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Sistema de Armazenamento e a sua Interação com a Rede

João Carlos Guilherme de Almeida

Dissertação para obtenção do Grau de Mestre em

Engenharia Electrotécnica e de Computadores

Orientadores: Profª. Doutora Sónia Maria Nunes dos Santos Paulo Ferreira Pinto

Prof. Doutor João José Esteves Santana

Júri Presidente: Prof. Doutor Rui Manuel Gameiro de Castro

Orientador: Profª. Doutora Sónia Maria Nunes dos Santos Paulo Ferreira Pinto

Vogais: Prof. Doutor Miguel Cabral Ferreira Chaves

Novembro de 2016

ii

Agradecimentos Aos meus orientadores, à Professora Sónia Pinto pela sua disponibilidade, sabedoria e paciência

ao longo de todo este trabalho, e ao Professor João Santana, pelo conhecimento proporcionado ao

longo do curso.

Aos meus colegas e amigos que me acompanharam neste percurso académico, em todas as

situações boas ou menos boas ao longo destes anos.

Aos meus amigos de infância que sempre me apoiaram e acreditaram em mim desde o início.

Aos meus pais e avós que me proporcionaram a oportunidade de ingressar no ensino superior e

me apoiaram em todos os momentos.

iii

Resumo A continuidade de serviço da rede de energia elétrica poderá não ser garantida na totalidade do

tempo devido a perturbações que podem ocorrer durante breves ou largos períodos, provocando

potenciais dificuldades no funcionamento de sistemas que podem ser considerados cargas críticas,

ou seja, que necessitam sempre de uma alimentação contínua e com a qualidade imposta pelos

padrões da norma. Assim, deverão existir sistemas que garantam fornecimento de energia a essas

cargas críticas durante os períodos de interrupção e/ou perturbação da rede.

Nesta dissertação propõe-se um Sistema de Armazenamento de Energia (SAE) com baterias de

iões de lítio, capaz de manter alimentada uma carga quando ocorrem perturbações na rede de

energia elétrica.

Numa primeira parte desta dissertação, apresenta-se o sistema de conversão de energia,

consistindo num inversor trifásico com capacidade de trânsito de energia bidirecional, e respetivo

comando. São também dimensionados os componentes de filtragem. Na fase seguinte efetua-se o

dimensionamento do sistema de armazenamento, especificando as características e configuração

das baterias necessárias. São dimensionados os controladores das correntes e tensões AC e DC e é

desenvolvido um programa Supervisor que define estados de operação, condições fronteira entre

esses estados, e estabelece as referências para as tensões e/ou correntes a controlar.

O sistema proposto é simulado e os resultados são analisados para várias condições de teste,

nomeadamente com a rede operacional, funcionamento em ilha, e transições entre estes estados de

funcionamento. São ainda simulados casos específicos de perturbações ao normal funcionamento da

rede, nomeadamente a ocorrência de cavas de tensão.

Dos resultados obtidos pode concluir-se que o sistema em estudo é adequado ao objetivo

proposto de manter em funcionamento a carga crítica durante o funcionamento em Modo Ilha do

sistema, ao longo de um período de 30 minutos. O sistema é capaz de gerar um sistema trifásico de

tensões (Grid Forming) garantindo os limites impostos pela norma EN 50160: 230V±10%, mesmo

para um desequilíbrio até 60% em uma das fases da carga. Para cargas equilibradas foi ainda

possível obter uma taxa de distorção harmónica da tensão muito inferior ao valor limite imposto pela

norma EN 50160, estando próximo de 1%. Durante a operação regular da rede elétrica, o sistema é

capaz de efetuar o carregamento das baterias.

Palavras chave: Sistema de Armazenamento de Energia, Modo Ilha, Grid Forming, Supervisor.

iv

Abstract The electrical grid continuity of supply may not be guaranteed all the time due to disturbances that

can occur during short or long intervals of time, causing problems in the operation of systems that can

be considered as critical loads. These loads require a continuous power supply with the quality

defined by international standards. For this reason, there should be systems able to guarantee the

continuity of supply during these periods when the grid is disturbed or out for service.

In this MSc Thesis, an Energy Storage System (ESS) using lithium batteries, and capable of

supplying a load under disturbed grid operating conditions is proposed.

First the energy conversion system consisting of a three-phase inverter with bidirectional power

flow capability is presented. Then, the energy storage system is designed, specifying the

characteristics and configuration of the batteries. The AC and DC current and voltage controllers are

designed and a Supervisor program is developed, that defines the system operation states, and

defines the boundary conditions between the system states, establishing the references for the

currents and voltages to control.

The proposed system is simulated and the results are analysed for several test conditions as

normal grid operating conditions, island operation and the transitions between these operating states.

Also, specific grid disturbance operating conditions are simulated as voltage sags, and the

performance of the ESS is evaluated.

From the obtained results, it can be concluded that in Island Operation Mode, the proposed

system is adequate to guarantee the supply of the critical load during 30 minutes. The ESS is capable

of generating a three phase system (Grid Forming), guaranteeing the limits defined by standard EN

50160: 230V±10%, even for an unbalance up to 60% in one of the load phases. Also, under balanced

operating conditions, the voltage Total Harmonic Distortion is around 1%, a value much lower than the

standard EN 50160 limit. During the regular operation of the grid, the ESS is capable of charging the

batteries.

Keywords: Energy Storage System, Island Mode operation, Grid forming, Supervisor.

v

Índice 1. Introdução .......................................................................................................... 1

1.1 Objetivos da dissertação ............................................................................................................ 3

1.2 Estrutura da dissertação ............................................................................................................. 4

2. Sistema de Conversão ....................................................................................... 5

2.1 Inversor Trifásico ........................................................................................................................ 5

2.2 Comando .................................................................................................................................... 6

2.3 Dimensionamento dos componentes de filtragem ...................................................................... 7

2.4 Sistema de Armazenamento de Energia .................................................................................... 9

2.5 Configuração das baterias .......................................................................................................... 9

2.6 Modelação e Simulação das baterias ....................................................................................... 10

3. Controlo do Sistema ......................................................................................... 13

3.1 Droop Control ........................................................................................................................... 13

3.2 Transformação de variáveis ..................................................................................................... 15

3.3 Modelo do sistema .................................................................................................................... 17

3.4 Controlo das correntes AC ....................................................................................................... 19

3.5 Controlo das tensões AC .......................................................................................................... 21

3.6 Controlo da tensão DC ............................................................................................................. 23

3.7 Supervisor ................................................................................................................................. 23

3.7.1 Estados do sistema ......................................................................................................... 23

3.7.2 Deteção de perturbações na rede ................................................................................... 24

4. Simulação e Resultados ................................................................................... 26

4.1 Funcionamento normal ............................................................................................................. 26

4.1.1 Black Start ........................................................................................................................ 27

4.1.2 Funcionamento em Ilha ................................................................................................... 31

4.1.3 Carregamento das baterias ............................................................................................. 33

4.1.4 Baterias descarregadas ................................................................................................... 36

4.1.5 Restantes transições de Estados .................................................................................... 38

4.2 Funcionamento com perturbações na rede .............................................................................. 39

4.2.1 Interrupção ....................................................................................................................... 39

vi

4.2.2 Cavas de tensão .............................................................................................................. 39

4.2.3 Variação da frequência da rede ....................................................................................... 41

4.2.3.1 Pequenas variações de frequência .......................................................................... 424.2.3.2 Grandes variações de frequência ............................................................................. 44

4.2.4 Curto-Circuito ................................................................................................................... 45

4.2.4.1 Fase-terra franco ...................................................................................................... 454.2.4.2 Fase-terra com resistência ....................................................................................... 474.2.4.3 Fase-fase franco ....................................................................................................... 484.2.4.4 Fase-fase com resistência ........................................................................................ 504.2.4.5 Trifásico .................................................................................................................... 52

4.3 Desequilíbrio na carga .............................................................................................................. 53

4.3.1 Desequilíbrio com Rede de MT ligada ............................................................................. 54

4.3.1.1 Desequilíbrio numa fase ........................................................................................... 544.3.1.2 Desequilíbrio com duas fases abaixo do valor nominal da carga ............................ 56

4.3.2 Desequilíbrio das cargas em Modo Ilha .......................................................................... 58

4.3.2.1 Desequilíbrio numa fase ........................................................................................... 584.3.2.2 Desequilíbrio com duas fases abaixo do valor nominal da carga ............................ 60

5. Conclusões ....................................................................................................... 63

5.1 Perspetivas de trabalho futuro .................................................................................................. 64

Anexos ...................................................................................................................... 65

Anexo 1 - Bateria ............................................................................................................................... 65

Anexo 2 – Parâmetros do transformador ........................................................................................... 67

Parâmetros do Transformador de 500 kVA ................................................................................ 67Parâmetros do Transformador de 630 kVA ................................................................................ 67

Anexo 3 – Parâmetros da linha ......................................................................................................... 68

Referências ............................................................................................................... 69

vii

Lista de Figuras Fig. 1.1 - Eficiência vs tempo de vida dos vários métodos de armazenamento de energia [San Martin

et al, 2011] ....................................................................................................................................... 2Fig. 1.2 - Diagrama simplificado do sistema em estudo .......................................................................... 3Fig. 2.1 - Inversor Trifásico com carga em estrela .................................................................................. 5Fig. 2.2 – Modulador SPWM [Silva et al, 2015] ....................................................................................... 6Fig. 2.3 - Esquema de ligação do filtro LC ao inversor trifásico .............................................................. 7Fig. 2.4 - Circuito equivalente do modelo da bateria [Mathworks] ........................................................ 10Fig. 2.5 - Curva de descarga típica de uma bateria de Iões de Lítio [Saw, et al, 2014] ........................ 11Fig. 2.6 - Simulação do processo de descarga da bateria para a carga nominal ................................. 12Fig. 3.1 – Curvas típicas do sistema de Droop Control ......................................................................... 13Fig. 3.2 - Esquema de implementação do Droop Control com malha de retroação ............................. 14Fig. 3.3 - Esquema do sistema de controlo interno da corrente do inversor [Silva et al, 2015] ............ 17Fig. 3.4 - Esquema de ligação do inversor trifásico ligado à rede elétrica ............................................ 18Fig. 3.5 – Controlo de corrente do inversor trifásico [Alexandre et al, 2016] ........................................ 19Fig. 3.6 – Diagrama de blocos do controlo de corrente AC .................................................................. 19Fig. 3.7 - Diagrama de blocos do controlo de tensão AC ...................................................................... 21Fig. 3.8 - Fluxograma das transições de estados do sistema ............................................................... 24Fig. 4.1 – Esquema simplificado de simulação do sistema ................................................................... 26Fig. 4.2 - Evolução do estado do SAE durante o Black Start ................................................................ 27Fig. 4.3 - Estados do sistema para Black Start ..................................................................................... 28Fig. 4.4 - Tensões e Correntes no lado da MT do conversor para a duração total da simulação ......... 28Fig. 4.5 - Transição entre o Estado 3 e o Estado 2 para a o lado MT do conversor ............................. 28Fig. 4.6 - Frequência e tensão da Rede de energia de MT na transição entre o Estado 3 e 2. ............ 29Fig. 4.7 - Transição entre o Estado 2 e o Estado 1 para a carga de BT ............................................... 29Fig. 4.8 - Transição entre o Estado 2 e o Estado 1 para a o lado MT do conversor ............................. 29Fig. 4.9 - Estado 1 para a carga de BT ................................................................................................. 30Fig. 4.10 - Estado 1 para a o lado MT do conversor ............................................................................. 30Fig. 4.11 - Tensões e correntes na Rede Elétrica de MT na transição entre o Estado 2 e 1 ................ 30Fig. 4.12 – Estados do sistema ............................................................................................................. 31Fig. 4.13 - Grandezas do SAE para a Transição entre o Estado 1 e 3 ................................................. 31Fig. 4.14 - Tensões e Correntes no lado da MT do conversor para a duração total da simulação ....... 32Fig. 4.15 - Tensões e Correntes no lado da carga de BT para a duração total da simulação .............. 32Fig. 4.16 - Transição entre o Estado 1 e o Estado 3 para a carga de BT ............................................. 33Fig. 4.17 - Transição entre o Estado 1 e o Estado 3 para a o lado MT do conversor ........................... 33Fig. 4.18 - Tensões e correntes na Rede Elétrica de MT na transição entre o Estado 1 e 3 ................ 33Fig. 4.19 – Estados do sistema ............................................................................................................. 34Fig. 4.20 - Grandezas do SAE para a Transição entre o Estado 3 e 2 ................................................. 34Fig. 4.21 - Tensões e Correntes no lado da MT do conversor para a duração total da simulação ....... 34

viii

Fig. 4.22 - Tensões e Correntes no lado da carga de BT para a duração total da simulação .............. 35Fig. 4.23 - Transição entre o Estado 3 e o Estado 2 para a carga de BT ............................................. 35Fig. 4.24 - Transição entre o Estado 3 e o Estado 2 para a o lado MT do conversor ........................... 36Fig. 4.25 - Tensões e correntes na Rede Elétrica de MT na transição entre o Estado 3 e 2 ................ 36Fig. 4.26 - Descarga completa das baterias em modo ilha ................................................................... 37Fig. 4.27 - Transição entre o Estado 3 e 4 para a carga de BT ............................................................ 37Fig. 4.28 – Transição entre o Estado 3 e 4 para a o lado MT do conversor ......................................... 37Fig. 4.29 - Estado de Carga do SAE na transição entre o Estado 2 e 3 ............................................... 38Fig. 4.30 - Transição entre o Estado 2 e 3 para a carga de BT ............................................................ 38Fig. 4.31 – Transição entre o Estado 2 e 3 para a o lado MT do conversor ......................................... 39Fig. 4.32 - Frequência e valor eficaz da Tensão da Rede medida pela PLL para uma cava de tensão

