita como:


%� = �� +,(4, :)��

� (()��*) (4.9)

Desta forma o binário Tm presente na equação do movimento (turbina/gerador) seria

expresso como:

N� = -.7O

= �� P5(=,Q)

= RS�� (4.10)

Sendo ωr a velocidade angular do gerador em rad-mec/s.

Nos aerogeradores de velocidade variável, quando ocorrem flutuações na velocidade de

vento, a velocidade de rotação do rotor da turbina eólica deve ser controlada de forma a

seguir o trajecto de maior potência possível (“Maximum Power Point Tracking”, na literatura

anglo-saxónica). Como a velocidade do vento precisa é bastante difícil de calcular, simplifica-

se o sistema calculando o ponto de potência mecânica máxima para cada velocidade

específica do vento, como representado na seguinte expressão:

%�TU = �� RS� V7�8

= 5�W

�+,_�, (4.11)

Onde ωt é a velocidade angular da turbina eólica, λopt e Cp_opt são os valores óptimos de

velocidade das pás e do coeficiente de potência, respectivamente, obtendo-se assim a

característica do ‘Maximum Power Point’, representada na Figura 4.3, da turbina a ser

utilizada. Analisando a equação (4.11), é possível verificar que a potência máxima gerada é

proporcional ao cubo da velocidade de rotação.


Figura 4.3 – Característica do “Maximum Power Point”

Tendo em conta a modelização efectuada, descreve-se de seguida a forma de controlo

utilizada neste trabalho para a turbina eólica.

4.2.2 - Controlo da turbina eólica

O controlo da potência em turbinas eólicas define-se a partir das características de

construção, das características aerodinâmicas e de aspectos de protecção relacionados com o

comportamento do conjunto turbina/gerador.

As turbinas eólicas são projectadas para transferirem aos geradores eléctricos a energia

mecânica que é retirada da velocidade do vento, adoptando princípios de simplicidade e

robustez. Para o funcionamento da turbina é definido um valor máximo de potência que esta

deve transmitir ao conversor. Este valor de potência torna-se assim um valor de referência

que, caso seja ultrapassado, é activado o controlo de pitch de forma a limitar a velocidade

rotacional da turbina eólica.

Na literatura especializada existem várias arquitecturas de controlo de pitch para os

aerogeradores de velocidade variável, baseando-se todas elas na equação 4.11. Em turbinas

com controlo tipo pitch, o controlador electrónico verifica a potência de saída da turbina a

uma determinada cadência. Quando a potência de saída se torna muito elevada é enviada

uma ordem para o mecanismo de controlo de pitch para alterar o ângulo de ataque da pá


relativamente à direcção do vento, como mostrado na Figura 4.4. Inversamente, as pás são

movidas de volta à posição anterior sempre que haja uma queda de produção. Neste tipo de

controlo recorre-se a sofisticados mecanismos hidráulicos e electrónicos para moverem as pás

em torno dos seus eixos longitudinais.

Figura 4.4 – Interacção das forças resultantes da actuação directa do vento com a turbina

Para se fazer o controlo de potência a entregar ao gerador eléctrico, recorre-se ao cálculo

da potência mecânica produzida pela turbina eólica a partir do valor da velocidade do vento.

Esta potência é portanto obtida a partir da equação 4.11 tendo como base a curva

característica representada pela Figura 4.3.

Conforme é discutido em [25], é possível adoptar um controlo genérico para a orientação

das pás. Este sistema de controlo pode ser definido como ilustrado na Figura 4.5.

Figura 4.5 – Esquema genérico para o controlo de pitch

O valor Y na Figura 4.5, pode ser [25]:

• Uma variável eléctrica. Por exemplo a potência eléctrica do gerador.

• Uma variável mecânica. Por exemplo a velocidade mecânica referida ou não

às grandezas do gerador eléctrico.

• Uma combinação entre variáveis eléctricas e mecânicas.


Contudo, a variação de βref depende do modo de controlo, ou seja:

• No caso de controlo de pitch, βref varia entre βmax a βmin, sendo em geral

βmax=0 e βmin=90.

• No caso de controlo de stall-activo, βref varia entre βmax=0 e βmin=-6.

Os valores limite do ângulo de pitch estabelecem os diferentes modos de controlo. Para

realizar o controlo pretendido os valores deste terão que estar no limite pré-definido.

Como este trabalho tem como objectivo a sobrevivência por parte do aerogerador a

afundamentos de tensão e sua injecção de potência reactiva na rede, é possível dizer que o

controlo da turbina eólica não é muito significativo para alcançar este objectivo. Assim, por

uma questão de simplificação, neste trabalho não foi usado o controlo genérico da turbina

eólica. De forma a minimizar os cálculos a realizar e a simplificar a implementação do modelo

de controlo no Simulink, foi criado um método de controlo diferente e menos complexo,

representado na Figura 4.6, e que explora a característica de máxima extracção de potência

apresentada anteriormente na Figura 4.3.

Figura 4.6 – Arquitectura de controlo utilizada para realizar o controlo de pitch

Tendo como base a curva obtida na Figura 4.3, é possível simplificar este controlo.

