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UNIVERSIDADE FEDERAL DE ITAJUBÁ

INSTITUTO DE SISTEMAS ELÉTRICOS E ENERGIA

Estudo de Proteção: Ilhamento de Parques Eólicos

Leandro Martins Fernandes

Rony Mira Magalhães

Itajubá, outubro de 2017

UNIFEI – ISEE Trabalho Final de Graduação

i

UNIVERSIDADE FEDERAL DE ITAJUBÁ

INSTITUTO DE SISTEMAS ELÉTRICOS E ENERGIA

Leandro Martins Fernandes

Rony Mira Magalhães

Estudo de Proteção: Ilhamento de Parques Eólicos

Monografia apresentada ao Instituto de

Sistemas Elétricos e Energia, da

Universidade Federal de Itajubá, como

parte dos requisitos para obtenção do título

de Engenheiro Eletricista.

Orientador: Ronaldo Rossi

Coorientador: Rafael Di Lorenzo Corrêa

Itajubá, outubro de 2017


ii

Agradecimentos

A Deus por ter nos dado saúde e força para superar todas as dificuldades.

A toda Universidade Federal de Itajubá, seu corpo docente, direção e administração

por ter nos dado a oportunidade de realizar este curso de Engenharia Elétrica, pelo excelente

ambiente que oferece aos seus alunos, aos profissionais altamente qualificados que são

disponibilizados para ensinar e por todas as experiências e conhecimentos transmitidos.

Agradecemos aos professores Ronaldo Rossi e Rafael Di Lorenzo Corrêa por toda

orientação, atenção, paciência, dedicação e ensinamentos que nos proporcionaram para

realizarmos este trabalho.

Agradecemos a todos os nossos pais por confiarem em nós, por estarem em nosso

lado em todos os momentos da vida e por não medirem esforços para que pudéssemos levar

nossos estudos adiante.

E por fim, agradecemos aos nossos colegas de classe e amigos pelo companheirismo

e incentivo que foram fundamentais durante toda essa jornada.


iii

Resumo

A detecção de ilhamento em sistemas de geração eólica se caracteriza em grande desafio aos

engenheiros eletricistas da aérea de proteção. Existem diversas técnicas empregadas até o

momento, mas nenhuma delas é unanimidade entre os profissionais da área. Algumas têm alto

índice de confiabilidade, mas são soluções caras para pequenos sistemas, outras são mais

baratas, porém menos confiáveis. Neste trabalho é realizado um estudo sobre a elevação da

participação da energia eólica na matriz energética brasileira, além de um estudo comparativo

entre diversas técnicas de detecção anti-ilhamento. Após implementações de políticas de

incentivo à geração distribuída, a energia eólica ganhou espaço e pode ser considerada hoje

uma fonte significante para a matriz energética do país. Desta forma, se faz necessário a

realização de estudos sobre o impacto dessa fonte ao sistema interligado nacional (SIN).

Dentre esses impactos, se encontra eventos onde ocorre uma falha da proteção anti-ilhamento

e o parque eólico opera isolado ou é desconectado do sistema elétrico de forma incorreta. As

consequências dessa operação são a alteração da qualidade da energia, estabilidade e

confiabilidade do sistema elétrico. Este trabalho apresenta um estudo teórico sobre as

filosofias de proteção anti-ilhamento apresentando a suas premissas de funcionamento,

vantagens e desvantagens, além de simulações sobre um parque eólico com gerador de

indução duplamente alimentado por conversores back-to-back. As técnicas remotas se

mostraram extremamente confiáveis e rápidas, no entanto possuem um elevado custo de

implementação. As locais, apesar de serem dependentes de um desbalanço no fluxo de

potência durante o evento e assim sendo menos confiáveis, representam uma boa alternativa

para sistemas menores devido ao seu baixo custo.

Palavras-Chave: Geração Eólica – Proteção – Técnicas – Anti-ilhamento


iv

Abstract

The detection of islanding in wind power capacity and production is a major challenge for

protection engineers. There are several techniques employed so far, but none of them is

unanimous among professionals in this area. Some are highly reliable, but are expensive

depending on the size of the system. On the other hand, cheaper techniques are less reliable.

This article will address the increase of wind energy generation in the Brazilian energy matrix

and also present a comparative study among several anti-islanding detection techniques. With

the establishment of programs to encourage different sources of energy, wind power has

gained space and can now be considered a significant source in brazilian’ energy matrix.

Therefore, it is necessary to conduct studies on the impact of this source to the national

interconnected system (SIN). Among this impacts, there are events when failure of the anti-

island protection occurs and the wind farm operates alone or is disconnected from the

electrical system incorrectly. The consequences of these failures are changes in quality

energy, decrease of stability and reliability of the electrical system. This work presents a

theoretical study about philosophies of anti-islanding protection presenting to its operating

principle, advantages and disadvantages, simulations on a wind farm with a doubly fed

induction generator using back-to-back converters. Remote techniques proved to be extremely

reliable and fast, yet they have a high implementation cost. Locations, although dependent on

an unbalanced power flow during the event and thus less reliable, are a good alternative for

smaller systems because of their low cost.