....................................................................................................................................................... 40Fig. 4.33 - Tensões e Correntes na Rede elétrica durante a Cava de Tensão ..................................... 40Fig. 4.34 - Tensões e Correntes do lado da MT do conversor durante a Cava de Tensão .................. 41Fig. 4.35 - Tensões e Correntes na carga de BT durante a Cava de Tensão ...................................... 41Fig. 4.36 - Variação da frequência e tensão da rede de MT para 49,5Hz ............................................ 42Fig. 4.37 - Pormenor da variação da frequência da rede de MT para 49,5Hz ...................................... 42Fig. 4.38 - Tensões e Correntes na carga durante a variação de frequência da rede para 49,5Hz ..... 43Fig. 4.39 - Variação da frequência e tensão da rede de MT para 50,5Hz ............................................ 43Fig. 4.40 - Pormenor da variação da frequência da rede de MT para 50,5Hz ...................................... 43Fig. 4.41 - Tensões e Correntes na carga durante a variação de frequência da rede para 50,5Hz ..... 44Fig. 4.42 - Variação da frequência e tensão da rede de MT para 65Hz ............................................... 44Fig. 4.43 - Pormenor da variação da frequência da rede de MT para 65Hz ......................................... 44Fig. 4.44 - Tensões e Correntes na carga durante a variação de frequência da rede para 65Hz ........ 45Fig. 4.45 - Esquema simplificado de simulação do sistema para um Curto-Circuito fase-terra franco . 45Fig. 4.46 - Tensões e Correntes na Rede de MT para Curto-Circuito Fase-Terra Franco ................... 46Fig. 4.47 - Tensões e Correntes no lado MT do conversor para Curto-Circuito Fase-Terra Franco .... 46Fig. 4.48 - Tensões e Correntes na carga de BT para Curto-Circuito Fase-Terra Franco .................... 46Fig. 4.49 - Esquema simplificado de simulação do sistema para um Curto-Circuito fase-terra com

resistência ...................................................................................................................................... 47Fig. 4.50 - Tensões e Correntes na Rede de MT para Curto-Circuito Fase-Terra ................................ 48Fig. 4.51 - Tensões e Correntes no lado MT do conversor para Curto-Circuito Fase-Terra ................. 48Fig. 4.52 - Tensões e Correntes na carga de BT para Curto-Circuito Fase-Terra ................................ 48Fig. 4.53 - Esquema simplificado de simulação do sistema para um Curto-Circuito fase-fase franco . 49Fig. 4.54 - Tensões e Correntes na Rede de MT para Curto-Circuito Fase-Fase Franco .................... 49Fig. 4.55 - Tensões e Correntes no lado MT do conversor para Curto-Circuito Fase-Fase Franco ..... 50Fig. 4.56 - Tensões e Correntes na carga de BT para Curto-Circuito Fase-Fase Franco .................... 50Fig. 4.57 - Esquema simplificado de simulação do sistema para um Curto-Circuito fase-fase com

resistência ...................................................................................................................................... 50Fig. 4.58 - Tensões e Correntes na Rede de MT para Curto-Circuito Fase-Fase ................................ 51

ix

Fig. 4.59 - Tensões e Correntes no lado MT do conversor para Curto-Circuito Fase-Fase ................. 51Fig. 4.60 - Tensões e Correntes na carga de BT para Curto-Circuito Fase-Fase ................................ 51Fig. 4.61 - Esquema simplificado de simulação do sistema para um Curto-Circuito trifásico ............... 52Fig. 4.62 - Tensões e Correntes na Rede de MT para Curto-Circuito Trifásico .................................... 52Fig. 4.63 - Tensões e Correntes no lado MT do conversor para Curto-Circuito Trifásico ..................... 53Fig. 4.64 - Tensões e Correntes na carga de BT para Curto-Circuito Trifásico .................................... 53Fig. 4.65 - Tensões e Correntes na carga de BT com uma fase desequilibrada com 80% da carga

nominal ........................................................................................................................................... 55Fig. 4.66 - Tensões e Correntes na rede de MT com uma fase desequilibrada com 80% da carga

nominal ........................................................................................................................................... 55Fig. 4.67 - Tensões e Correntes na carga de BT com uma fase desequilibrada com 20% da carga

nominal ........................................................................................................................................... 56Fig. 4.68 - Tensões e Correntes na rede de MT com uma fase desequilibrada com 20% da carga

nominal ........................................................................................................................................... 56Fig. 4.69 - Tensões e Correntes na carga de BT com duas fases desequilibradas com uma fase a

80% e outra a 60% da carga nominal ............................................................................................ 57Fig. 4.70 - Tensões e Correntes na rede de MT com duas fases desequilibradas com uma fase a 80%

e outra a 60% da carga nominal .................................................................................................... 57Fig. 4.71 - Tensões e Correntes na carga de BT com duas fases desequilibradas com uma fase a

40% e outra a 20% da carga nominal ............................................................................................ 58Fig. 4.72 - Tensões e Correntes na rede de MT com duas fases desequilibradas com uma fase a 40%

e outra a 20% da carga nominal .................................................................................................... 58Fig. 4.73 - Tensões e Correntes na carga de BT com uma fase desequilibrada com 80% da carga

nominal, com o sistema em Modo Ilha ........................................................................................... 59Fig. 4.74 - Tensões e Correntes no lado da MT do conversor com uma fase desequilibrada com 80%

da carga nominal, com o sistema em Modo Ilha ............................................................................ 59Fig. 4.75 - Tensões e Correntes na carga de BT com uma fase desequilibrada com 20% da carga

nominal, com o sistema em Modo Ilha ........................................................................................... 60Fig. 4.76 - Tensões e Correntes no lado da MT do conversor com uma fase desequilibrada com 20%

da carga nominal, com o sistema em Modo Ilha ............................................................................ 60Fig. 4.77 - Tensões e Correntes na carga de BT com duas fases desequilibradas com uma fase com

80% e outra com 60% da carga nominal, com o sistema em Modo Ilha ....................................... 61Fig. 4.78 - Tensões e Correntes no lado da MT do conversor com duas fases desequilibradas com

uma fase com 80% e outra com 60% da carga nominal, com o sistema em Modo Ilha ................ 61Fig. 4.79 - Tensões e Correntes na carga de BT com duas fases desequilibradas com uma fase com

40% e outra com 20% da carga nominal, com o sistema em Modo Ilha ....................................... 62

x

Lista de Tabelas Tabela 1.1 – Características de vários tipos de baterias [Hua et al, 2010][Lightning Global, 2012] ....... 2Tabela 2.1 – Componentes de filtragem ................................................................................................. 8Tabela 2.2 - Especificações das baterias LiFePO4 utilizadas [Batteryspace.com] ................................. 9Tabela 3.1 - Parâmetros dos controladores das correntes AC ............................................................. 21Tabela 3.2 - Parâmetros do controlo de tensão AC .............................................................................. 22Tabela 3.3 - Parâmetros do controlo de tensão DC .............................................................................. 23Tabela 3.4 - Estados de funcionamento do sistema ............................................................................. 23Tabela 4.1 - Valores de simulação para desequilíbrios na carga ......................................................... 54

xi

Simbologia e Abreviaturas

𝛼" Ganho dos medidores das correntes AC

𝛼# Ganho dos medidores das tensões AC

𝛼#$% Ganho dos medidores da tensão DC

𝛥𝑖( Variação máxima da corrente na bobina de filtragem à saída do inversor

𝜉 Coeficiente de amortecimento

𝛾+ Função que define o estado do braço k do inversor

𝜔 Frequência angular da rede

𝐵𝑎𝑡01213435 Número de baterias ligadas em paralelo

𝐵𝑎𝑡6é2"4 Número de baterias ligadas em série

BT Baixa Tensão

CAES Compressed Air Energy Storage

𝐶9 Condensador de filtragem AC do inversor

𝐶"(𝑠) Compensador proporcional integral das correntes AC

𝐶#(𝑠) Compensador proporcional integral das tensões AC

𝑓249 Frequência de referência para o controlo do sistema dada pelo Droop Control

𝑓6> Frequência de comutação dos semicondutores do inversor

𝐺# Ganho do modelo do conversor controlado em corrente

𝐺#$% Ganho do controlo de tensão DC

𝑖@ Corrente nos condensadores de filtragem AC do inversor

𝐼$46%12B1 Corrente de descarga da bateria

𝐼$CDEF Correntes de referência em coordenadas dq

𝐼9164 Corrente de uma fase à saída do inversor

xii

𝐼"G# Corrente num braço do inversor

𝐼( Corrente máxima na bobina de filtragem à saída do inversor

𝐼(EF Valor eficaz da corrente na bobina de filtragem à saída do inversor

𝐼24$4 Corrente da rede de baixa tensão

𝐼249 Corrente de referência para o controlo de corrente do sistema

ITAE Integral of Time-weighted Absolute Error

𝐼HIJ(𝑠) Polinómio de 3ª ordem que respeita o critério ITAE

𝐾L Ganho incremental do controlo de corrente AC

𝐾M" Ganho integral do controlo de corrente AC

𝐾M# Ganho integral do controlo de tensão AC

𝐾M#$% Ganho integral do controlo de tensão DC

𝑘O Declive da reta do Droop Control para o cálculo da frequência de referência

𝐾0" Ganho proporcional dos controladores das correntes AC

𝐾0# Ganho proporcional dos controladores das tensões AC

𝐾0#$% Ganho proporcional do controlador da tensão DC

𝑘P Declive da reta do Droop Control para o cálculo da tensão de referência

𝐿9 Bobina de filtragem das correntes AC do inversor

Li-ion Iões de Lítio

LiFePO4 Lithium Iron Phosphate

𝑚" Índice de modulação

MT Média Tensão

P Potência ativa

𝑝 Índice de pulsação

PI Proporcional Integral

xiii

PLL Phase Locked Loop

𝑃2U Potência de perdas da resistência parasita do condensador de filtragem

𝑃"G# Potência ativa à saída do inversor

𝑃2(9 Potência de perdas da resistência parasita da bobina de filtragem

PWM Pulse Width Modulation

Q Potência reativa

𝑄W1X_X5X13 Capacidade nominal total das baterias do SAE

𝑄"G# Potência reativa à saída do inversor

𝑟(𝑡) Portadora triangular utilizada no processo de modulação por largura de impulso

𝑅\ Resistência equivalente utilizada para modelar a rede elétrica no dimensionamento

dos controladores das correntes AC

𝑟@ Resistência de perdas do condensador de filtragem

𝑟(9 Resistência de perdas da bobina de filtragem à saída do inversor

S Potência nominal do sistema

SAE Sistema de Armazenamento de Energia

SPWM Sinusoidal Pulse Width Modulation

𝑇$ Valor médio do atraso na resposta dos controladores das correntes AC

𝑇$# Valor médio do atraso na resposta do controladores das tensões AC

𝑇$#$% Valor médio do atraso na resposta do controlador de tensão DC

THD Total Harmonic Distortion

𝑇0" Pólo do compensador PI das correntes AC

𝑇0# Pólo do compensador PI das tensões AC

𝑇6> Período de comutação dos semicondutores do inversor

𝑇 " Zero do compensador PI das correntes AC

𝑇 # Zero do compensador do controlo de tensão AC

xiv

U Tensão das baterias do SAE

𝑈L@ Tensão aos terminais do condensador do SAE

𝑉Oab Tensão PWM à saída do inversor

𝑣Id, 𝑣d@, 𝑣@I Tensões compostas entre os braços A e B, B e C, C e A do inversor

𝑣If, 𝑣df, 𝑣@f Tensões simples nos braços A, B, C do inversor

𝑉W1X_X5X13 Tensão total do conjunto de baterias

𝑣+ Tensão no braço k do inversor

𝑉G5g"G13 Tensão nominal de uma bateria

𝑉24$4 Valor eficaz da tensão na rede de baixa tensão

𝑉249 Tensão de referência para o controlo de tensão do sistema dada pelo Droop Control

𝑊W1X_X5X13 Capacidade total de armazenamento de energia das baterias do SAE

1

1. Introdução Com a crescente necessidade de meios que permitam a ligação ininterrupta de sistemas à rede

de energia, os Sistemas de Armazenamento de Energia (SAE) têm estado em constante e rápida

evolução. Para além de permitirem reduzir as perdas económicas causadas pela interrupção do

funcionamento da rede elétrica, os SAE podem também permitir a integração de micro-geração de

energias renováveis na rede, a melhoria da qualidade da energia fornecida assegurando a fiabilidade

do sistema elétrico, compensação de energia reativa, nivelamento do diagrama de carga e peak

shaving (de forma a reduzir os picos de demanda de consumo).

Atualmente existem vários processos de armazenamento e alguns com utilizações específicas,

dependendo da configuração da instalação e exigências técnicas do sistema. De acordo com o

processo de conversão de energia utilizado podem ser divididos em duas grandes categorias: o

armazenamento indireto e o armazenamento direto. No armazenamento direto não existe

necessidade de recorrer a vários processos sucessivos de conversão que tornem possível a

utilização da energia armazenada, revelando uma maior eficiência energética em relação ao

armazenamento indireto, que exige sistemas de conversão de energia até a energia elétrica ser

utilizada na sua forma final. [San Martin et al, 2011]

As várias tecnologias são então associadas a cada processo de armazenamento:

• Indireto

o Baterias

o Volantes de inércia

o Térmico (aquecedores de água e óleo)

o Hidrogénio

o Ar comprimido (CAES)

• Direto

o Armazenamento de energia magnética supercondutora

o Supercondensadores

Pode-se ainda separar ambos os processos em várias categorias dependendo do processo físico

de armazenamento:

• Eletroquímico

o Baterias

• Elétrico

o Armazenamento de energia magnética supercondutora

o Supercondensadores

• Mecânico

o Volantes de inércia

• Químico

o Térmico

o Hidrogénio

o Ar comprimido (CAES)

2

São diversos os tipos de baterias, diferindo essencialmente nos elementos utilizados para o

desencadeamento das reações químicas, existindo já tecnologias antigas e com provas dadas, como

as baterias de chumbo-ácido, e tecnologias ainda em desenvolvimento e necessidade de

aperfeiçoamento, como as de Iões de Sódio.

Na Fig. 1.1 pode-se observar a comparação entre os vários processos de armazenamento de

energia mais comuns tendo em conta o seu tempo de vida e eficiência, revelando que, dentro da

categoria das baterias, as de Iões de Lítio (Li-ion) têm a melhor relação entre número total de ciclos

de carga-descarga e eficiência, tendo sempre em conta que o tempo de vida é em relação a uma

profundidade de descarga de 80%, ou seja, que as baterias não descem de 20% do seu estado de

carga, por uma questão de saúde das células.

Fig. 1.1 - Eficiência vs tempo de vida dos vários métodos de armazenamento de energia [San

Martin et al, 2011]

As vantagens principais das baterias de Iões de Lítio (Li-ion) são a densidade de energia

elevada, níveis de auto-descarga relativamente baixos, uma vez que a energia que se perde quando

as baterias não estão a ser utilizadas é menor em relação às baterias de Níquel-Cádmio (Ni-Cd), o

elevado período de vida útil no que toca ao número de ciclos de carga-descarga e elevado

rendimento. Por esse motivo, a escolha indicada para esta aplicação é a tecnologia de Li-ion.

Tabela 1.1 – Características de vários tipos de baterias [Hua et al, 2010][Lightning Global, 2012]

Tipo Densidade de Energia

(Wh/Kg) Rendimento

(%) Vida útil (ciclos)

Chumbo 30 – 40 60 200 – 300

Ni-Cd 35 – 80 75 300 – 1000

Li-ion 175 – 200 90 > 500

LiFePO4 60 – 110 95 > 1000

3

Denomina-se LiFePO4 (Iões de Lítio Ferro Fosfato) uma das tecnologias mais recentes das

baterias de Lítio, que alia as vantagens de segurança e durabilidade das baterias de Níquel-Cádmio

às vantagens de elevada capacidade e baixo peso das baterias de Li-ion.

Tendo uma densidade de energia um pouco inferior às de Li-ion, mas com uma tolerância mais

elevada a condições de sobrecarga, uma das vantagens é a maior resistência a sobre-carregamentos

e descarregamentos excessivos, revelando um maior ciclo de vida.

A segurança é reforçada em relação às baterias de Li-ion devido à estabilidade química e

térmica, permitindo uma maior resistência à ignição caso existam picos durante o processo de

carregamento.