Partindo de uma variação da velocidade do vento, este sistema vai determinar sempre o

ponto máximo de potência para todas as velocidades do vento, limitando essa potência em

caso de necessidade, emulando assim o controlo de pitch. A variável Vvento fornece à Lookup

Table 1 a velocidade do vento, com valores situados entre 0 e 13 m/s. Não há a necessidade

de aumentar este intervalo de valores tendo em conta o facto de que o controlo de

velocidade máxima actua um pouco antes da velocidade do vento atingir os 12 m/s. De

seguida a Lookup Table 1 fornece à Lookup Table 2 a velocidade de rotação da turbina em

p.u. Os valores desta velocidade estão em conformidade com o indicado na Figura 4.3. Por

sua vez a Lookup Table 2 vai comparar os valores da velocidade de rotação da turbina com os

Modelo dinâmico do gerador de ímanes permanentes 53

valores já pré-definidos da potência mecânica e definir assim um valor para esta dependendo

da velocidade de rotação.

Desta forma é possível obter os valores da curva de ‘Maximum Power Point’ sem utilizar

valores para o ângulo de pitch, simplificando assim o sistema. Para fazer com que o binário

entregue à máquina síncrona seja o binário pretendido (de acordo com as necessidades

desta), a potência mecânica obtida na Lookup Table 2 é dividida pela velocidade de rotação

da máquina síncrona ωr como demonstrado na equação 4.10, fazendo assim com que o

controlo de pitch esteja completo. O binário obtido por este cálculo é então entregue à

máquina.

4.3 - Modelo dinâmico do gerador de ímanes permanentes

Os modelos de máquinas síncronas utilizados na análise de sistemas de potência são

normalmente baseados na suposição que a distribuição do fluxo de magnetização do rotor é

sinusoidal. Partindo deste pressuposto, o fluxo pode ser inteiramente descrito como um

vector sendo assim possível definir a tensão interna induzida no estator pelos ímanes

permanentes pela seguinte equação:

� = Y. [\ . ]-^ = Y. 2R`. ]-^ (4.12)

Sendo:

• E – tensão de excitação;

• ωr – velocidade de rotação eléctrica do gerador;

• ψPM – fluxo fornecido pelos ímanes permanentes do rotor;

• f – frequência eléctrica.

As equações de um gerador síncrono de ímanes permanentes podem ser definidas

partindo directamente das equações de um gerador síncrono excitado, sendo estas

simplificadas pelo facto do gerador de ímanes permanentes não ter enrolamentos

amortecedores [28]. As equações de tensão do gerador, expressas no referencial d-q, podem

ser expressas da seguinte forma:

�a& = Saba& − c[\debae + d&

&Gg/&�

(4.13)

�ae = Sabae + c[\d&ba& + de&Ggh

&�+ c[\]-^ (4.14)

Modelo dinâmico do gerador de ímanes permanentes 54

Sendo o fluxo no estator:

]a& = d&ba& + ]-^ (4.15)

]ae = debae (4.16)

Onde:

• usd – componente d (do referencial d-q) da tensão terminal no estator;

• usq – componente q (do referencial d-q) da tensão terminal no estator;

• isd – componente d (do referencial d-q) da corrente no estator;

• isq – componente q (do referencial d-q) da corrente no estator;

• Ld – componente d (do referencial d-q) da indutância no estator;

• Lq – componente q (do referencial d-q) da indutância no estator;

• p - número de pares de pólos.

O binário eléctrico do gerador pode ser expresso por [29]:

N� = �� cijd& − dekba&bae + ]-^bael (4.17)

Sendo o gerador síncrono de ímanes permanentes uma maquina de rotor bobinado, é

possível afirmar que Ld=Lq é uma aproximação bastante razoável para este tipo de gerador

[30]. Então é possível definir o binário eléctrico como resultante do fluxo dos ímanes

permanentes e da componente q da corrente do estator:

N� = �� c. ]-^bae (4.18)

A equação mecânica do binário tem que ter em conta a inércia e a fricção do gerador de

velocidade variável e da turbina:

N� − N� = � &7& + m[\ (4.19)

Sendo:

• Tm – binário mecânico da turbina (N.m);

• J – momento de inércia (Kg.m2);

• F – fricção.

As potencias activa e reactiva do produzidas pelo gerador são definidas por:

Conversor do lado do gerador 55

% = �

� i�a&ba& + �aebael (4.20)

n = �� i�aeba& + �a&bael (4.21)

Como o gerador está ligado à rede através de um conversor, a potência reactiva produzida

por este será apenas transmitida ao conversor do lado da maquina e nunca à rede. Devido ao

facto do gerador síncrono de ímanes permanentes não ter enrolamentos de campo, em caso

de mudança de carga o gerador não tem a capacidade de contribuir para o amortecimento de

transitórios de corrente. Não existindo enrolamentos de campo ou de amortecimento neste

tipo de gerador, não podem ser definidas reactâncias transitórias ou sub-transitórias.

o& = o′& = o′′&

oe = o′e = o′′e

Onde:

• xd - Reactância síncrona;

• x’d - Reactância transitória;

• x’’d Reactância sub-transitória.

Tendo em conta as equações definidas nesta secção, tornam-se possíveis as definições das

malhas de controlo para sintetizarem as tensões de eixo directo e de quadratura a serem

injectadas no rotor e a impor pelo conversor, definindo-o como uma fonte de tensão

controlada.

4.4 - Conversor do lado do gerador

Para se evitar trabalhar com soluções baseadas em controlo não lineares multivariável,

optou-se por explorar controladores do tipo PI, cujos ganhos são ajustados por tentativa erro

até propiciarem a resposta desejada. O modelo de controlo do conversor do lado do gerador

foi adoptado de [31]. Este conversor é responsável por controlar a velocidade do gerador

síncrono de ímanes permanentes. Um diagrama de blocos do controlo do conversor do lado o

gerador é apresentado na Figura 4.7.

Conversor do lado da rede 56

Figura 4.7 – Controlo do conversor do lado do gerador

Para cada valor da velocidade do vento existe uma velocidade de rotação angular óptima

para a turbina eólica. Esta velocidade, neste sistema de controlo, funciona como um valor de

referência para o valor de rotação angular do gerador. Comparando estes dois valores é

gerado um erro que é usado para gerar uma corrente de referência iq, que após passar por um

controlador PI regula uma tensão vq e posteriormente a velocidade angular da máquina. De

forma a assegurar um factor de potência unitário, a potência reactiva de saída Q é comparada

com um valor de referência igual a zero, gerando assim um erro que após passar por um

controlador PI regula uma corrente id. Essa corrente, por sua vez, é inserida num outro

controlador gerando assim uma tensão vd.

4.5 - Conversor do lado da rede

A Figura 4.8 representa a arquitectura de controlo do conversor do lado da rede sem as

funcionalidades de controlo que permitem a sobrevivência a cavas de tensão e injecção de

corrente reactiva. O controlo do conversor do lado da rede é implementado como uma fonte

de tensão controlada por corrente, como representado na Figura 4.8. As variações de

potência existentes na ligação CC induzem um erro na sua tensão, que é corrigido pelo

controlador PI que regula a corrente activa, cujo funcionamento é explicado mais à frente.

Por sua vez, a amplitude da corrente reactiva é regulada pelo controlador de corrente

reactiva, partindo da potência e da tensão injectada na rede eléctrica. Como é possível

observar na Figura 4.8, este sistema de inversão é constituído por dois loops em cascata. O

loop de dentro regula a tensão interna do inversor (v*) de maneira a que esta vá de encontro

com uma corrente de referência pretendida (iref).

Conversor do lado da rede 57

Figura 4.8 – Controlo do conversor do lado da rede (sem as funcionalidades de controlo desenvolvidas)

4.5.1 - Modelização do condensador da ligação CC

Para além de controlar o fluxo de potência activa e reactiva injectada na rede, este

conversor é também responsável pelo controlo da tensão no barramento CC. Desprezando as

perdas, o valor da potência (Pc) no condensador existente no barramento CC pode ser definido

como a diferença entre a potência recebida da turbina eólica (PTE) e a potência que entra no

conversor do lado da rede (Pinv), como representado na Figura 4.9.

%� = %q' − %��_\�&� (4.22)

Figura 4.9 – Potência no condensador da ligação CC

A potência entregue pelo condensador pode também ser descrita por:

%P = rPP × tPP (4.23)

Funcionalidades para dotar o sistema de capacidade de sobrevivência a cavas de tensão 58

onde UCC representa a tensão da ligação CC e ICC a corrente no condensador. A tensão no

barramento CC pode então ser definida por:

rPP = �P u tPPv� (4.24)

sendo C o valor do condensador da ligação CC. Combinando as equações (4.23) e (4.24) e

utilizando a transformada de Laplace, a dinâmica da ligação CC pode ser modelizada como

demonstra a Figura 4.10.

Figura 4.10 – Modelo dinâmico da ligação CC

4.6 - Funcionalidades para dotar o sistema de capacidade de sobrevivência a cavas de tensão

Como já foi previamente explicado, a estratégia de controlo que vai permitir ao

aerogerador manter-se ligado à rede durante uma cava de tensão e injectar corrente reactiva

na rede, contribuindo para o suporte da tensão desta, vai ter lugar no conversor do lado da

rede, preenchendo assim dois dos requisitos dos códigos de rede relativos à produção e

integração de energia eólica na rede. O controlo da tensão no barramento CC e a capacidade

de sobrevivência a cavas de tensão são duas funcionalidades do conversor que estão ligadas

entre si, na medida em que a capacidade de sobrevivência a cavas de tensão só é possível se

a tensão existente no condensador da ligação CC não atingir valores muito elevados.

Devido à rápida resposta dos conversores electrónicos de potência, estes podem ser

modelizados como uma fonte de tensão controlada por corrente. A amplitude e a fase da

tensão aos terminais do inversor serão controladas de acordo com as estratégias de controlo

previamente referidas. A tensão no barramento CC, portanto aos terminais do condensador,

apresenta normalmente um ripple associado à frequência de comutação do conversor. No

entanto, é usual considerar que o condensador apresenta uma capacidade suficientemente

elevada para que a tensão seja considerada constante.


É, no entanto, necessário assinalar que, quando se realiza uma análise do comportamento

dinâmico de um sistema de produção eólica, os conversores são modelizados de acordo com

as suas funções de controlo, desprezando os detalhes da comutação, os harmónicos existentes

e as perdas no conversor. Este é um procedimento geral adoptado por vários autores quando

os estudos a realizar focam o comportamento dinâmico dos sistemas com impacto ao nível da

rede eléctrica [31], [32] e [33].

4.6.1 - Controlo da tensão no barramento CC

Na sequência de um curto-circuito, é impossível ao aerogerador escoar toda a potência

activa produzida para a rede eléctrica. Esta situação vai causar um aumento da tensão no seu

barramento CC, aumento esse que pode mesmo causar danos físicos neste.

Para que o aerogerador tenha a capacidade de sobrevivência a cavas de tensão é

necessário que a tensão na ligação CC do seu conversor não ultrapasse um certo limite de

modo a assegurar a integridade física dos conversores. Como os fenómenos transitórios

rápidos associados aos dispositivos de comutação não são considerados, a funcionalidade de

controlo adoptada tem como objectivo controlar a tensão no barramento CC através da

dissipação de potência no chopper. O algoritmo implementado encontra-se representado na

Figura 4.11.