Pesando todas as vantagens deste tipo de bateria, decide-se que é a tecnologia de LiFePO4 a

utilizar no Sistema de Armazenamento de Energia desta aplicação.

1.1 Objetivos da dissertação Nesta dissertação é realizado o dimensionamento e controlo de um Sistema de Armazenamento

de Energia para uma carga que deverá estar, sempre que possível, em funcionamento e alimentada,

seja pela rede de MT ou pelo SAE.

É pretendido que o SAE seja constituído por uma alimentação DC feita a partir de um conjunto de

baterias cuja energia é convertida para AC de forma a fornecer a alimentação necessária à carga. O

sistema de baterias deve ser recarregado pelo mesmo sistema que alimenta a carga.

Assim, a configuração a estudar é a apresentada na Fig. 1.2.

Fig. 1.2 - Diagrama simplificado do sistema em estudo

4

O conversor DC-AC utilizado deve ter a capacidade de permitir o trânsito de energia em ambos

os sentidos, ou seja, no sentido da alimentação da carga e no sentido do recarregamento do sistema

de baterias.

Este sistema deverá permitir alimentar a carga durante 30 minutos enquanto a rede de MT se

encontra interrompida ou com problemas no seu funcionamento que prejudiquem a segurança da

carga e, quando a rede está no seu funcionamento regular, recarregar o SAE caso este não se

encontre a 100% do seu carregamento.

São estudados também os vários casos possíveis de ocorrência de problemas na rede elétrica

de forma a observar o seu impacto no fornecimento de energia à carga.

1.2 Estrutura da dissertação Esta dissertação encontra-se dividida em cinco capítulos:

No 1º capítulo analisa-se o atual estado da arte das tecnologias de baterias e é feita uma

introdução ao tema em estudo. Apresentam-se ainda os objetivos e estrutura da dissertação.

No 2º capítulo, é efetuada a escolha do sistema de conversão de energia a utilizar, o respetivo

comando dos semicondutores e dimensionamento dos componentes de filtragem. É também feito o

dimensionamento do SAE, sendo apresentadas as características das baterias, respetivas

propriedades e o modelo a utilizar na simulação do sistema.

No 3º capítulo, são dimensionados os controladores do sistema, incluindo os controladores de

corrente e de tensão AC e DC. São estabelecidos os parâmetros de supervisão do sistema,

explicando o funcionamento do programa Supervisor que determina os estados de interação entre o

SAE, a rede e a carga.

No 4º capítulo, são obtidos e analisados os resultados da simulação do SAE, sendo testados

vários cenários de operação, nomeadamente funcionamento em ilha, e ligação à rede elétrica quando

esta se encontra operacional.

No 5º capítulo são apresentadas as conclusões tiradas após a elaboração desta dissertação e

propostas de trabalho futuro a realizar no mesmo âmbito.

5

2. Sistema de Conversão A energia armazenada nas baterias não pode ser diretamente utilizada para alimentar as cargas

críticas, uma vez que estas deverão ser alimentadas em tensão alternada sinusoidal (AC) e a

associação de baterias garante uma alimentação em tensão contínua (DC).

Por esse motivo, é necessária a utilização de um conversor eletrónico de potência, que permita

realizar a interligação entre a associação de baterias (DC) e a rede elétrica trifásica (AC).

Adicionalmente, o sistema de conversão eletrónico de potência deve garantir o trânsito bidirecional de

energia, ou seja, deve permitir alimentar a carga quando a rede elétrica se encontrar interrompida e

carregar as baterias do SAE quando necessário.

2.1 Inversor Trifásico Para o sistema de armazenamento proposto utiliza-se um conversor DC/AC trifásico,

comandado, de três braços, com seis grupos de transístores bipolares de porta isolada, IGBT, com

díodos ligados em antiparalelo com cada semicondutor.

Para prevenir a ocorrência de curto-circuitos na fonte de tensão do lado DC, ambos os grupos de

dispositivos num mesmo braço devem estar em estados complementares, podendo o estado dos

mesmos ser representado por uma função 𝛾+ em que 𝑘 ∈ 𝐴, 𝐵, 𝐶 :

𝛾+ =1 → Sopàcondução, Szpaocorte0 → Sopaocorte, Szpàcondução

(2.1)

As tensões em cada braço são então definidas por 𝑣+ e são expressas em função de 𝛾+:

𝑣+ = 𝛾+𝑈 (2.2)

As tensões simples devem obedecer à relação:

𝑣If + 𝑣df + 𝑣@f = 0 (2.3)

Fig. 2.1 - Inversor Trifásico com carga em estrela

6

As tensões compostas são expressas em função das tensões nos braços (A, B, C), em função de

𝛾+ e também das tensões simples:

𝑣Id = 𝑣I − 𝑣d = 𝛾I − 𝛾d 𝑈 = 𝑣If − 𝑣df

𝑣d@ = 𝑣d − 𝑣@ = 𝛾d − 𝛾@ 𝑈 = 𝑣df − 𝑣@f

𝑣@I = 𝑣@ − 𝑣I = 𝛾@ − 𝛾I 𝑈 = 𝑣@f − 𝑣If

(2.4)

Por outro lado, as tensões simples são definidas em função das compostas:

𝑉If =

2𝑣Id + 𝑣d@3

=𝑣Id − 𝑣@I

3=2𝑣I − 𝑣d − 𝑣@

3=(2𝛾I − 𝛾d − 𝛾@)𝑈

3

𝑉df =2𝑣I@ + 𝑣@I

3=𝑣d@ − 𝑣Id

3=2𝑣d − 𝑣@ − 𝑣I

3=(2𝛾d − 𝛾@ − 𝛾I)𝑈

3

𝑉@f =2𝑣@I + 𝑣Id

3=𝑣@I − 𝑣d@

3=2𝑣@ − 𝑣I − 𝑣d

3=(2𝛾@ − 𝛾I − 𝛾d)𝑈

3

(2.5)

Uma vez que a função 𝛾+ pode tomar o valor 0 ou 1 e existem três braços, existe um total de oito

estados, 2� possíveis entre todas as combinações existentes, 2�.

2.2 Comando Existem vários métodos possíveis para o comando do conversor, que definem, em cada instante

de tempo, os valores de 𝛾+. Neste caso opta-se pela modulação sinusoidal de largura de impulso,

SPWM (Sinusoidal Pulse Width Modulation), que permite obter um conteúdo harmónico ponderado

reduzido nas tensões alternadas.

Neste método é utilizada uma modulante sinusoidal de frequência fundamental 𝑠𝑒𝑛(𝜔𝑡), com

uma amplitude definida por um índice de modulação, 𝑚", que varia entre o valor 0 e 1. Esta onda

modula uma portadora triangular, 𝑟(𝑡), devendo a sua frequência ser um múltiplo impar do triplo da

frequência da modulante. O índice de pulsação é então dado por 𝑝 = 3 2𝑛 − 1 , 𝑛 ∈ ℕ, garantindo

simetria de meia onda e quarto de onda.

Fig. 2.2 – Modulador SPWM [Silva et al, 2015]

O valor de 𝛾+ é gerado pelo modulador SPWM, de acordo com as condições definidas em (2.6):

𝛾+ =1se𝑚"𝑠𝑒𝑛 𝜔𝑡 > 𝑟(𝑡)0se𝑚"𝑠𝑒𝑛 𝜔𝑡 < 𝑟(𝑡)

(2.6)

7

Considera-se então um valor do índice de pulsação 𝑝 igual a 87, com uma frequência

fundamental 𝑓 = 50𝐻𝑧 e um valor de 𝑛 igual a 15, obtendo-se uma frequência da portadora 𝑓6> =

4350𝐻𝑧.

2.3 Dimensionamento dos componentes de filtragem Para a ligação do inversor trifásico à rede BT, utiliza-se um filtro LC, cujo dimensionamento tem

em conta as variações das correntes e tensões do conversor. Este filtro tem como funções o controlo

das correntes AC (𝐿9), o controlo das tensões AC (𝐶9) e a eliminação de harmónicas no lado AC.

Fig. 2.3 - Esquema de ligação do filtro LC ao inversor trifásico

As bobinas de filtragem, 𝐿9, são calculadas tendo em conta a variação máxima da corrente, 𝛥𝑖(,

em função da tensão contínua à entrada do inversor, U, e do período de comutação, 𝑇6>.

Sendo a potência do sistema 𝑆, o valor eficaz nominal da corrente nas bobinas 𝐿9 é:

𝐼(EF =

𝑆3×𝑉24$4

(2.7)

Neste caso, considera-se que a variação máxima admissível para a corrente é de 10% do seu

valor de pico.

𝛥𝑖( = 0,1𝐼( (2.8)

Considerando a tensão nominal da bateria utilizada neste sistema U, com 𝑇6> = 1/𝑓6>, as

bobinas de filtragem podem ser calculadas [Silva, 2013]:

𝐿9 =

𝑈𝑇6>6𝛥𝑖(

(2.9)

8

As resistências parasitas,𝑟(9, das bobinas são também consideradas, uma vez que se traduzem

em perdas de energia, e consequente redução do rendimento do conversor. Considera-se que, em

cada resistência parasita, essas perdas são da ordem de 0,5% da potência do sistema.

𝑃2�F = 𝑟(9𝐼(49z = 0,005S (2.10)

Reescrevendo (2.10) e tendo em conta o resultado obtido em (2.7), obtém-se o valor de 𝑟(9:

𝑟(9 =

𝑃2�F𝐼(49z

(2.11)

Para sistemas de grande potência, a utilização de condensadores de filtragem, 𝐶9, contribui para

a redução da taxa de distorção harmónica. O dimensionamento é feito considerando a potência

reativa fornecida pelos condensadores, à frequência fundamental [Wang, 2003].

A potência reativa, 𝑄, é definida como 5% da potência do sistema.

𝐶9 =𝑄

3𝜔𝑉24$4z (2.12)

São também consideradas resistências de amortecimento, 𝑟@, em série com 𝐶9. Admite-se que

cada uma dessas resistências tem um valor de 12Ω. Dessa forma, as perdas correspondentes a cada

resistência relativamente à potência total do sistema, 𝑃2U, podem ser calculadas, sabendo a corrente

em cada uma das fases.

Obtém-se que as perdas em cada resistência equivalem a 0,69% da potência total do sistema,

correspondendo a um valor de 3450 W.

Considerando que a potência do sistema é S = 500 kVA, o valor eficaz da tensão da rede é 𝑉24$4

= 230 V e que a tensão das baterias corresponde a U = 725 V, obtêm-se para os componentes de

filtragem os valores indicados na Tabela 2.1

Tabela 2.1 – Componentes de filtragem

𝑰𝑳[A] 𝑳𝒇 [µH] 𝒓𝑳𝒇 [mΩ] 𝑪𝒇 [µF] 𝒓𝑪 [Ω]

1024,79 271,06 4,8 501,43 12

𝐼@F =

𝑉24$4

𝑟%z +1𝜔𝐶9

z

(2.13)

𝑃2U = 𝑟@×𝐼@Fz (2.14)

9

2.4 Sistema de Armazenamento de Energia Para esta aplicação escolheu-se um modelo de bateria do tipo LiFePO4 do fabricante AA

Portable Power Corp, capaz de garantir uma tensão nominal de 12,8 V por unidade, sendo

necessário ligar várias baterias em série e em paralelo de forma a perfazer o total de 725 V para a

alimentação do sistema.

Tabela 2.2 - Especificações das baterias LiFePO4 utilizadas [Batteryspace.com]

Tensão nominal 12,8 V

Capacidade nominal 32 Ah

Corrente de carga 16 A

Corrente de carga máxima 32 A

Corrente de descarga 50 A

Ciclo de vida > 2000 ciclos

Descarga passiva relativa 3 %/mês

O catálogo do fabricante pode ser consultado no Anexo 1.

2.5 Configuração das baterias De forma a garantir a tensão nominal total necessária de U = 725 V será necessário utilizar

várias baterias, com um número específico de unidades em paralelo e em série. Cada unidade tem a

tensão nominal 𝑉G5g"G13 = 12,8 V [Batteryspace.com].

Para a associação em série, determina-se o número de baterias através de:

𝐵𝑎𝑡6é2"4 =𝑈

𝑉G5g"G13= 56,64 (2.15)

Valor que deve ser um número inteiro, pelo que se considera serem precisas 57 baterias em

série, obtendo-se então 𝐵𝑎𝑡6é2"4 = 57. Com este total de unidades, consegue obter-se então uma

tensão de alimentação contínua de:

𝑉W1X_X5X13 = 𝐵𝑎𝑡6é2"4×𝑉G5g"G13 = 729,6V (2.16)

Para obter o número de baterias para a associação em paralelo, tem-se em conta a potência do

sistema, S = 500 kVA, a tensão total com o número especificado de baterias em série e a corrente de

descarga de uma unidade, 𝐼$46%12B1 = 50 A.

𝐵𝑎𝑡01213435 =

𝑆𝑉W1X_X5X13𝐼$46%12B1

= 13,71 (2.17)

10

Sendo necessário um número inteiro, define-se serem precisas 14 baterias em paralelo, tendo-se

𝐵𝑎𝑡01213435 = 14.

𝑄W1X_X5X13 = 𝐵𝑎𝑡01213435×Capacidadenominal = 448Ah (2.18)

𝑊W1X_X5X13 = 𝑄W1X_X5X13×𝑉W1X_X5X13 = 326,8kWh (2.19)

Deste modo, com um número total de 798 baterias, em que 14 conjuntos de 57 baterias são

montados em paralelo, obtém-se uma capacidade de armazenamento de energia de 326,8 kWh.

2.6 Modelação e Simulação das baterias Utiliza-se o modelo genérico de baterias disponível no ambiente MATLAB Simulink, que

implementa um modelo dinâmico parametrizado para representar os tipos mais comum de baterias.

Fig. 2.4 - Circuito equivalente do modelo da bateria [Mathworks]

Os parâmetros do circuito equivalente podem ser modificados para representar um tipo

específico de bateria, baseando-se nas suas características de carga e descarga, sendo escolhido

neste caso o modelo para uma bateria de Iões de Lítio.

Para tal, devem ser especificados também os parâmetros da parte exponencial da curva de

descarga.

11

Fig. 2.5 - Curva de descarga típica de uma bateria de Iões de Lítio [Saw, et al, 2014]

A área exponencial da curva de descarga pode ser menor ou maior dependendo do tipo de

bateria utilizado. Pode observar-se que, quando a tensão da bateria é inferior à nominal, a curva de

descarga é mais abrupta, representando os instantes finais de descarga total da bateria.

Este modelo apresenta um erro máximo de 5% para a dinâmica de carga e descarga.

O conjunto das baterias em utilização neste sistema deve ter capacidade para alimentação da

carga durante, pelo menos, 30 minutos. Uma vez que não é aconselhável fazer uma descarga

completa das baterias, considera-se que o valor mínimo aconselhável para o estado da carga é de

20%.