Figura 4.11 – Funcionalidade de controlo para a sobrevivência a cavas de tensão

O princípio subjacente à funcionalidade de controlo da tensão no barramento CC assume

que esta pode assumir valores superiores aos registados em funcionamento normal, em

resultado de limitações de injecção de potência activa na rede na sequência da ocorrência da

cava de tensão. Nesta situação, a tensão no barramento CC é comparada com a tensão de

referência, a tensão máxima admitida durante a perturbação, UCC_ref, sendo o erro fornecido

ao controlador PI-1 que determina uma referência de corrente activa utilizada para calcular a

potência a dissipar no chopper. Para definir o limite máximo da tensão no barramento CC é


usado um interruptor com dois estados dependentes da tensão UCC. No caso de a tensão ser

inferior ao limite máximo, este interruptor bloqueia a passagem da corrente regulada pelo

controlador PI-1, assumindo que a potência a dissipar é nula. Esta situação verifica-se em

funcionamento normal. No caso de a tensão no barramento CC ultrapassar o limite máximo, o

interruptor permite a passagem da corrente regulada que será utilizada para calcular a

potência dissipada no chopper que será subtraída à potência produzida pela turbina eólica,

permitindo manter a tensão no barramento CC no seu limite máximo.

4.6.2 - Funcionalidades de controlo para injecção de corrente na rede eléctrica

A injecção de corrente na rede eléctrica é limitada pelas características do próprio

conversor. As funcionalidades a desenvolver para o controlo das correntes activa e reactiva

serão dependentes da corrente limite permitida, tal como representado na Figura 4.12.

Figura 4.12 – Diagrama das correntes

Para além do controlo da tensão no barramento CC, é necessário definir um conjunto de

funcionalidades de controlo adicionais de modo a controlar a injecção de corrente reactiva.

Dependendo do estado de funcionamento da rede eléctrica, a relação entre as correntes

activa e reactiva injectadas na rede varia de acordo com as especificações do código de rede

mostradas no Capitulo 3. Esta relação é então parametrizada por uma variável de controlo

alfa (α). À medida que o valor desta variável aumenta, a corrente reactiva injectada aumenta

relativamente ao valor da corrente activa. De modo a não ultrapassar o limite máximo de

corrente, Imax, o aumento da corrente reactiva implica uma diminuição da corrente activa.

Desta forma, é possível controlar os níveis de corrente activa e reactiva que são

injectados na rede, utilizando as seguintes equações:


tT� = t�TU × cos(z) (4.25)

t\�T� = t�TU × sin(z) (4.26)

Assim, à arquitectura de controlo inicial, apresentada na Figura 4.8, é necessário juntar

as funcionalidades de controlo das correntes, tal como se verifica na Figura 4.13. O primeiro

bloco regula a corrente reactiva, que está dependente de um sinal de defeito Ydef, da tensão

na rede e da potência reactiva produzida. O segundo bloco, que controla a magnitude da

corrente activa, está dependente também do sinal de defeito Ydef e da tensão existente no

barramento CC.

Figura 4.13 – Controlo do conversor do lado da rede

4.6.3 - Funcionalidades de controlo para injecção de corrente reactiva na rede eléctrica

O esquema de controlo correspondente à funcionalidade de controlo da corrente reactiva

a injectar na rede encontra-se apresentado na figura 4.14, retratando o funcionamento do

sistema em modo normal e durante a ocorrência de cavas de tensão.


Figura 4.14 – Esquema de controlo da amplitude da corrente reactiva

Esta funcionalidade de controlo é constituída por duas malhas, sendo a malha superior

responsável pelo controlo da corrente reactiva numa situação de funcionamento em modo

normal e a malha inferior responsável pelo controlo da corrente reactiva numa situação de

defeito. O interruptor existente no final da malha (interruptor-4) selecciona uma das malhas

em função da variável de estado responsável pela detecção de situações de defeito na rede,

Ydef.

A malha superior é a responsável por fornecer, em funcionamento normal, a referência de

corrente reactiva que condiciona a potência reactiva injectada na rede. Esta pode ser

determinada com base no factor de potência desejado para o funcionamento da máquina ou,

em alternativa, com base numa estratégia de controlo da tensão terminal da máquina. O

interruptor-1 tem a função de seleccionar, em situação de defeito, a constante K1 que

assume o valor zero. Em caso de funcionamento normal da rede, o interruptor selecciona o

valor do erro da potência reactiva que será corrigido por um controlador PI. Este controlador

fornece uma referência de corrente reactiva cujos limites são impostos pelo limitador

existente nesta malha (lim-1).

A malha inferior controla a referência de corrente reactiva a injectar na rede em caso de

defeito. Numa situação de funcionamento normal, o primeiro interruptor desta malha

(interruptor-2) selecciona a constante K3 com um valor igual a zero. Numa situação de

defeito, este controlador injecta na rede a corrente reactiva necessária ao suporte de tensão

e cujo limite é especificado através do parâmetro alfa. Durante a situação de defeito o erro

da tensão é gerado utilizando uma variável K2 de valor igual a um, correspondente à

referência da tensão em caso de defeito. Este erro é corrigido pelo controlador PI-2 que

fornece a referência da amplitude da corrente reactiva. O limitador nesta malha tem a

função de limitar esta corrente de acordo com a equação (4.26). À medida que o valor de alfa

aumenta, o mesmo acontece ao valor da amplitude da corrente reactiva e,

consequentemente, ao valor da potência reactiva injectada. Um segundo interruptor nesta


malha (interruptor-3) é usado para seleccionar, de acordo com o funcionamento da rede, o

valor da referência da corrente reactiva ou então o valor da constante K4 igual a zero.

Finalmente, o interruptor 4 selecciona a amplitude de corrente reactiva proveniente da

malha de controlo correspondente ao modo de funcionamento do sistema (normal ou em

situação de defeito) de acordo com o valor da variável de estado que detecta a ocorrência de

defeitos na rede.

4.6.4 - Funcionalidades de controlo para injecção de corrente activa na rede eléctrica

Tal como se pode observar na figura 4.13, para além do controlo da corrente reactiva

injectada na rede na sequência da ocorrência de cavas de tensão, foram também integradas

as funcionalidades de controlo da corrente activa representadas na Figura 4.15.

A escolha do parâmetro alfa tem implicações directas ao nível da corrente activa

injectada na rede pelo conversor durante o defeito e consequente sobre a tensão no

barramento CC. Assim, dependendo do estado de funcionamento da rede, o erro da tensão no

barramento CC será corrigido por um de dois controladores PI, resultando em duas malhas de

controlo diferentes. Cada uma destas malhas fornece uma referência de corrente activa

relacionada com o modo de funcionamento do conversor (normal ou na sequência de um

defeito), referência essa que será seleccionada em função da variável de estado do sistema,

Ydef, pelo interruptor 3. A variável de estado Ydef, traduz o modo de funcionamento do

sistema correspondente à detecção de situações de defeito, tomando o valor zero em

funcionamento normal e o valor um em caso de defeito.

Figura 4.15 – Funcionalidade de controlo da corrente activa

Conclusão 64

A malha de controlo superior controla a corrente activa em situação de funcionamento

normal da rede. O interruptor existente nesta malha, em caso de defeito, selecciona como

entrada o valor de uma constante K1 igual a zero, sendo portanto zero o valor da referência

da corrente activa fornecida por esta malha de controlo. Durante um funcionamento normal

da rede, este interruptor selecciona o valor do erro da tensão no barramento CC que é

utilizado pelo controlador PI-1 para determinar a referência de corrente activa. O valor desta

referência é limitado pelo limitador (lim-1) existente na malha que define o valor máximo e

mínimo que esta pode assumir em funcionamento normal da rede.

Por sua vez, a malha de controlo inferior controla a corrente activa em situação de

defeito na rede eléctrica. Numa situação de funcionamento normal da rede, o interruptor

existente nesta malha selecciona como entrada a constante K2 com um valor igual a zero,

pelo que a referência de corrente activa é nula. No caso de existir um defeito na rede, o

interruptor selecciona o valor do erro da tensão no barramento CC. Este erro é corrigido pelo

controlador PI-2 que fornece assim uma referência de corrente activa que, por sua vez, é

limitada pelo limitador (lim-2). Os limites mínimo e máximo são calculados com base na

equação (4.25) considerando um valor de alfa pré-definido. À medida que o valor de alfa

assume valores mais altos, o valor da corrente activa injectada na rede, numa situação de

defeito, diminui, e vice-versa, de modo a não ultrapassar o limite máximo de corrente.

Finalmente, a saída do interruptor existente no final deste sistema de controlo (interruptor-

3) permite seleccionar a malha que controla a corrente activa a injectar na rede.

4.7 - Conclusão

Neste capítulo foi apresentada a arquitectura de controlo do aerogerador de velocidade

variável baseado na máquina síncrona de ímanes permanentes. O primeiro sistema de

controlo apresentado, o controlo da turbina eólica, é, como já foi referido, um controlo

bastante simplificado mas que cumpre na plenitude as funções pré-definidas na modelização,

sendo o valor potência mecânica gerada por esta o mais importante. Os sistemas de controlo

do gerador síncrono de ímanes permanentes e do conversor do lado do gerador foram também

definidos, assegurando assim a operação do sistema no ponto de funcionamento

correspondente à extracção da potência máxima em função da velocidade de vento.

Tendo em vista o cumprimento dos requisitos referenciados em diversos códigos de rede e

que dizem respeito à sobrevivência a cavas de tensão foram propostas funcionalidades de

controlo que asseguram o funcionamento do sistema de conversão de energia eólica durante

situações de defeito.

Conclusão 65

O desempenho destas funcionalidades de controlo será avaliado no capítulo seguinte

através de simulação computacional utilizando uma rede de teste.

66

Capítulo 5

Resultados

Neste capítulo pretende-se avaliar, através de simulações dinâmicas, o desempenho do

modelo do sistema de conversão de energia eólica baseado na máquina síncrona de ímanes

permanentes, o qual foi apresentado no capítulo anterior, focando principalmente o

comportamento dinâmico na sequência da ocorrência de defeitos na rede. Para tal foi

considerada uma rede teste, a qual foi implementada em ambiente Matlab/Simulink.

Assim, na secção 5.1 é apresentada a rede de teste utilizada para simular o

comportamento do sistema de conversão de energia eólica. Os resultados obtidos,

considerando a resposta do sistema a variações de velocidade de vento, ou seja, em

funcionamento normal, são apresentados e discutidos na secção 5.2 e, posteriormente, na

secção 5.3, são apresentados e discutidos os resultados correspondentes à avaliação da

capacidade de sobrevivência a cavas de tensão provocadas pela ocorrência de um curto-

circuito na rede a montante tendo em conta o cumprimento dos requisitos impostos pelos

principais códigos de rede. Por fim, na secção 5.4 são apresentadas as principais conclusões

deste capítulo.