Para estudar o comportamento da configuração dimensionada para a montagem do sistema de

baterias, simulou-se um cenário de teste em que a rede elétrica é imediatamente interrompida,

exigindo a operação do sistema em Modo Ilha, recorrendo ao sistema de armazenamento.

Considera-se que, quando é iniciado o processo de descarga, as baterias se encontram no

estado de carga máxima

Considera-se também que a carga a alimentar é equilibrada nas suas três fases e que tem o

valor nominal de 500 kVA, sendo puramente resistiva.

12

Fig. 2.6 - Simulação do processo de descarga da bateria para a carga nominal

Para efeitos de simulação, considera-se que 1 segundo equivale a 1 hora no tempo real. Assim,

após simulação de uma bateria com os parâmetros calculados, pode chegar-se à conclusão que a

bateria, ao fim de 30 minutos (0,5 segundos de simulação), ainda tem um nível de carga de 28%,

respeitando então o limite mínimo de 20% e dando uma margem de segurança de mais alguns

minutos.

13

3. Controlo do Sistema De forma a garantir o correto funcionamento do sistema, efetua-se o dimensionamento dos

controladores de corrente e de tensão.

Tendo em conta que o sistema tem a capacidade de funcionamento em vários modos,

dependendo da necessidade de alimentação da carga ou de carregamento do sistema de baterias, é

necessário impor diferentes correntes de referência ao controlo do inversor, de forma a adequar o

comportamento do sistema ao seu estado de funcionamento.

Os modos de funcionamento do sistema são definidos recorrendo a um programa de supervisão,

denominado “Supervisor”, que efetua a análise das grandezas mais relevantes da rede elétrica

(tensão e frequência), de forma a determinar se esta se encontra interrompida ou com falhas no seu

funcionamento, e as grandezas mais relevantes das baterias (estado de carga, tensão, corrente),

permitindo tomar decisões sobre o seu processo de carga ou descarga, e ainda sobre a possibilidade

de funcionamento isolado da rede elétrica.

3.1 Droop Control Neste sistema opta-se por efetuar um controlo de tensão e frequência, Droop Control, que

fornece a frequência e tensão a utilizar como referência no controlo AC do sistema.

O Droop Control é usado em detrimento da conjunção de controlo PQ e Vf convencionais uma

vez que permite reduzir as perturbações na transição do modo PQ para o modo Vf caso estes dois

sejam aplicados, reduzindo eventuais transitórios entre os estados do sistema.

Este tipo de controlo consiste num processo de controlo Vf modificado, não atuando na potência

de saída de forma direta, mas variando a frequência e tensão de referência de acordo com as

potências ativa e reativa pedidas pela carga.

Fig. 3.1 – Curvas típicas do sistema de Droop Control

A relação entre a frequência e a potência ativa é dada por uma curva de declive 𝑘0 e a

relação entre a tensão e a potência reativa por uma curva de declive 𝑘P:

14

𝑓249 = 𝑓\ − 𝑘0×𝑃"G# (3.1)

𝑉249 = 𝑉\ − 𝑘P×𝑄"G# (3.2)

O valor de frequência 𝑓\ é definido como se de um gerador em vazio se tratasse, não havendo

potência pedida, sendo então de 50 Hz. De forma análoga, define-se 𝑉\ como o valor eficaz da

tensão da rede de baixa tensão, 230 V, valores que se pretendem obter no funcionamento do

sistema, para que haja sincronismo com a rede elétrica.

O Droop Control na forma acima descrita não funciona com uma malha de retroação, definindo

apenas os valores de referência baseando-se nas potências lidas. Desta forma, não é verificada a

saída em comparação a setpoints de potência ou a valores de frequência e tensão desejados para

certos estados do sistema. Assim, para complementar essa lacuna, é desenvolvida uma malha de

retroação, recebendo setpoints de potência ativa e potência reativa que são comparados com os

valores de potência à saída do conversor, 𝑃"G# e 𝑄"G#.

Fig. 3.2 - Esquema de implementação do Droop Control com malha de retroação

O setpoint de potência ativa é definido com valores diferentes dependendo da potência

necessária para a saída do sistema. Durante o arranque, Black Start, este setpoint é definido para um

valor nulo. Após serem estabelecidas as tensões nominais de funcionamento do sistema, este

setpoint é definido para o valor nominal da potência do sistema.

Os ganhos 𝑘09 e 𝑘0C são definidos com base nos valores máximos de percentagem de variação

a obter para a frequência de referência e tensão de referência, respetivamente, como indicados na

Fig. 3.1, chegando-se por análise da malha da Fig. 3.2 às expressões (3.3) e (3.4) e, a partir destas,

aos valores de 𝑘09 e 𝑘0C.

15

𝑓249𝑓\

=𝑘09

1 + 𝑘09 (3.3)

𝑉249𝑉\

=𝑘0C

1 + 𝑘0C

(3.4)

O Droop Control gera assim os valores de referência de acordo com o comportamento do

sistema perante os valores pré-definidos.

3.2 Transformação de variáveis Os controladores utilizados no sistema são dimensionados tendo em conta que as tensões da

rede elétrica são por definição um sistema trifásico equilibrado, em que as suas fases estão

desfasadas, de um ângulo de 120°, mas tendo amplitudes iguais:

𝑒1 = 2𝑉24$4 cos 𝜔𝑡

𝑒W = 2𝑉24$4cos(𝜔𝑡 −2𝜋3)

𝑒% = 2𝑉24$4cos(𝜔𝑡 −4𝜋3)

(3.5)

A representação de um sistema trifásico 𝑎𝑏𝑐 pode ser feita de forma mais conveniente, utilizando

a transformação de Concordia e a transformação de Park, que permite eliminar a variação no tempo.

A transformação de Concordia permite converter as grandezas de um sistema trifásico

equilibrado num sistema com um referencial de dois eixos 𝛼𝛽 ortogonal.

A transformação de Concordia é conservativa em relação à potência, uma vez que as potências

ativa e reativa calculadas através do novo sistema têm o mesmo valor que no sistema original.

A matriz da transformação de Concordia é a apresentada em (3.6).

𝐂 =23

1 01 2

−12

32

1 2

−12

−32

1 2

(3.6)

As grandezas em abc são então transformadas em 𝛼𝛽0, onde 0 corresponde à componente

homopolar, que é nula uma vez que, num sistema equilibrado, a soma das tensões e a soma das

correntes é nula.

16

𝑥²𝑥³ =

23

1 −12

−12

032

−32

1 2

1 2

1 2

𝑥1𝑥W𝑥%

(3.7)

Assim, aplicando a transformação de Concordia às tensões da rede trifásica 𝑣² 𝑣³ H =

𝐂´ 𝑣1 𝑣W 𝑣% H, obtém-se:

𝑣² = 3𝑉49𝑐𝑜𝑠(𝜔𝑡)𝑣³ = 3𝑉49𝑠𝑒𝑛(𝜔𝑡)

(3.8)

𝑖² = 3𝐼49𝑐𝑜𝑠(𝜔𝑡)𝑖³ = 3𝐼49𝑠𝑒𝑛(𝜔𝑡)

(3.9)

Selecionando um referencial síncrono com as tensões da rede 𝜃 = 𝜔𝑡 é possível obter tensões e

correntes contínuas em regime permanente (sistema invariante no tempo). Esse novo referencial é

obtido com a transformação de Park (3.10).

𝐏 = 𝑐𝑜𝑠𝜃 𝑠𝑒𝑛𝜃

−𝑠𝑒𝑛𝜃 𝑐𝑜𝑠𝜃 (3.10)

As tensões e correntes no novo sistema de coordenadas podem ser obtidas por aplicação da

transformação de Park 𝑣$ 𝑣C H = 𝐏´ 𝑣² 𝑣³ H (3.10):

𝑥$𝑥C = 𝑐𝑜𝑠𝜃 −𝑠𝑒𝑛𝜃

𝑠𝑒𝑛𝜃 𝑐𝑜𝑠𝜃𝑥²𝑥³ (3.11)

Para a obtenção do ângulo 𝜃, podem usar-se as componentes determinadas na transformação

de Concordia, obtendo-se diretamente o 𝑐𝑜𝑠𝜃 e 𝑠𝑒𝑛𝜃 necessários ao cálculo da matriz de Park.

𝑐𝑜𝑠𝜃 =𝑥²

𝑥²z + 𝑥³z

𝑠𝑒𝑛𝜃 =𝑥³

𝑥²z + 𝑥³z

(3.12)

Desta forma, no referencial dq, as grandezas contínuas são dadas em função do valor eficaz das

tensões / correntes, obtendo-se:

17

𝑣$ = 3𝑉49𝑣C = 0

(3.13)

𝑖$ = 3𝐼49𝑖C = 0

(3.14)

Com a mesma lógica da transformação de abc para 𝛼𝛽 e de 𝛼𝛽 para dq, o inverso pode ser

realizado, utilizando as matrizes de Park e Concordia, para obter as grandezas originais do sistema

trifásico.

𝑥²𝑥³ = 𝑐𝑜𝑠𝜃 −𝑠𝑒𝑛𝜃

𝑠𝑒𝑛𝜃 𝑐𝑜𝑠𝜃𝑥$𝑥C (3.15)

𝑥1𝑥W𝑥%

=23

1 01 2

−12

32

1 2

−12

−32

1 2

𝑥²𝑥³ (3.16)

3.3 Modelo do sistema O sistema de controlo interno da corrente do inversor pode ser esquematizado de acordo com a

Fig. 3.3 [Silva et al, 2015], onde são representadas as transformações dos sistemas de variáveis de

acordo com o descrito na secção anterior.

Fig. 3.3 - Esquema do sistema de controlo interno da corrente do inversor [Silva et al, 2015]

18

Considera-se que o sistema de controlo de corrente pode ser implementado tendo em conta que

o inversor funciona com frequência fixa e com as correntes controladas no referencial dq.

Analisando a Fig. 3.4, obtêm-se as equações das correntes injetadas na rede e a equação do

lado DC:

𝑑𝑖1𝑑𝑡

=1𝐿𝑢1 −

𝑅𝐿𝑖1 −

1𝐿𝑒1

𝑑𝑖W𝑑𝑡

=1𝐿𝑢W −

𝑅𝐿𝑖W −

1𝐿𝑒W

𝑑𝑖%𝑑𝑡

=1𝐿𝑢% −

𝑅𝐿𝑖% −

1𝐿𝑒%

𝑑𝑢L@𝑑𝑡

=1𝐶𝑖L@ −

1𝐶𝑖W1X

(3.17)

Fig. 3.4 - Esquema de ligação do inversor trifásico ligado à rede elétrica

Aplicando a transformação de Concordia a (3.17) obtém-se:

𝑑𝑖²𝑑𝑡

=1𝐿𝑢² −

𝑅𝐿𝑖² −

1𝐿𝑒²

𝑑𝑖³𝑑𝑡

=1𝐿𝑢³ −

𝑅𝐿𝑖³ −

1𝐿𝑒³

𝑑𝑢L@𝑑𝑡

=1𝐶𝑖L@ −

1𝐶𝑖W1X

(3.18)

Aplicando a transformação de Park a (3.18) obtém-se:

𝑑𝑖$𝑑𝑡

=1𝐿𝑢$ −

𝑅𝐿𝑖$ −

1𝐿𝑒$ + 𝜔𝑖C

𝑑𝑖C𝑑𝑡

=1𝐿𝑢C −

𝑅𝐿𝑖C −

1𝐿𝑒C − 𝜔𝑖$

𝑑𝑢L@𝑑𝑡

=1𝐶𝑖L@ −

1𝐶𝑖W1X

(3.19)

De forma a garantir o desacoplamento das componentes d e q, são utilizadas as variáveis

auxiliares 𝐻"$ e 𝐻"C, tal como definido em (3.20) [Alexandre et al, 2016].

19

𝐻"$ = 𝑢$ − 𝑒$ + 𝜔𝐿𝑖C𝐻"C = 𝑢C − 𝑒C − 𝜔𝐿𝑖$

(3.20)

Desta forma, pode ser obtido o modelo do sistema de controlo de corrente do inversor. Este

modelo, representado na Fig. 3.5, apresenta um bloco correspondente ao compensador proporcional-

integral e a representação do sistema a controlar com os respetivos componentes de filtragem.

Fig. 3.5 – Controlo de corrente do inversor trifásico [Alexandre et al, 2016]

A partir deste desenvolvimento podem então definir-se os parâmetros do compensador PI do

sistema.

3.4 Controlo das correntes AC Pretende-se controlar as correntes a obter em cada fase do inversor, 𝐼9164, que deverão estar de

acordo com os valores estabelecidos pelas referências 𝐼249

Fig. 3.6 – Diagrama de blocos do controlo de corrente AC

O compensador é escolhido de forma a ser garantido erro estático de posição nulo, que permite

insensibilidade em regime permanente às perturbações 𝑉9164(𝑠), sendo necessária uma componente

20

integral, e, de forma a ter uma velocidade de resposta adequada à operação do sistema, deverá

existir uma componente proporcional. Desta forma, o compensador é definido de forma a assegurar

uma dinâmica de 2ª ordem em cadeia fechada:

𝐶"(𝑠) =

1 + 𝑠𝑇 "

𝑠𝑇0"= 𝐾0" +

𝐾M"𝑠

(3.21)

Existindo um polo dominante de baixa frequência, que resulta do filtro AC, dimensionam-se os

parâmetros 𝑇0" e 𝑇 " de forma a que o zero do compensador cancele o pólo de baixa frequência

[Silva, 2013].

𝑇 " =

𝐿9𝑅

(3.22)

Define-se 𝑅 como a soma da resistência de perdas da bobina do filtro, 𝑟(9, e uma resistência 𝑅\

representada pelo equivalente da rede.

𝑅 = 𝑟(9 + 𝑅\ = 𝑟(9 +𝑉24$4𝐼24$4

(3.23)

A função de transferência em cadeia fechada do controlo de corrente AC pode ser obtida e é

representada por:

𝐼$CFº»E(𝑠)𝐼$CDEF(𝑠)

= 𝐺$ =

𝐾L𝛼"𝑇0"𝑇$𝑅

𝑠z + 𝑠𝑇$+ 𝐾L𝛼"𝑇0"𝑇$𝑅

(3.24)

Recorrendo à função de transferência de cadeia fechada, (3.24), e relacionando-a com a

equação geral de um sistema de 2ª ordem, obtém-se a expressão para determinar 𝑇0", assumindo o

coeficiente de amortecimento 𝜉 = zz

:

𝑇0" =

4𝜉𝐾L𝛼"𝑇$𝑅

(3.25)

O valor do atraso médio 𝑇$ é definido como metade do período de comutação 𝑇6>. O ganho 𝐾L

obtém-se através do quociente entre a tensão do lado DC, 𝑈, e a amplitude máxima da modulante,

que se considera com o valor 1. Para o ganho de corrente, 𝛼", define-se um valor de 0,001.