5.1 - Esquema da rede eléctrica

A rede eléctrica utilizada é apresentada na Figura 5.1 através do esquema unifilar

correspondente.

Esquema da rede eléctrica 67

Figura 5.1 – Esquema unifilar da rede teste

Esta rede inclui dois aerogeradores de velocidade variável equipados com máquinas

síncronas de ímanes permanentes de 5 MW cada, representadas através do modelo descrito no

capítulo 4. A característica de “maximum power point tracking” adoptada encontra-se

apresentada na Figura 5.2.


Os parâmetros utilizados nesse modelo encontram-se apresentados em anexo juntamente

com os dados da rede. Trata-se de uma rede simples que permite realizar os estudos

pretendidos em regime dinâmico com um esforço computacional aceitável. É de realçar que a

inclusão de mais aerogeradores aumenta de forma significativa a complexidade do sistema e

consequentemente os tempos de simulação, o que pode facilmente inviabilizar a realização

dos estudos pretendidos.

Esquema da rede eléctrica 68

De modo a avaliar o desempenho dos aerogeradores e, em particular, das funcionalidades

de controlo propostas, perante a ocorrência de cavas de tensão foi simulado um curto-circuito

trifásico simétrico na rede com a duração de 250 ms. O impacto da resposta do sistema de

conversão de energia eólica foi analisado ao nível do barramento terminal das máquinas, na

rede de 1,25 kV, e ao nível do barramento correspondente ao ponto de interligação destas

com a rede (barramento de 60 kV do transformador 15/60 kV).

Na Figura 5.3 está representada a implementação em Simulink do sistema de controlo

utilizado no conversor do lado do gerador. Este é, tal como já foi referido, responsável por

controlar a velocidade do gerador síncrono de ímanes permanentes e consequente produção

de potência.

Figura 5.3 – Implementação no Simulink do sistema de controlo do conversor do lado do gerador

Para o controlo do conversor do lado da rede foi utilizado o diagrama apresentado na

Figura 5.4. Como já referido no capítulo 4, este sistema de controlo permite ao aerogerador

manter-se ligado à rede durante uma cava de tensão e injectar corrente reactiva na rede,

contribuindo assim para o suporte da tensão desta. Este é constituído por três blocos

principais, o bloco de controlo da tensão no barramento CC, o bloco de controlo da

magnitude na corrente activa e o bloco de controlo da magnitude da corrente reactiva.

Avaliação do comportamento do aerogerador em funcionamento normal 69

Figura 5.4 – Implementação no Simulink do sistema de controlo do conversor do lado da rede

5.2 - Avaliação do comportamento do aerogerador em funcionamento normal

Nesta secção será analisado o comportamento do sistema de conversão de energia eólica

na sequência de uma variação na velocidade de vento.

Tal como referido anteriormente, no capítulo 4, o sistema de controlo do conversor do

lado máquina é responsável por controlar a velocidade do gerador de modo a operar o sistema

à velocidade que permite a extracção da potência máxima em função do regime de vento, ou

seja, segundo a trajectória correspondente ao seguimento do ponto de potência máxima

apresentada na Figura 5.5.



Assim, para avaliar o princípio de funcionamento dos aerogeradores segundo o conceito de

velocidade variável, foi simulada uma variação da velocidade de vento de 7 m/s para 11 m/s

de acordo com a função apresentada na Figura 5.6. Esta variação da velocidade de vento tem

como objectivo demonstrar que o aerogerador tem capacidade de operar com a máxima

eficiência aerodinâmica para diferentes regimes de vento.

Figura 5.6 – Variação da velocidade de vento


A Figura 5.7 apresenta o comportamento da velocidade do rotor do gerador síncrono de

ímanes permanentes.

Figura 5.7 – Velocidade do rotor do gerador síncrono de ímanes permanentes

Tal como se pode observar na Figura 5.7, na sequência da variação da velocidade do

vento, a velocidade do rotor segue a velocidade de referência dada pela característica de

“Maximum Power Point Tracking” adoptada. Para uma velocidade de vento de 7 m/s a

velocidade do rotor toma o valor de 0,6 p.u., enquanto que para a velocidade de vento de 11

m/s a velocidade do rotor toma um valor próximo de 0,95 p.u, tal como definido na Figura

5.5. Este facto demonstra a capacidade do aerogerador operar num ponto de funcionamento

correspondente à extracção da potência máxima para diferentes regimes de vento. O


comportamento da potência activa gerada e injectada na rede encontra-se apresentado na

Figura 5.8.

Figura 5.8 – Potência activa à saída do conversor do lado do gerador

As Figuras 5.9 e 5.10 representam a potência mecânica produzida pela turbina eólica e o

binário correspondente que acciona o gerador síncrono de ímanes permanentes,

respectivamente.

Figura 5.9 – Potência mecânica gerada pela turbina eólica

Simulação da capacidade de sobrevivência a cavas de tensão 73

Figura 5.10 – Binário mecânico que acciona o gerador síncrono de ímanes permanentes

5.3 - Simulação da capacidade de sobrevivência a cavas de tensão

A estabilidade de um sistema de energia eléctrica pode definir-se, em termos gerais,

como a sua capacidade de regressar a um regime de funcionamento estacionário, após ter

sido sujeito a uma perturbação. Tal como referido anteriormente, na secção 5.1, de modo a

avaliar a capacidade de sobrevivência a cavas de tensão foi simulado um curto-circuito

trifásico simétrico com uma duração de 250 ms na linha de 220 kV da rede teste apresentada.