A associação do modulador com o inversor pode ser vista como um amplificador operacional de

ganho 𝐾L e um atraso 𝑇$, podendo definir-se pela expressão [Silva, 2013]:

𝐺"(𝑠) =𝐾L

1 + 𝑠𝑇$ (3.26)

Os ganhos proporcional e integral do compensador são, respetivamente:

21

𝐾O" =𝑇 "

𝑇0"

𝐾M" =1𝑇0"

(3.27)

Apresentam-se na seguinte tabela os valores obtidos para os parâmetros supramencionados que

definem os controladores de corrente do sistema:

Tabela 3.1 - Parâmetros dos controladores das correntes AC

𝑻𝒛𝒊 (ms) 𝑻𝒑𝒊 (ms) 𝑻𝒅 (ms) 𝑲𝑫 𝜶𝒊 𝑲𝑷𝒊 𝑲𝑰𝒊

0,8414 0,5173 0,1149 725 0,001 1,6263 1933

3.5 Controlo das tensões AC Para se obter o valor da corrente de referência apresentada na entrada do sistema da Fig. 3.6, é

necessário controlar as tensões nos condensadores de filtragem à saída do conversor. Essas tensões

devem manter-se dentro dos limites definidos pela norma EN 50160.

Fig. 3.7 - Diagrama de blocos do controlo de tensão AC

O compensador proporcional integral 𝐶#(𝑠) é dado por:

𝐶#(𝑠) =

1 + 𝑠𝑇 #

𝑠𝑇0#= 𝐾0# +

𝐾M#𝑠

(3.28)

Pode-se modelar o controlo interno de corrente pela função transferência de um sistema de 1ª

ordem que relaciona as correntes de referência com as correntes AC do inversor:

𝐼"G#(𝑠)𝐼$CDEF(𝑠)

=𝐺#/𝛼"1 + 𝑠𝑇$#

(3.29)

22

Fazendo a análise do diagrama de blocos da Fig. 3.7, obtém-se a função de transferência que

descreve a influência da perturbação representada pela corrente na carga 𝐼9164.

𝑉9164(𝑠)𝐼9164(𝑠)

=

1𝑠𝐶9

1 + 𝛼#(𝐾O# +𝐾M#𝑠 )

𝐺#𝛼"

11 + 𝑠𝑇$#

1𝑠𝐶9

(3.30)

Reescrevendo (3.30), obtém-se a função de transferência em cadeia fechada na forma canónica:

𝑉9164(𝑠)𝐼9164(𝑠)

=𝑠 𝛼#𝑇$#𝐶9𝛼"

(1 + 𝑠𝑇$#)

𝑠� + 1𝑇$#

𝑠z + 𝛼#𝐺#𝐾O#𝑇$#𝐶9𝛼"𝑠 + 𝛼#𝐺#𝐾"#𝑇$#𝐶9𝛼"

(3.31)

Sabendo que o polinómio de um sistema de 3ª ordem que respeita o critério ITAE é dado por,

𝐼HIJ 𝑠 = 𝑠� + 1,75𝜔\𝑠z + 2,15𝜔\z𝑠 + 𝜔\� e fazendo a correspondência dos termos desse polinómio

com o denominador da função de transferência (3.24) [Lima et al, 2013], obtém-se:

1,75𝜔\ =1𝑇$#

2,15𝜔\z =𝛼#𝐺#𝐾O#𝑇$#𝐶9𝛼"

𝜔\� =𝛼#𝐺#𝐾"#𝑇$#𝐶9𝛼"

(3.32)

Resolvendo (3.25), obtêm-se os ganhos proporcional e integral do compensador PI,

respetivamente:

𝐾O# =

2,15𝐶9𝛼"1,75z𝛼#𝐺#𝑇$#

𝐾"# =𝐶9𝛼"

1,75�𝛼#𝐺#𝑇$#z

(3.33)

O valor do atraso médio 𝑇$# é definido como metade do período de comutação 𝑇6>. Para o ganho

de tensão, 𝛼#, define-se um valor de 0,001.

Apresentam-se na seguinte tabela os valores obtidos para os parâmetros que definem os

controladores de tensão do sistema:

Tabela 3.2 - Parâmetros do controlo de tensão AC

𝑻𝒅𝒗 (ms) 𝑮𝒗 𝜶𝒗 𝜶𝒊 𝑲𝑷𝒗 𝑲𝑰𝒗 0,1149 1 0,001 0,001 3,0626 7081,7

23

3.6 Controlo da tensão DC Durante o processo de carregamento da bateria é utilizada como corrente de referência, a

corrente calculada a partir do controlo da tensão aos terminais do condensador do lado DC, tendo

como referência a tensão nominal da bateria. O controlador é equivalente ao usado para AC.

O ganho 𝐺#$% é dado pela relação entre a tensão de referência da rede e a tensão nominal da

bateria.

𝐺#$% =

3×230𝑈

(3.34)

Os ganhos proporcional e integral são dados pelas mesmas expressões que em (3.33), obtendo-

se os dados presentes na Tabela 3.3.

Tabela 3.3 - Parâmetros do controlo de tensão DC

𝑻𝒅𝒗𝒅𝒄 (ms) 𝑮𝒗𝒅𝒄 𝜶𝒗𝒅𝒄 𝜶𝒊𝒅𝒄 𝑲𝑷𝒗𝒅𝒄 𝑲𝑰𝒗𝒅𝒄 0,001 0,5495 0,01 0,5 3038,4 807550

3.7 Supervisor O sistema tem várias condicionantes ao seu funcionamento que devem ser controladas de forma

a garantir o melhor funcionamento possível. Mesmo com todos os controladores dimensionados de

acordo com os requerimentos do sistema de armazenamento e da rede, é necessário haver um

controlador de nível superior, aqui denominado “Supervisor”, que define as condições de transição

entre os vários estados do sistema.

3.7.1 Estados do sistema São definidos quatro estados principais para o funcionamento do sistema, dependentes das

condições de funcionamento da rede elétrica e do estado de carga do sistema de armazenamento de

energia.

Tabela 3.4 - Estados de funcionamento do sistema

Estado Rede SAE Processo

1 Ligada 100% -

2 Ligada <100% Carga

3 Desligada/com falha >20% Descarga

4 Desligada/com falha <20% -

Considera-se que o sistema está no Estado 1 caso o SAE se encontre completamente carregado

e a rede elétrica esteja em funcionamento normal, sem anomalias. Neste estado as baterias não são

24

carregadas e as correntes de referência são definidas com valor nulo, visto não ser necessário o

trânsito de energia nesse sentido.

O Estado 2 é ativado quando, após uma interrupção na rede elétrica e consequente descarga do

SAE, a rede é religada e o processo de carga das baterias é iniciado. As correntes de referência,

𝑖$CDEF, do controlo do sistema são definidas tendo em conta a tensão, 𝑈L@, aos terminais do

condensador do lado do SAE, de forma a ser mantida a tensão das baterias, definindo-se com valor

negativo em consequência do sentido convencionado para o trânsito de energia do sistema.

Quando existe uma perturbação ou uma interrupção na rede elétrica, considerando que o SAE

ainda tem uma carga acima do valor limite definido de 20%, o Estado 3 é ativado, começando o

descarregamento das baterias e alimentação da carga pelo SAE. Neste estado as correntes de

referência do controlador do conversor são definidas para os valores nominais e o trânsito de energia

passa a ser feito no sentido da saída do conversor para a carga. É então ativado o Modo Ilha.

Durante o processo de descarga, caso o nível de carga do SAE chegue ao limite de segurança

para a durabilidade das baterias de Lítio de 20%, as correntes de referência são definidas para um

valor nulo, a carga deixa de ser alimentada e o SAE é desativado.

Fig. 3.8 - Fluxograma das transições de estados do sistema

Na Fig. 3.8 podem observar-se todas as transições possíveis entre os estados do sistema.

3.7.2 Deteção de perturbações na rede Para além da falha da rede elétrica, em que o SAE deverá alimentar a carga em rede isolada, o

supervisor identifica outras condições de funcionamento em que o SAE também pode ser solicitado

para alimentar a carga.

25

A qualidade de energia elétrica pode ser definida pela forma de onda da tensão, o seu valor

eficaz, a frequência e o equilíbrio no sistema trifásico, devendo as três fases ser sinusoidais, com um

desfasamento de 120° e uma frequência de 50 Hz.

Neste sistema, o Supervisor foi configurado de forma a detetar três das perturbações mais

comuns na qualidade da onda de tensão: interrupções, cavas de tensão e variações de frequência.

As interrupções na rede podem ser breves ou longas, dependendo se a sua duração é inferior ou

superior a 3 minutos, tendo como causas habituais a ação de disjuntores para o isolamento e

eliminação de defeitos, segundo a norma EN 50160. Definem-se como sendo situações em que a

tensão é inferior a 1% do valor declarado.

As cavas de tensão são abaixamentos bruscos na amplitude da tensão, variando entre valores

de 1% e 90% do valor nominal, podendo ter a duração de 10 milissegundos até 1 minuto, sendo a

duração mais habitual inferior a 1 segundo, com amplitudes inferiores a 60% [EN50160, 2010].

A primeira verificação que o Supervisor realiza é a amplitude da tensão da rede. Caso o valor

eficaz seja nulo, que configura uma interrupção na rede, é imediatamente ativado o Modo Ilha,

passando então o sistema ao Estado 3.

Caso se verifique que ocorreu uma cava de tensão, se esta reduzir o valor eficaz da tensão da

rede a um valor abaixo de 20% da tensão nominal, é determinada a duração da perturbação. Caso

esta seja superior a um intervalo de tempo pré-definido, o Modo Ilha é então ligado, passando o

sistema ao Estado 3.

Uma das condições gerais de funcionamento da rede elétrica é a variação de frequência não

poder ser superior a um intervalo de 1% do valor regular de 50 Hz, ou seja, a frequência deve estar

entre 49,5 Hz e 50,5 Hz durante 99,5% de um ano [EN50160, 2010], considerando que na totalidade

do ano o valor deve estar compreendido entre 47 Hz e 52 Hz. [Manual EDP, 2005]

Considera-se que a rede poderá estar, no máximo, dois períodos e meio do valor nominal da

rede fora do intervalo máximo de variação de frequência, ou seja, durante 50 milissegundos. A

decisão para esta condicionante prende-se com o facto de, nesta simulação, ser utilizada na

obtenção da frequência uma Malha de Captura de Fase, PLL, que é constituída por um controlador

Proporcional Integral e, não tendo este uma resposta imediata, existir um atraso para a estabilização

da leitura da frequência através deste método.

São definidos valores mínimo e máximo de frequência que despoletam uma ação imediata do

Supervisor no sentido de ativar o Modo Ilha do sistema, de forma a proteger a carga.

O Supervisor dá ordem ao sistema que seja ativado o Modo Ilha caso a frequência esteja fora do

intervalo estipulado durante mais de 50 milissegundos.

26

4. Simulação e Resultados Neste capítulo são analisados os resultados da simulação, obtidos na plataforma MATLAB

Simulink. São abordados os casos de funcionamento regular do sistema, abrangendo os vários

modos de funcionamento e também os vários casos possíveis de falhas na rede, estudando a sua

influência na alimentação da carga crítica e na qualidade da forma de onda.

Fig. 4.1 – Esquema simplificado de simulação do sistema

Na Fig. 4.1 pode observar-se a topologia do sistema, onde os vários blocos utilizados estão

organizados conforme a sua função no sistema: o bloco SAE representa o conjunto da bateria e do

programa Supervisor e o bloco Controlo inclui todos os controladores de corrente e de tensão do

sistema. Para simulação dos vários estados da rede são utilizados disjuntores trifásicos que permitem

ligar ou desligar o sistema da rede, permitindo o seu funcionamento ligado à rede ou em ilha. Quando

o sistema está a funcionar em Modo Ilha, o Disjuntor 2 encontra-se aberto, não havendo interação

com a rede até o funcionamento normal desta ser restabelecido.

A carga crítica foi representada como uma carga resistiva com a potência nominal definida.

As especificações dos transformadores utilizados podem ser consultadas no Anexo 2.

A linha de energia utilizada foi definida como tendo o comprimento de 20 km, utilizando os

parâmetros consultados no catálogo de um fabricante [Cabelte].

4.1 Funcionamento normal Para a simulação de funcionamento regular do sistema, sem falhas nem perturbações na rede, é

realizado um processo de passagem entre os vários estados de funcionamento do sistema, iniciando

com o Black Start onde, antes do sistema ser ligado à rede, as tensões são estabelecidas

gradualmente até se encontrarem nos valores de funcionamento normal da carga. Após a obtenção

dos valores nominais, a rede é então ligada.

Considera-se então que o estado inicial das baterias é de carga completa, sendo o processo de

descarga adaptado à duração da simulação.

27

4.1.1 Black Start O processo de Black Start inicia-se com um arranque progressivo do sistema, sendo definida

uma duração inicial de 50ms em que o sistema se mantém desligado e um intervalo de 0,2s durante o

qual a tensão de referência tem o comportamento de uma rampa que progride de um valor nulo de

tensão até ao valor de referência de 400 V.

Em t=0,3s é ligada a rede de energia elétrica e as baterias do SAE são recarregadas.

Fig. 4.2 - Evolução do estado do SAE durante o Black Start

Até t=0,25s, uma vez que as tensões e correntes do sistema estão a progredir até atingirem o

valor nominal, a corrente da bateria aumenta e, consequentemente, a tensão diminui. Atingindo os

valores nominais do sistema, a partir de t=0,25s, a corrente e tensão da bateria estabilizam em

valores próximos de 600 A e 740 V, respetivamente. Em t=0,3s, quando o Disjuntor 2 representado

na Fig. 4.1 é fechado, é feito o paralelo da rede de MT com o sistema e é possível observar o início

do processo de carregamento das baterias, ativando-se o Estado 2 do sistema.

Quando o SAE se encontra ao máximo do seu estado de carga, a corrente da bateria mantém-se

então num valor nulo, visto não estar a ser necessária para alimentação e a tensão estabiliza num

valor próximo dos 825 V, durante o período em que a rede elétrica está em funcionamento.

O estado máximo de carga das baterias foi definido para um valor próximo de 100%. No entanto,

não é possível determinar exatamente o valor máximo do estado de carga das baterias.

28

Fig. 4.3 - Estados do sistema para Black Start

Fig. 4.4 - Tensões e Correntes no lado da MT do conversor para a duração total da simulação

A passagem entre os estados do sistema pode então ser analisada na Fig. 4.5, onde o arranque

até t=0,3s decorre enquanto o sistema está em Modo Ilha, Estado 3, transitando para o Estado 2,

onde passa a haver alimentação pela rede.

Fig. 4.5 - Transição entre o Estado 3 e o Estado 2 para a o lado MT do conversor

No lado da MT do conversor, a perturbação da corrente na transição entre estados é notória. No

entanto, está limitada pelo sistema de controlo e mantém-se abaixo dos limites de operação dos

semicondutores. Durante o funcionamento em modo ilha observa-se algum ruído na tensão resultante

29

das comutações dos semicondutores e da incapacidade do filtro em eliminar todas as harmónicas

presentes devido às perturbações.

Fig. 4.6 - Frequência e tensão da Rede de energia de MT na transição entre o Estado 3 e 2.