Na sequência deste defeito a resposta do sistema de conversão eólico baseado no gerador

síncrono de velocidade variável foi avaliada ao nível do comportamento da tensão no

barramento CC e ao nível da corrente reactiva injectada durante o defeito de modo a

fornecer suporte de tensão de acordo com os requisitos dos códigos de rede. Para este efeito

foram considerados diferentes valores para a corrente reactiva injectada durante o defeito,

parametrizados através do parâmetro alfa (de acordo com as equações 4.25 e 4.26

apresentadas no capítulo 4).

Em resultado do abaixamento da tensão terminal do conversor durante uma cava de

tensão, há, tal como já foi referido, uma limitação na potência activa que pode ser evacuada

pelo conversor do lado da rede. Torna-se então necessário efectuar o controlo da tensão no

barramento CC tendo-se assumido o limite de 2600 V para o modo de funcionamento em

situação de defeito. Em funcionamento normal a tensão no barramento CC é controlada para

um valor de referência constante de 2300 V. Na Figura 5.11 está representado o

comportamento da tensão no barramento CC durante a ocorrência do defeito na rede.


Figura 5.11 – Comportamento da tensão no barramento CC

É possível verificar que no momento do defeito, aos 5 segundos, a tensão na ligação CC

apresenta uma subida súbita devido à redução da potência activa injectada na rede em

resultado da cava de tensão provocada pelo defeito, tal como se pode verificar na Figura

5.12. Após transitório inicial, a tensão no barramento CC acaba por estabilizar no limite

máximo definido (2600 V) e após a eliminação do defeito retoma o valor de referência em

condições normais (2300 V).

Nas figuras seguintes é apresentado o comportamento das potências activa e reactiva, da

tensão terminal do aerogerador e do valor eficaz da corrente injectada para diferentes

valores do parâmetro alfa: α=50, α=60 e α=70.


Figura 5.12 – Comportamento das grandezas eléctricas aos terminais do aerogerador para α=50



Como é possível verificar, antes da ocorrência do curto-circuito o aerogerador estava em

funcionamento normal, fornecendo à rede uma potência activa de 4 MW com uma tangente

de phi de 0,2. Após o inicio do defeito, a potência activa tem uma queda súbita, resultado da

queda de tensão na rede. De modo a fornecer suporte de tensão verificou-se um aumento da

potência reactiva durante o curto-circuito, que aumenta com o aumento do parâmetro alfa.

Em resultado do limite de corrente (5000 A, valor de pico) e face à cava de tensão verificada,

é possível verificar que o aumento do parâmetro alfa introduz limitações crescentes à

injecção de potência activa na rede. Quanto à injecção de potência reactiva, verifica-se o

comportamento oposto, como se pode observar na Figura 5.15.


Figura 5.15 – Comparação do comportamento das potências activa e reactiva injectadas na rede para

diferentes valores de α

Em consequência da variação do parâmetro alfa e da correspondente variação da corrente

reactiva injectada na rede a tensão terminal do aerogerador apresenta o comportamento

ilustrado na Figura 5.16.


Figura 5.16 – Comparação do comportamento das tensões terminais do aerogerador para diferentes

valores de α

A generalidade dos códigos de rede refere a verificação da capacidade de sobrevivência a

cavas de tensão ao nível do ponto de ligação do parque eólico à rede, tal como referido

anteriormente. De modo a atender a este requisito é ilustrado nas figuras seguintes o

comportamento das potências injectadas, perfil de tensão e corrente reactiva injectada na

rede.


Figura 5.17 – Comparação do comportamento das potências activa e reactiva injectadas pelo parque

eólico no ponto de ligação à rede para diferentes valores de α


Figura 5.18 – Comparação do comportamento das tensões no ponto de ligação do parque eólico à rede

para diferentes valores de α

À medida que se analisa o perfil de tensões na rede de teste verifica-se que o efeito do

suporte de tensão é mais reduzido para os pontos da rede associados a níveis mais elevados

de tensão, tal como é o caso do comportamento da tensão apresentado na Figura 5.18,

respeitante a um barramento de 60 kV. Isto deve-se essencialmente à reduzida capacidade

instalada no parque eólico, bem como ao aumento da potência de curto-circuito deste o nível

do aerogerador até ao ponto de ligação do parque eólico à rede. No entanto, ao nível do

aerogerador, a injecção de corrente reactiva apresenta uma importante contribuição para

efectuar suporte de tensão. Este facto representa uma contribuição importante na operação

da rede em situações de defeito, na medida em que pode evitar a saída de serviço dos

aerogeradores pelas protecções de mínimo de tensão em resultado de cavas muito acentuadas

de tensão.

Finalmente, e no que diz respeito à corrente reactiva a injectar pelo parque eólico no

ponto de ligação à rede, apresenta-se na figura seguinte a evolução do seu comportamento

para diferentes valores do parâmetro alfa, relativamente ao valor da corrente pré-defeito.

Conclusões 82

Figura 5.19 – Comportamento da corrente reactiva injectada na rede relativamente à corrente pré-

defeito para diferentes valores de alfa

Os resultados apresentados permitem verificar a importância da possibilidade da

parametrização do modelo desenvolvido (em termos do parâmetro alfa) para que este possa

ser adaptado às características particulares da rede onde é integrado e de modo a satisfazer

de forma adequada os requisitos impostos pelos códigos de rede.

5.4 - Conclusões

Neste capítulo foi efectuada uma avaliação detalhada do comportam neto do sistema de

conversão de energia eólica baseado na máquina síncrona de velocidade variável (ímanes

permanentes) em funcionamento normal e em resposta a cavas de tensão. Os resultados

Conclusões 83

obtidos através da simulações computacional dos modelos implementados permite concluir

que o modelo desenvolvido apresenta um bom desempenho em resposta a variações de

velocidade de vento. Além disso, as funcionalidades de controlo desenvolvidas asseguram de

forma robusta a capacidade de sobrevivência a cavas de tensão e ilustram a possibilidade

desta máquina garantir o cumprimento dos requisitos mais exigentes impostos pelos códigos

de rede, nomeadamente no que se refere à injecção de corrente reactiva durante o defeito.

É ainda possível afirmar que os resultados obtidos comprovam que, partindo de uma

estratégia adequada de controlo, o aerogerador síncrono de ímanes permanentes pode ser

explorado de maneira eficaz e robusta contribuindo, indubitavelmente, para a melhoria da

gestão global do sistema eléctrico face a níveis de penetração cada vez maiores da

componente eólica nas redes de energia eléctrica.

84

Capítulo 6

Conclusões e Futuros desenvolvimentos

6.1 - Conclusões

Neste trabalho de dissertação procurou-se analisar o comportamento dinâmico da

máquina síncrona de velocidade variável (máquina de ímanes permanentes) integrada num

sistema de conversão de energia eólica e ligada à rede por intermédio de uma interface

baseada em electrónica de potência. O objectivo principal desta dissertação foi o de avaliar a

capacidade de sobrevivência a cavas de tensão desta topologia de aerogerador.

Com base nos estudos apresentados e discutidos ao longo do trabalho, apresentam-se de

seguida as principais conclusões:

• Identificação de um modelo matemático para representação do comportamento

dinâmico de um sistema de conversão de energia eólica baseado na máquina

síncrona de velocidade variável com conversor integral. Foi dada especial atenção

à modelização do gerador síncrono de ímanes permanentes bem como ao sistema

de conversão estático de energia (conversor do lado da máquina e conversor do

lado da rede);

• Identificação de funcionalidades de controlo adicionais de forma a dotar este

sistema de conversão de capacidade de sobrevivência a cavas de tensão. Para

esse efeito foi tido em consideração o controlo da tensão no barramento CC do

sistema de conversão estático de forma a permitir a continuidade do sistema em

serviço;

• Identificação de funcionalidades de controlo para dotar o sistema de conversão

eólico de capacidade de suporte de tensão à rede através da injecção de corrente

reactiva;

• Integração das funcionalidades de controlo num único modelo com possibilidade

de parametrização para efeitos da realização de diversos tipos de estudos de

integração de parques eólicos nas redes eléctricas.

Futuros desenvolvimentos 85

• Avaliação do comportamento do modelo desenvolvido numa rede de teste onde

foi possível validar a sua capacidade de cumprimento de requisitos estabelecidos

em diversos códigos de rede no que se refere à capacidade de sobrevivência a

cavas de tensão.

6.2 - Futuros desenvolvimentos

O trabalho apresentado na presente dissertação dispõe uma compreensão do

comportamento do aerogerador síncrono de velocidade variável ligado a uma rede eléctrica

bastante simples. Contudo, é necessário desenvolver este estudo de forma a aproximar a

pesquisa teórica a sistemas reais de geração eólica ligados a redes de distribuição mais

complexas. Assim, os futuros desenvolvimentos consistem em:

• A aplicação e desenvolvimento de novas técnicas de controlo, envolvendo

processos de optimização que permitam robustecer a resposta dos aerogeradores

perante situações de perturbação;

• Desenvolvimento de modelos que possam ser explorados por outras ferramentas

de simulação, permitindo diferentes estudos associados ao aerogerador síncrono

de ímanes permanentes, de modo a possibilitar a definição de soluções técnicas

adequadas que possam melhorar a capacidade de sobrevivência a cavas de tensão

por parte deste tipo de máquina.

86

Referências

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[32] F. Katiraei, M. Iravani, "Power management strategies for a microgrid with multiple distributed generation units", IEEE Transactions on Power Systems, vol. 21, no.4, November 2006.

[33] F. Katiraei, M. Iravani, and P. W. Lehn, "Microgrid autonomous operation during and subsequent to islanding process", IEEE Transactions on Power Delivery, vol. 20, no.1, January 2005.

[34] von Joanne A., Dai S., Zhang H., “A Multilevel Inverter Approach Providing DC-Link Balancing, Ride-Through Enhancement, and Common-Mode Voltage Elimination”, IEEE transactions on Industrial Electronics, Vol. 49, No 4., August 2002.

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Anexo A

Este anexo apresenta as características eléctricas da máquina síncrona de ímanes

permanentes utilizada na presente dissertação. Apresenta também os parâmetros da rede

teste utilizada nas simulações.

Tabela A.1 – Parâmetros da máquina síncrona de ímanes permanentes

Parâmetro

Resistência 0,002 (ohm)

Indutância (Ld) 0,0016 (H)

Indutância (Lq) 0,0011 (H)

Fluxo por pólo 8

Inércia 1,0686 x 107 (kg.m2)

Frequência 50 (Hz)

Número de pólos 150

Tabela A.2 – Parâmetros as linhas da rede de teste

Resistência (ohms) Indutância (H)

Z1 0,250 9,4 x 10-4

Z2 2,1 0,017

Z3 4,5 0,0802

Z4 4,5 0,0802

modelo matemático de um sistema de geração eólico...

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