Entre t=0,3s e t=0,42s, com a rede ligada, a bateria é recarregada até ao valor máximo e o

sistema encontra-se no Estado 2, passando então ao Estado 1, quando o SAE se encontra a 100%

do seu estado de carga.

Fig. 4.7 - Transição entre o Estado 2 e o Estado 1 para a carga de BT


30

Neste caso, observa-se que a transição entre o Estado 2 e Estado 1 do sistema não dá origem a

perturbações nas tensões e correntes da carga, uma vez que a alimentação da mesma é feita em

todo este intervalo pela rede elétrica.

Quando o processo de carregamento do SAE termina, as correntes do lado da MT do conversor

passam a ter um valor nulo, uma vez que é definida uma corrente de referência nula pelo controlador.

Até ao fim da simulação, a bateria está completamente carregada, a carga é alimentada apenas

pela rede e o sistema encontra-se no Estado 1. Verifica-se que as tensões e correntes na carga são

estáveis e com uma distorção mínima, estando dentro dos limites definidos pela norma EN 50160.

Fig. 4.9 - Estado 1 para a carga de BT

Fig. 4.10 - Estado 1 para a o lado MT do conversor

Fig. 4.11 - Tensões e correntes na Rede Elétrica de MT na transição entre o Estado 2 e 1

31

Na transição do estado de carregamento das baterias para o estado em que as baterias estão

completamente carregadas, Fig. 4.11, observa-se uma diminuição da corrente fornecida pela rede de

MT, uma vez que a rede fica apenas a alimentar a carga.

4.1.2 Funcionamento em Ilha O modo ilha com alimentação do SAE corresponde ao Estado 3 do sistema, sendo definido o

sentido de alimentação do lado DC (SAE) para o lado AC (carga).

Para esta análise, simula-se um funcionamento normal com alimentação pela rede elétrica e, em

t=0,25s, a rede é desligada (é aberto do Disjuntor 2 da Fig. 4.1), observando-se então uma passagem

do Estado 1 para o Estado 3.

Fig. 4.12 – Estados do sistema

Fig. 4.13 - Grandezas do SAE para a Transição entre o Estado 1 e 3

32

Com um estado inicial a plena carga, o SAE mantém um fornecimento de corrente nulo e uma

tensão constante de cerca de 825 V. Na transição entre estados, quando a rede elétrica é ligada,

ocorre um aumento gradual da corrente para valores próximos dos 600 A e uma diminuição da tensão

para um valor aproximado ao nominal das baterias, inferior a 740 V. Estes valores de corrente e

tensão são constantes durante todo o intervalo de alimentação do sistema.


Fig. 4.15 - Tensões e Correntes no lado da carga de BT para a duração total da simulação

Em t=0,25s a rede elétrica é desligada, e a carga crítica começa a ser alimentada pelo SAE.

Nas tensões e correntes da carga de BT, existem perturbações, não durando mais que meio

período da rede, sendo que se traduzem numa distorção das formas de onda, mantendo os valores

máximos das grandezas dentro dos limites definidos, não chegando neste caso aos seus limites.

No lado de MT do conversor esta transição traduz-se no aparecimento de correntes, com o valor

nominal calculado, efetuando o trânsito de energia do lado DC para o lado AC, alimentando assim a

carga.

As tensões na MT revelam alterações, devido à influência da indutância do transformador que,

em conjunto com o filtro à saída do conversor, introduz algum ruído nas formas de onda da tensão.

No entanto, as formas de onda da corrente mantêm-se com níveis desprezáveis de ruído.

33




Do lado da rede elétrica de MT, observa-se o anulamento das correntes, quando a rede MT é

desligada.

4.1.3 Carregamento das baterias O carregamento das baterias é efetuado quando o sistema recupera de um estado em que a

rede elétrica esteve desligada, ou seja, em modo de funcionamento em ilha, para um estado com a

rede em pleno funcionamento.

34

Fig. 4.19 – Estados do sistema

Para o carregamento, é definida uma corrente de referência negativa, de acordo com o que se

pretende que seja o sentido da mesma, conforme o convencionado para o sistema. A corrente segue

assim no sentido da rede de MT para o conversor.

Fig. 4.20 - Grandezas do SAE para a Transição entre o Estado 3 e 2


35

No lado da MT do conversor, observa-se um pico de corrente na transição entre estados,

mantendo-se dentro dos limites estabelecidos pelo controlador, para permitir a operação segura dos

semicondutores do conversor.

Fig. 4.22 - Tensões e Correntes no lado da carga de BT para a duração total da simulação

Na carga, em BT, a transição entre estados mantém as tensões e correntes dentro das variações

máximas permitidas, com duração inferior a um período da rede.


No lado MT do conversor observa-se que o ruído nas tensões é eliminado quando a rede elétrica

entra em funcionamento, uma vez que a alimentação da carga deixa de estar a cargo do SAE, mas

sim da própria rede.

36


Na rede elétrica de MT, desligada até t=0,25s, as correntes são nulas. Logo que a rede fica

operacional, em t=0,25s passam a existir correntes, que são as solicitadas pelo sistema de

supervisão, para alimentação da carga e carregamento das baterias.


No Estado 2, analisa-se a taxa de distorção harmónica, THD, da tensão na carga de BT. A THD

apresenta um valor próximo dos 0,07%, estando abaixo do limiar de 8% imposto pela norma EN

50160 [EN50160, 2010].

Para a situação em que o SAE fica algum tempo sem ser utilizado, por um longo período de boa

operação da rede, verifica-se que não há uma perda significativa da carga das baterias, mantendo-se

nos níveis de carga máxima, não sendo assim necessário o processo de carregamento constante e

consequente contagem do número de ciclos de vida.

4.1.4 Baterias descarregadas De forma a preservar o estado de conservação das baterias de Lítio, não é aconselhável a

descarga completa, sendo definida uma carga mínima de 20%. Chegada a essa percentagem, se o

37

sistema ainda se encontrar em funcionamento no modo ilha, Estado 3, o fornecimento de energia à

carga deixa de ser feito, passando o sistema ao Estado 4.

Fig. 4.26 - Descarga completa das baterias em modo ilha

Quando as baterias se encontram a 20% da sua carga, a carga deixa de ser alimentada pelo

SAE, que é desligado, e, em consequências, as respetivas correntes e tensões são nulas.

Fig. 4.27 - Transição entre o Estado 3 e 4 para a carga de BT

Do lado da MT do conversor, o mesmo acontece, uma vez que se define que as correntes de

referência serão nulas, devido a não poder ser fornecida energia pelo SAE.

Esta situação ocorrerá em casos extremos de inoperação da rede elétrica, uma vez que o SAE

está dimensionado para alimentar a carga crítica durante 30 minutos.

Fig. 4.28 – Transição entre o Estado 3 e 4 para a o lado MT do conversor

38

4.1.5 Restantes transições de Estados Para além das transições entre Estados já abordadas, poderão também ocorrer casos em que,

durante o carregamento das baterias, exista uma nova falha na rede elétrica.

Nos resultados apresentados na Fig. 4.29, pode observar-se que a rede é desligada em t=0,5s

durante o processo de carregamento das baterias.

Fig. 4.29 - Estado de Carga do SAE na transição entre o Estado 2 e 3

Na passagem do processo de carregamento para o modo ilha e alimentação da carga pelo SAE,

existe uma perturbação na forma de onda das tensões e correntes na carga.

No lado da MT do conversor, passa-se a observar ruído nas tensões, uma vez que a energia é

fornecida exclusivamente pelo SAE, transitando no sentido do conversor para a rede, havendo

influência do filtro AC do conversor e da reactância de dispersão do transformador, o que não se

verifica no caso do carregamento uma vez que o SAE se encontra ligado à rede, que impõe as

tensões em MT. Nas correntes verifica-se também um transitório na mudança de sentido da

alimentação.

Fig. 4.30 - Transição entre o Estado 2 e 3 para a carga de BT

39

Fig. 4.31 – Transição entre o Estado 2 e 3 para a o lado MT do conversor

Em ambos os casos as perturbações não duram mais que um período da rede.

No caso em que a ligação à rede é restabelecida após um período mais longo que a duração de

alimentação das baterias, as tensões e correntes são recuperadas a partir do valor nulo, sendo este

caso a passagem entre o Estado 4 e o Estado 2.

4.2 Funcionamento com perturbações na rede O programa de supervisão e controlo do sistema analisa as condições da rede elétrica MT, de

forma a definir os estados do sistema. O Supervisor irá processar a informação de cada perturbação

na rede e tratá-la individualmente como programado.

4.2.1 Interrupção Considera-se uma interrupção da rede elétrica quando a tensão da mesma atinge um valor nulo

ou muito próximo de zero, tomando-se assim o procedimento imediato de passagem ao Modo Ilha do

sistema, sendo a carga alimentada pelo SAE. Desta forma evita-se que o cliente esteja

completamente desligado por um longo período de tempo.

4.2.2 Cavas de tensão De forma a estudar a ação do programa Supervisor quando ocorrem cavas de tensão, simula-se

uma diminuição do valor da tensão da rede de 30 kV para 20% desse valor, mantendo a frequência

da rede a 50 Hz.

Nos instantes iniciais após a alteração brusca da tensão da rede, existe um período de tempo até

se verificar a estabilização da leitura de tensão e frequência pelo PLL.

40

Fig. 4.32 - Frequência e valor eficaz da Tensão da Rede medida pela PLL para uma cava de

tensão

Como se pode observar na Fig. 4.32, a tensão da rede é diminuída em t=0,5s. Apesar da ordem

para essa mudança ser feita instantaneamente no esquema de simulação, o atraso de estabilização

da PLL, faz com que se observe um pico de frequência nesses instantes, demorando 0,05s até se

verificar a estabilização do valor. Desta forma, o Supervisor irá atuar no sentido de ativar o Modo Ilha.

Uma vez que a estabilização do valor da cava de tensão no valor estabelecido só se verifica em

t=0,52s, só em t=0,57s é que se observa a transição de estados do sistema.

Em t=0,7s verifica-se a correção da cava de tensão e a rede volta a tomar a amplitude regular da

tensão.

Fig. 4.33 - Tensões e Correntes na Rede elétrica durante a Cava de Tensão

Perto de t=0,57s, observa-se uma pequena variação com subida na frequência da rede na Fig.

4.32 e na corrente da rede na Fig. 4.33 que corresponde ao instante em que o Modo Ilha é ativado e

o sistema passa do Estado 1 ao Estado 3.

No lado da MT do conversor, verifica-se então o aparecimento de correntes em t=0,57s devido à

necessidade de ser efetuado o trânsito de energia no sentido do SAE para a carga. Anteriormente as

correntes têm valor nulo uma vez que o SAE apresenta 100% da sua carga.

41

Fig. 4.34 - Tensões e Correntes do lado da MT do conversor durante a Cava de Tensão

Do lado da carga, verifica-se também o efeito da cava de tensão, não sendo mais uma vez

imediata a diminuição da tensão da rede. As próprias tensões na carga também não têm uma

mudança instantânea de amplitude, e o mesmo se verifica nas correntes.

À entrada em funcionamento do Modo Ilha, as tensões e correntes na carga voltam a recuperar

os seus valores nominais.

Fig. 4.35 - Tensões e Correntes na carga de BT durante a Cava de Tensão

Perante uma situação de cava de tensão, passado o intervalo mínimo de tolerância para uma

perturbação deste tipo, verifica-se que o sistema é capaz de fornecer energia à carga para

compensar a falha da rede.

Isto revela a capacidade de Low-Voltage Ride Through do sistema, ou seja, a capacidade do

sistema se manter ligado durante alguns ciclos da rede, em que exista uma cava profunda, ou mesmo

uma interrupção breve na rede.

O intervalo de tempo que se estabeleceu como “tempo de espera” para confirmação da falha da

rede, para além de ser devido ao tempo de estabilização da PLL da simulação, também deve existir

no sistema real, uma vez que o Supervisor não deverá atuar instantaneamente se verificar que existe

uma anomalia da rede, dando também tolerância ao tempo de atuação dos disjuntores mecânicos

aplicados a um sistema real, que não é instantâneo.

4.2.3 Variação da frequência da rede O programa Supervisor está configurado para atuar quando existem desvios da frequência em

relação ao valor nominal de 50 Hz de duas formas:

42

• Pequenas variações de frequência: segundo a norma EN 50160, a variação de frequência da

rede elétrica não pode ser superior a um intervalo de 1% em relação ao valor de 50 Hz, não

podendo ser inferior a 49,5 Hz nem superior a 50,5 Hz [EN50160, 2010];

• Grandes aumentos de frequência: é testado o caso em que a frequência da rede aumenta

para 65 Hz.

De seguida apresentam-se os resultados das simulações para ambas as situações.

4.2.3.1 Pequenas variações de frequência Considera-se uma pequena variação de frequência se a mesma se mantém dentro de um

intervalo de 1% inferior ou superior ao valor de 50 Hz, permitindo assim que a frequência seja no

mínimo 49,5 Hz e no máximo 50,5 Hz sem o sistema mudar de estado.

Definindo o valor de frequência para 49,5 Hz no instante t=0,5s da simulação, observa-se uma

variação brusca da mesma, estabilizando após um intervalo de 0,05s.

Fig. 4.36 - Variação da frequência e tensão da rede de MT para 49,5Hz

As variações observadas na leitura da frequência devem-se, mais uma vez, ao tempo de

estabilização do PI presente na PLL, existindo também uma variação no valor eficaz da tensão da

rede. Apesar da existência destas variações nas leituras, os valores estão dentro dos limites máximos

definidos numa das condições do Supervisor, não havendo necessidade de mudança de estado de

funcionamento do sistema.

Na Fig. 4.37 verifica-se que, após o período de estabilização do valor de frequência, esta fica

com o valor previsto de 49,5 Hz para esta simulação, sendo o valor de limite inferior permitido para o

funcionamento correto do sistema, ou seja, uma diferença de 1% face ao valor nominal de 50 Hz.

Fig. 4.37 - Pormenor da variação da frequência da rede de MT para 49,5Hz

43

Fig. 4.38 - Tensões e Correntes na carga durante a variação de frequência da rede para 49,5Hz

No lado da carga de BT, observa-se um período transitório nas tensões e correntes, devido à

mudança de frequência da rede, não durando, no entanto, mais que um período da rede, pelo que

uma transição de frequência imediata e dentro dos limites definidos não exigem a transição para o

Modo Ilha por parte do Supervisor.

Em t=0,7s observa-se a passagem da frequência ao valor nominal de 50 Hz, existindo um

período de transição devido à variação da tensão da rede, como visível na Fig. 4.36, durando um

período da rede e estabilizando após esse intervalo de tempo.

De forma análoga, realizando a simulação para o caso do limite máximo de frequência dentro do

funcionamento normal do sistema, 50,5 Hz,

Fig. 4.39 - Variação da frequência e tensão da rede de MT para 50,5Hz

Fig. 4.40 - Pormenor da variação da frequência da rede de MT para 50,5Hz

44

Fig. 4.41 - Tensões e Correntes na carga durante a variação de frequência da rede para 50,5Hz

Observa-se um comportamento idêntico ao caso da variação para o limite inferior de frequência

permitido, como esperado por este intervalo de frequência em que a rede deve funcionar durante

99,5% de um ano.

4.2.3.2 Grandes variações de frequência Estabelecido o intervalo máximo de variação da frequência de acordo com a norma EN50160, é

dada alguma tolerância temporal para as variações bruscas de frequência. Apesar dessas variações

serem toleradas se quase instantâneas, não se permite, no entanto, que sejam demasiado elevadas.

Simula-se uma variação de frequência de 15 Hz, para um valor de 65 Hz, que se pode observar

na Fig. 4.42 a partir de t=0,5s e estabilização a partir t=0,55s. No instante t=0,7s, a frequência da rede

é novamente restabelecida a 50 Hz.

Fig. 4.42 - Variação da frequência e tensão da rede de MT para 65Hz

Fig. 4.43 - Pormenor da variação da frequência da rede de MT para 65Hz

Após a estabilização da leitura pela PLL, o Supervisor atua e ativa a alimentação da carga pelo

SAE, entrando o sistema no Estado 3.

Como se pode observar na Fig. 4.44, a frequência das tensões e correntes da carga é de 65 Hz

durante um intervalo de tempo de tolerância, ao mesmo tempo que na Fig. 4.43 se pode observar o

aumento da frequência da rede, tal como medida pela PLL. Em t=0,57s, após o intervalo de tolerância

dado pelo Supervisor, na Fig. 4.44, observa-se que as tensões e correntes da carga sofrem uma

45

transição, a partir da qual ocorre uma diminuição da frequência para um valor de 50 Hz, uma vez que

o sistema entra em Modo Ilha. Na Fig. 4.43, em aproximadamente t=0,75s ocorre a reposição da

frequência da rede para 50 Hz, momento no qual ocorre a passagem do sistema ao Estado 2,

passando a carga a ser alimentada pela rede elétrica, sendo visível a transição na Fig. 4.44.

Fig. 4.44 - Tensões e Correntes na carga durante a variação de frequência da rede para 65Hz

4.2.4 Curto-Circuito Vários fatores podem conduzir à ocorrência de curto-circuitos nas linhas elétricas de energia, tais

como catástrofes naturais, acidentes de viação ou acidentes relacionados com corte de árvores. São

considerados os dois maiores casos de curto-circuitos na rede o fase-terra, onde uma das linhas toca

no solo ou numa plataforma que esteja em contacto com o solo e fase-fase, em que duas das fases

se tocam. Ocorre também, com menos vulgaridade, curto-circuito trifásico, em que todas as fases

estão em contacto.

Apresentam-se de seguida simulações para os três casos possíveis, sendo feitas para situações

de curto-circuito franco, em que não existe nenhuma resistência e para situações em que se

considera existir uma resistência na ligação ao solo ou entre fases.

4.2.4.1 Fase-terra franco Um curto-circuito fase-terra franco é simulado ligando diretamente uma das fases à terra. O

curto-circuito é realizado na rede, antes da linha de 20 km que faz a ligação ao sistema em estudo.

Fig. 4.45 - Esquema simplificado de simulação do sistema para um Curto-Circuito fase-terra

franco

46

Na Fig. 4.46, observa-se que as tensões da rede de MT entram em desequilíbrio no instante

t=0,45s, quando ocorre o curto-circuito, havendo duas fases com amplitude mais baixa que o valor

nominal e a restante fase com amplitude semelhante à nominal. As três fases ficam com uma

desfasagem diferente de 120° do sistema equilibrado. As correntes também sofrem um desequilíbrio,

sendo que uma das fases diminui muito a sua amplitude e as duas restantes mantêm amplitudes

aproximadas e pouco inferiores ao valor normal. A desfasagem mantém-se aproximadamente a 120°.

Em t=0,55s é corrigido o curto-circuito e verifica-se uma transição que traduz a sincronização do

sistema com a rede ao funcionamento normal.

Fig. 4.46 - Tensões e Correntes na Rede de MT para Curto-Circuito Fase-Terra Franco

No lado da MT do conversor, Fig. 4.47, existe um comportamento semelhante ao da rede no que

toca às tensões. Uma vez que o SAE está completamente carregado, as correntes mantêm-se com

valores aproximadamente nulos, passando a existir alguma corrente durante o curto-circuito devido

ao desequilíbrio provocado nas tensões.

Fig. 4.47 - Tensões e Correntes no lado MT do conversor para Curto-Circuito Fase-Terra

Franco

Fig. 4.48 - Tensões e Correntes na carga de BT para Curto-Circuito Fase-Terra Franco

47

Uma vez que o sistema está controlado de forma a não permitir valores muito elevados de

corrente, não são detetados picos de corrente durante o curto-circuito, pelo que não existe uma

atuação do Supervisor perante esta situação, mantendo-se então a carga de BT, Fig. 4.48, a ser

alimentada diretamente pela rede elétrica de MT. Assim, observa-se que as tensões e correntes na

carga são desequilibradas.

4.2.4.2 Fase-terra com resistência Um curto-circuito fase-terra é simulado ligando uma resistência de 5Ω entre uma das fases e a

terra. O curto-circuito é realizado na rede, antes da linha de 20 km que faz a ligação ao sistema em

estudo.

Fig. 4.49 - Esquema simplificado de simulação do sistema para um Curto-Circuito fase-terra

com resistência

Na Fig. 4.50, observa-se que as tensões da rede de MT, medidas após a linha de 20 km do lado

do inversor, entram em desequilíbrio no instante t=0,45s, quando ocorre o curto-circuito, tendo as três

fases amplitudes diferentes.

Comparando com o caso do curto-circuito franco, da Fig. 4.46, observa-se que as tensões de

duas das fases não mantêm a mesma amplitude, uma vez que existe neste caso uma resistência que

atua como carga extra na fase que está ligada à terra. O mesmo acontece com as correntes, nas

quais se observa um desequilíbrio maior.


sistema com a rede ao funcionamento normal.

48

Fig. 4.50 - Tensões e Correntes na Rede de MT para Curto-Circuito Fase-Terra

No lado da MT do conversor, Fig. 4.51, comparando com o caso franco da Fig. 4.47, as tensões

estão também todas em desequilíbrio, pelo efeito de carga realizado pela resistência na ligação. Nas

correntes, não se observa uma alteração significativa em relação ao curto-circuito franco uma vez que

o SAE está completamente carregado. Consequentemente, as correntes mantêm-se com valores

aproximadamente nulos, passando a existir alguma corrente durante o curto-circuito devido ao

desequilíbrio provocado nas tensões.

Fig. 4.51 - Tensões e Correntes no lado MT do conversor para Curto-Circuito Fase-Terra

Fig. 4.52 - Tensões e Correntes na carga de BT para Curto-Circuito Fase-Terra

Na carga de BT, o desequilíbrio nas correntes é notório e, consequentemente, nas tensões.

4.2.4.3 Fase-fase franco Um curto-circuito fase-fase franco é simulado ligando diretamente duas das fases da rede.

O curto-circuito é realizado na rede, antes da linha de 20 km que faz a ligação ao sistema em estudo.

49

Fig. 4.53 - Esquema simplificado de simulação do sistema para um Curto-Circuito fase-fase

franco

Na Fig. 4.54, observa-se que as tensões da rede de MT entram em desequilíbrio em t=0,45s,

quando ocorre o curto-circuito, havendo duas fases que ficam com amplitude idêntica e a terceira

fase com amplitude aproximadamente nula. Nas duas fases com tensão não nula observa-se uma

desfasagem de 180°, devido à não existência de tensão numa das fases. As correntes também

sofrem um desequilíbrio, sendo que uma das fases mantém a amplitude normal e as duas restantes

fases ficam em fase e com amplitude reduzida. Em t=0,55s é corrigido o curto-circuito e verifica-se

uma transição que traduz a sincronização do sistema com a rede ao funcionamento normal.

Fig. 4.54 - Tensões e Correntes na Rede de MT para Curto-Circuito Fase-Fase Franco


toca às tensões, havendo uma das fases com tensão nula e duas das fases com tensão

relativamente próxima à nominal e desfasagem de 180°. Uma vez que o SAE está completamente

carregado, as correntes mantêm-se com valores aproximadamente nulos, passando a existir alguma

corrente durante o curto-circuito devido ao desequilíbrio provocado nas tensões. Verificam-se picos

na corrente nos momentos de transição entre a ocorrência do curto-circuito e a correção do mesmo.

50

Fig. 4.55 - Tensões e Correntes no lado MT do conversor para Curto-Circuito Fase-Fase Franco

Na carga de BT, Fig. 4.56, observa-se que duas das fases ficam exatamente em fase e com igual

amplitude (formas de onda preta e rosa), mantendo-se a restante fase à amplitude normal e com uma

desfasagem de 180° face às outras duas.

Fig. 4.56 - Tensões e Correntes na carga de BT para Curto-Circuito Fase-Fase Franco

Uma das correntes apresenta amplitude aproximadamente nula, ficando as restantes fases com

um desfasamento de 180° e equilibradas entre si, com amplitude inferior à nominal.

4.2.4.4 Fase-fase com resistência É simulado um curto-circuito fase-fase com colocando uma resistência de 5Ω entre fases. O

curto-circuito é realizado na rede, antes da linha de 20 km que faz a ligação ao sistema em estudo.

Fig. 4.57 - Esquema simplificado de simulação do sistema para um Curto-Circuito fase-fase

com resistência

51

Na Fig. 4.58, observa-se que as tensões da rede de MT entram em desequilíbrio em t=0,45s,

quando ocorre o curto-circuito. As correntes também sofrem um desequilíbrio, sendo que uma das

fases mantém a amplitude normal e as duas restantes fases ficam aproximadamente em fase e com

amplitude reduzida.


sistema com a rede.

Fig. 4.58 - Tensões e Correntes na Rede de MT para Curto-Circuito Fase-Fase


toca às tensões, havendo uma das fases com tensão relativamente próxima à nominal. A desfasagem

normal de 120° entre fases deixa de se verificar. Uma vez que o SAE está completamente carregado,

as correntes mantêm-se com valores aproximadamente nulos, passando a existir alguma corrente

durante o curto-circuito devido ao desequilíbrio provocado nas tensões. Verificam-se picos na

corrente nos momentos de transição entre a ocorrência do curto-circuito e a correção do mesmo.

Fig. 4.59 - Tensões e Correntes no lado MT do conversor para Curto-Circuito Fase-Fase

Fig. 4.60 - Tensões e Correntes na carga de BT para Curto-Circuito Fase-Fase

52

Na carga de BT, Fig. 4.60, observa-se que uma das fases mantém a amplitude normal, enquanto

que as outras duas fases diminuem de valor e ficam aproximadamente em fase entre si. Uma das

fases apresenta a corrente com amplitude aproximadamente ao valor nominal e as outras duas fases

apresentam valores inferiores e com um desfasamento diferente de 120° do sistema em

funcionamento normal.

4.2.4.5 Trifásico Um curto-circuito trifásico é simulado ligando diretamente as três fases. O curto-circuito é

realizado na rede, antes da linha de 20 km que faz a ligação ao sistema em estudo.

Fig. 4.61 - Esquema simplificado de simulação do sistema para um Curto-Circuito trifásico

Na Fig. 4.62, em t=0,45s, verifica-se a diminuição das tensões e correntes da rede para um valor

nulo, levando a que o valor eficaz da sua tensão também seja nulo.

Fig. 4.62 - Tensões e Correntes na Rede de MT para Curto-Circuito Trifásico

Verificando-se que o valor eficaz da tensão da rede de MT é nulo, o sistema de supervisão irá

reconhecer essa interrupção da rede.

53

Em t=0,55s, observa-se o aumento das correntes da rede de MT relativamente aos valores

imediatamente antes da ocorrência do defeito, uma vez que as baterias serão recarregadas devido ao

seu uso durante o curto-circuito.

Fig. 4.63 - Tensões e Correntes no lado MT do conversor para Curto-Circuito Trifásico

Após 0,05s, um intervalo de tolerância definido no programa Supervisor, em aproximadamente

t=0,51s o sistema é passado ao Estado 3, em que o Modo Ilha é ativado, e a carga passa a ser

alimentada pelo SAE, observando-se assim que as correntes e tensões no conversor deixam de ser

nulas.

Na Fig. 4.64 observam-se as tensões e correntes na carga de BT que, em t=0,51s, quando esta

passa a ser alimentada pelo SAE, retornam aos valores nominais como se a rede estivesse ligada

com funcionamento regular.

Em t=0,55s, a rede volta a estar em pleno funcionamento sendo eliminado o curto-circuito,

notando-se a transição entre estados e a sincronização entre a carga e a rede é atingida.

Fig. 4.64 - Tensões e Correntes na carga de BT para Curto-Circuito Trifásico

4.3 Desequilíbrio na carga Ao longo de todas simulações efetuadas considera-se sempre que a carga está igualmente

repartida pelas três fases, constituindo um sistema equilibrado.

É importante ter em conta o facto que as fases podem não estar em perfeito equilíbrio no sistema

real pelo que, nas seguintes secções, são mostrados os resultados para as simulações de vários

casos de desequilíbrio na carga.

54

Considera-se que a carga nominal total é de 500 kW, sendo esse valor repartido igualmente

pelas três fases no caso equilibrado. Os desequilíbrios são referenciados como percentagem do valor

total nominal de uma fase, 166,7 kW.

Tabela 4.1 - Valores de simulação para desequilíbrios na carga

Percentagem de diminuição da carga

Carga na fase [kW]

20% 133,3

40% 100

60% 66,7

80% 33,3

São analisados os casos para desequilíbrios na carga quando a rede de MT está funcional e

quando o sistema se encontra em Modo Ilha, de forma a poder verificar o comportamento do sistema

quando sujeito a uma carga desequilibrada durante uma falha na rede de MT.

4.3.1 Desequilíbrio com Rede de MT ligada Considera-se que a rede de MT se encontra no seu funcionamento normal, à frequência de 50

Hz e valor eficaz da tensão de 30 kV, sem perturbações.

4.3.1.1 Desequilíbrio numa fase Nesta simulação consideram-se dois casos distintos de desequilíbrio em uma das fases da

carga:

• Uma fase tem 80% da carga de cada uma das duas restantes fases;

• Uma fase possui apenas 20% da carga relativamente a cada uma das outras fases.

Como se pode observar na Fig. 4.65, uma das fases da carga encontra-se desequilibrada (forma

de onda de cor preta na figura), neste caso com uma carga de 80% face a cada uma das outras duas

fases. Este facto confirma-se com a diminuição da amplitude da corrente nessa fase em relação às

outras, uma vez que, para manter a mesma tensão, sendo a potência pedida menor, a corrente não

necessita de ser tão elevada.

55

Fig. 4.65 - Tensões e Correntes na carga de BT com uma fase desequilibrada com 80% da

carga nominal

Na Fig. 4.66, observa-se a consequência do desequilíbrio nas correntes da rede de MT, em que

a alteração na amplitude das correntes é também visível, neste caso existindo uma fase que mantém

a amplitude nominal (forma de onda rosa) e as restantes duas fases com amplitudes reduzidas, mas

aproximadas.

Fig. 4.66 - Tensões e Correntes na rede de MT com uma fase desequilibrada com 80% da carga

nominal

Como se pode observar na Fig. 4.67, uma das fases da carga encontra-se muito desequilibrada

(forma de onda de cor azul na figura) com uma diminuição de 80% na carga face a cada uma das

outras duas fases, verificando-se uma grande diminuição da corrente nesta fase face ao caso de

equilíbrio perfeito. No entanto, tal situação é esperada, uma vez que para manter uma potência

pedida menor, com igual tensão, a corrente não necessita de ser tão elevada.

56


carga nominal

Na Fig. 4.68, observa-se o resultado do desequilíbrio nas correntes da rede de MT, em que se

verifica que uma das correntes mantém a amplitude nominal e as duas outras fases diminuem a sua

amplitude, sendo expectável.

Fig. 4.68 - Tensões e Correntes na rede de MT com uma fase desequilibrada com 20% da carga

nominal

4.3.1.2 Desequilíbrio com duas fases abaixo do valor nominal da carga Nesta simulação consideram-se dois casos distintos de desequilíbrio em duas das fases da

carga:

• Uma fase está a 80% e outra a 60% da carga nominal, estando a terceira à carga nominal;

• Uma fase está a 20% e outra a 40% da carga nominal, mantendo-se a terceira à carga

nominal.

Este último caso trata-se de uma situação mais extrema a nível real, não sendo habitual, mas

importante ter em conta.

Na Fig. 4.69 observa-se a influência do desequilíbrio de duas fases nas correntes da carga, em

que uma das fases tem uma diminuição de 20% e 40% na outra fase, refletindo-se na diminuição da

amplitude das correntes das respetivas fases. Uma vez que o sistema fica desequilibrado nas três

57

fases, é esperado que tal aconteça, uma vez que cada fase da carga pede um valor de potência

distinto.

Fig. 4.69 - Tensões e Correntes na carga de BT com duas fases desequilibradas com uma fase

a 80% e outra a 60% da carga nominal

Na rede de MT, Fig. 4.70, o desequilíbrio entre as três fases é notório, diminuindo a amplitude da

corrente em todas, relativamente ao valor nominal. Em ambos os casos as tensões mantêm as suas

amplitudes, uma vez que a carga determina a corrente pedida.

Fig. 4.70 - Tensões e Correntes na rede de MT com duas fases desequilibradas com uma fase a

80% e outra a 60% da carga nominal

No caso em que uma das fases está a 40% da carga nominal e outra a 20%, a diminuição da

amplitude das correntes nas fases afetadas é mais acentuada que no caso anterior, sendo notória na

Fig. 4.71. A fase que mantém o valor nominal da carga não é afetada.

58


a 40% e outra a 20% da carga nominal

Na rede de MT, Fig. 4.72, o mesmo desequilíbrio é sentido. A amplitude das correntes diminui

nas três fases, conforme a carga das mesmas.

Fig. 4.72 - Tensões e Correntes na rede de MT com duas fases desequilibradas com uma fase a

40% e outra a 20% da carga nominal

4.3.2 Desequilíbrio das cargas em Modo Ilha Considera-se o sistema a funcionar em Modo Ilha quando ocorre uma falha na Rede de MT e o

SAE fornece energia à carga enquanto as baterias se encontram com um estado de carga superior a

20%.

4.3.2.1 Desequilíbrio numa fase Tal como observado para as simulações com desequilíbrio na carga enquanto a Rede de MT se

encontra em funcionamento, consideram-se dois casos de estudo:

• Uma fase tem 80% da carga de cada uma das duas restantes fases;

• Uma fase possui apenas 20% da carga relativamente a cada uma das outras fases.

Na Fig. 4.73, observa-se que o desequilíbrio nas correntes da carga de BT não é muito distinto

do caso em que a rede de MT está em funcionamento, Fig. 4.65, no entanto, no caso do

funcionamento em Modo Ilha do sistema, é observável uma distorção mínima nas tensões,

mantendo-se dentro do intervalo de ±10% da norma.

59


carga nominal, com o sistema em Modo Ilha

Também no lado da MT do conversor, não é muito notório o desequilíbrio nas correntes, uma vez

que o desequilíbrio não é muito acentuado, mas existe, neste caso, um desequilíbrio equivalente nas

tensões. A THD das tensões, tem valores próximos de 7%, mantendo-se abaixo do limite de 8%

permitido pela norma.

Fig. 4.74 - Tensões e Correntes no lado da MT do conversor com uma fase desequilibrada com

80% da carga nominal, com o sistema em Modo Ilha

Para o caso em que uma das fases apenas tem 20% da carga nominal, com o sistema em Modo

Ilha, o efeito é muito mais notório nas formas de onda quer das tensões quer das correntes na carga

de BT, Fig. 4.75, face ao caso em que se simula o desequilíbrio com a rede de MT em

funcionamento, Fig. 4.67.

60


carga nominal, com o sistema em Modo Ilha

Fig. 4.76 - Tensões e Correntes no lado da MT do conversor com uma fase desequilibrada com

20% da carga nominal, com o sistema em Modo Ilha

Observa-se o mesmo efeito no lado da MT do conversor, sendo neste caso visível nas tensões

para além das correntes, o que não se verifica com a rede de MT ligada.

No entanto, apesar da distorção nas formas de onda, os valores limites quer das tensões, quer

das correntes, mantêm-se dentro dos intervalos permitidos, estando as tensões dentro da variação de

±10% e as correntes abaixo dos 120% definidos para o limite de segurança dos dispositivos

semicondutores.

A THD da tensão para o desequilíbrio com 20% do valor nominal da carga numa fase é

aproximadamente 12%, estando acima do limite imposto de 8%. Este caso é, no entanto, extremo,

não sendo um acontecimento habitual um desequilíbrio tão acentuado numa das fases da carga.

Neste caso seria desejável desligar o sistema para minimizar eventuais problemas no cliente.

4.3.2.2 Desequilíbrio com duas fases abaixo do valor nominal da carga Da mesma forma que foram realizadas as simulações para o caso da Rede de MT em

funcionamento, consideram-se dois casos distintos de desequilíbrio em duas das fases da carga:

• Uma fase está a 80% e outra a 60% da carga nominal, estando a terceira à carga nominal;

61

• Uma fase está a 20% e outra a 40% da carga nominal, mantendo-se a terceira à carga

nominal.

Este último caso trata-se de uma situação mais extrema a nível real, não sendo habitual, mas

importante ter em conta.


com 80% e outra com 60% da carga nominal, com o sistema em Modo Ilha

Em Modo Ilha, com desequilíbrio na carga, o sistema revela uma distorção na forma de onda das

tensões para além das correntes da carga de BT, Fig. 4.77, o que não acontece no caso em que a

rede de MT está em funcionamento. O mesmo se verifica no lado da MT do conversor, Fig. 4.78. A

fase da carga que mantém o valor nominal mantém-se com valores de corrente aproximados aos do

funcionamento em modo equilibrado e a diminuição das amplitudes das correntes das fases em que a

carga diminui, é visível.

A THD, apesar do desequilíbrio da carga, tem valores próximos de 7%, mantendo-se abaixo do

limite de 8% permitido pela norma.

Fig. 4.78 - Tensões e Correntes no lado da MT do conversor com duas fases desequilibradas

com uma fase com 80% e outra com 60% da carga nominal, com o sistema em Modo Ilha

Com um desequilíbrio maior no conjunto das três fases, as amplitudes das correntes na carga de

BT, Fig. 4.79, têm valores máximos de amplitude muito distintos, refletindo as potências pedidas por

62

cada fase. A fase que se encontra à carga nominal também sofre alterações, havendo um aumento

da corrente para valores acima dos definidos para o funcionamento normal.

Neste caso as tensões da carga ultrapassam os valores máximos de funcionamento da carga de

BT, incluindo a margem permitida pela norma.

Revela-se assim que o sistema não será capaz de tolerar um desequilíbrio tão acentuado nas

fases da carga, quando funciona em Modo Ilha.


com 40% e outra com 20% da carga nominal, com o sistema em Modo Ilha

A THD das tensões apresenta valores perto dos 14%, superior ao limite de 8% imposto. Não

sendo um caso de desequilíbrio muito comum na realidade, não é um ponto crítico do sistema, mas

poderá revelar-se um problema caso ocorra este caso extremo, devendo nessa situação desligar-se o

sistema, para permitir que não ocorram eventuais danos na carga.

Conclui-se que a rede de MT auxilia ao equilíbrio das tensões na carga de BT, mesmo havendo

desequilíbrio nas fases da carga. Em Modo Ilha existe então distorção na forma de onda das tensões

e correntes da carga mantendo, no entanto, em certos casos de desequilíbrio, os valores de

amplitude dentro dos limites estipulados pela norma, não constituindo perigo para os equipamentos

do cliente.

63

5. Conclusões Esta dissertação teve como objetivo o dimensionamento de um sistema de armazenamento de

energia elétrica para uma carga crítica e simulação do mesmo no ambiente MATLAB Simulink,

permitindo cobrir os casos mais habituais de ocorrência de problemas na rede e todos os estados de

funcionamento possíveis para o sistema na consequência das ditas perturbações.

O sistema de armazenamento utilizado foi dimensionado tendo em conta a duração mínima

necessária da alimentação da carga por parte das baterias, neste caso, de 30 minutos, escolhendo as

baterias mais adequadas e com melhor desempenho para esta aplicação.

Para converter a energia armazenada em DC para energia AC que alimenta a carga, foi

necessário selecionar o sistema de conversão mais adequado, escolhendo-se um inversor trifásico

com capacidade de trânsito de energia bidirecional de forma a poder alimentar a carga e carregar as

baterias.

Depois de dimensionados os controladores das correntes e tensões do sistema, foi necessário

definir os critérios do supervisor do sistema, que permitiram detetar as perturbações na rede,

monitorizar o estado do sistema de armazenamento e determinar o estado geral do sistema de forma

a atuar de acordo com as necessidades de alimentação da carga. Nos casos em que a frequência

e/ou tensão da rede de MT estavam fora dos parâmetros regulamentares, o supervisor atuou no

sentido de permitir a continuidade da alimentação da carga, colocando o sistema em Modo Ilha, com

alimentação pelas baterias. O supervisor também permitiu decidir quando é efetuado o carregamento

das baterias do SAE. Com os ensaios realizados foi possível verificar que todos os estados possíveis

cobertos pelo Supervisor são ativados de acordo com os critérios definidos.

Relativamente à qualidade das tensões e correntes que alimentam a carga quando esta se

encontra a ser alimentada pelo SAE, observou-se que são cumpridas as normas estabelecidas para a

distribuição na rede BT, concluindo-se que é uma solução viável para um projeto do género. O

período de tempo mínimo para a alimentação é respeitado e ainda ultrapassado, deixando assim uma

margem de segurança, que deve sempre ser tida em conta numa aplicação real.

As transições entre estados do sistema não são totalmente isentas de perturbações. Estas

perturbações devem-se à passagem entre os sistemas de alimentação.

O compromisso com a alimentação de uma carga crítica quando a rede elétrica de MT é

interrompida ou apresenta perturbações graves é cumprido.

A partir da análise dos resultados obtidos, pode observar-se que o sistema é capaz de gerar um

sistema trifásico de tensões que cumpre os limites impostos pela norma EN 50160, mesmo em

situações de desequilíbrio de 60% de uma das fases da carga.

64

Em situações regulares de equilíbrio de carga, a taxa de distorção harmónica observada está

dentro dos limites impostos pela norma, situando-se em valores próximos de 1%, sendo inferior ao

limite de 8%.

5.1 Perspetivas de trabalho futuro

De forma a permitir a modularidade do sistema e melhorar a THD das correntes na ligação à

rede, poderá ser adotada uma solução com vários inversores em paralelo, permitindo a continuidade

de operação do sistema mesmo ocorrendo um problema num módulo do sistema de conversão.

Para melhorar o processo de medição da frequência da rede e eliminar atrasos na obtenção do

valor da mesma, poderá ser efetuada a melhoria do dimensionamento dos componentes da malha de

captura de fase, em relação ao método usado nesta dissertação. Outros métodos de deteção da

frequência poderão também ser utilizados, de forma a que as medições efetuadas através dos

mesmos possam ser comparadas, sendo obtida uma leitura mais precisa, e utilizadas conforme a

situação que esteja a ser estudada.

Poderá ser estudada a possibilidade de utilizar o sistema como filtro ativo de potência, atuando

como compensador de harmónicas de corrente, e realizando a correção do fator de potência.

De modo a rentabilizar a utilização do sistema numa aplicação real, poderá ser tida em conta a

sua utilização para realizar serviços de rede, nomeadamente, melhoria da qualidade da energia,

compensação de reativa e peak shaving. A possibilidade de maior injeção de reativa poderá também

ser estudada, sendo necessário, no entanto, subir a tensão no andar DC e efetuar o

sobredimensionamento dos semicondutores.

Em relação ao sistema de armazenamento poderá ser estudado um sistema de gestão das

baterias (BMS - Battery Management System) que permita considerar cada módulo de baterias

individualmente, detetando falhas individuais, permitir a carga/descarga de módulos individualmente e

não num todo, como foi considerado nesta dissertação.

65

Anexos

Anexo 1 - Bateria

2

209.6

2

66

AA Portable Power Corp / dba BatterySpace.comTel: 510-525-2328 Fax: 510-439-2808Email: [email protected]

67

Anexo 2 – Parâmetros do transformador Parâmetros do Transformador de 500 kVA

Potência 500kVA

Tensão do primário 400V

Tensão do secundário 30kV

Perdas em vazio 1170W

Corrente de magnetização 0,027p. u.

Condutância de magnetização 0,0023p. u.

Susceptância de magnetização 0,0269p. u.

Resistência de magnetização 427,35Ω

Reactância de magnetização 37,18p. u.

Tensão de curto-circuito 0,05p. u.

Perdas em carga 5650W

Resistência do enrolamento primário 0,0057Ω

Resistência do enrolamento secundário 0,0057Ω

Reactância de dispersão do primário 0,0244p. u.

Reactância de dispersão do secundário 0,0244p. u.

Parâmetros do Transformador de 630 kVA Potência 630kVA

Tensão do primário 400V

Tensão do secundário 30kV

Perdas em vazio 1450W

Corrente de magnetização 0,029p. u.

Condutância de magnetização 0,0023p. u.

Susceptância de magnetização 0,0289p. u.

Resistência de magnetização 434,48Ω

Reactância de magnetização 34,59p. u.

Tensão de curto-circuito 0,045p. u.

Perdas em carga 8800W

Resistência do enrolamento primário 0,007Ω

Resistência do enrolamento secundário 0,007Ω

Reactância de dispersão do primário 0,0214p. u.

Reactância de dispersão do secundário 0,0214p. u.

68

Anexo 3 – Parâmetros da linha

Comprimento 20km

Resistência por fase 3,06Ω

Capacitância por fase 3,8µF

Indutância por fase 7,8mH

69

Referências

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sistema de armazenamento e a sua interação com a rede · designed and a supervisor program is...

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