Key words: Wind Power Generation, Protection, Techniques, Anti-island


v

Lista de Figuras

Figura 1- Matriz elétrica brasileira ....................................................................................... 17

Figura 2 - Capacidade instalada de energia eólica, Top 10 mundial ...................................... 18

Figura 3 - Geração eólica por continente 2015 - 2020 ........................................................... 19

Figura 4 - Capacidade instalada eólica brasileira .................................................................. 20

Figura 5 - Resumo do cenário da energia eólica no Brasil em 2015 ...................................... 20

Figura 6 - Capacidade instalada por estado até 2015 (MW) .................................................. 21

Figura 7 - Vazões afluentes x Geração eólica ....................................................................... 23

Figura 8 - Subdivisão das técnicas anti-ilhamento ................................................................ 27

Figura 9 - Topologia de uma técnica baseada na comunicação entre dispositivos ................. 30

Figura 10 - Técnica de detecção de salto de fase da tensão ................................................... 31

Figura 11 - Técnica AFD (a) Forma de onda da corrente original e corrente AFD de referência

(b) Forma de onda da corrente original e após a injeção de AFD .......................................... 33

Figura 12 - Tipos de aerogeradores segundo o rotor ............................................................. 36

Figura 13 - Exemplos de aerogeradores de eixo vertical ....................................................... 37

Figura 14 - Subconjuntos dos aerogeradores ........................................................................ 38

Figura 15 - Princípio de funcionamento do aerogerador ....................................................... 39

Figura 16 - Curva de distribuição de probabilidade do vento ................................................ 41

Figura 17 - Controle de velocidade constante ....................................................................... 42

Figura 18 - Controle de velocidade variável ......................................................................... 43

Figura 19 - Estator da máquina de 31,59 MW da UHE Suíça – Santa Leopoldina - ES ......... 46

Figura 20 - Comparação entre rotor liso e saliente ................................................................ 46

Figura 21 - Vista em corte de um motor de indução trifásico ................................................ 49

Figura 22 - Esquema de um GIDA aplicado numa turbina eólica ligada à rede ..................... 52


vi

Figura 23 - Trânsito de potência entre um GIDA e a rede em regime subsíncrona ................ 52

Figura 24 - Trânsito de potência entre um GIDA e a rede em regime super-síncrono ............ 53

Figura 25 - Posição relativa dos referenciais αβs, αβr e dq.................................................... 60

Figura 26 - Circuito equivalente do eixo direto ..................................................................... 62

Figura 27 - Circuito equivalente do eixo de quadratura......................................................... 62

Figura 28 - Eixos coordenados para orientação do controle .................................................. 66

Figura 29 - Turbina e gerador de indução duplamente alimentado ........................................ 71

Figura 30 - Exemplo de característica de rastreamento ......................................................... 72

Figura 31 - Sistema de controle do conversor do lado do rotor ............................................. 73

Figura 32 - Característica V-I para o modo de regulação de tensão ....................................... 74

Figura 33 - Sistema de controle do conversor do lado da rede .............................................. 75

Figura 34 - Sistema de controle do ângulo de passo (pitch control)....................................... 75

Figura 35 - Parâmetros do Parque eólico .............................................................................. 76

Figura 36 - Parâmetros do sistema de proteção ..................................................................... 77

Figura 37 - Esquemático da planta da indústria .................................................................... 79

Figura 38 - Parâmetros de proteção da planta ....................................................................... 79

Figura 39 - Simulação de ilhamento com sobrecarga ............................................................ 81

Figura 40 - Indicação do sistema de proteção para a condição de ilhamento com sobrecarga 81

Figura 41 - Flutuações de tensão e potência para ilhamento com sobrecarga ........................ 82

Figura 42 - Sistema de proteção da indústria para ilhamento com sobrecarga ....................... 82

Figura 43 - Simulação de ilhamento com pouca alteração de carga ....................................... 83

Figura 44 - Flutuações de tensão e potência para ilhamento com pouca alteração de carga ... 84

Figura 45 - Simulação de ilhamento com pouca carga .......................................................... 84

Figura 46 - Flutuação de tensão e potência para ilhamento com pouca carga ........................ 85

Figura 47 - Simulação de adição de carga............................................................................. 85


vii

Figura 48 - Flutuação de tensão e potência após adição de carga ao sistema ......................... 86

Figura 49 - Flutuação de tensão e potência após a retirada de carga ...................................... 87


viii

Lista de Abreviaturas e Siglas

ABEEÓLICA Associação Brasileira de Energia Eólica

ABNT Associação Brasileira de Normas Técnicas

AEH Aerogerador de eixo horizontal

AEV Aerogerador de eixo vertical

AFD Active Frequency Drift

ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica Brasileira

BIG Banco de Informações de Geração

CA Corrente Alternada

CC Corrente Contínua

CBEE Centro Brasileiro de Energia Eólica

CELPE Companhia Energética de Pernambuco

COP21 21ª Conferência das Partes

CQNUMC Convenção-Quadro das Nações Unidas sobre Mudança do Clima

DFIG Doubly-fed Induction Generators

Eon Parques Eólicos Onshore

Eof Parques Eólicos Offshore

EPE Empresa de Pesquisa Energética

GIDA Gerador de Indução Duplamente Alimentado

GIGE Gerador de Indução Trifásico Gaiola de Esquilo

GIRB Gerador de Indução com Rotor Bobinado

GOOSE Generic Object Oriented Substation Event

GS Gerador Síncrono

GWEC Global Wind Energy Council

IEC Comissão Eletrotécnica Internacional

IEDs Dispositivos Eletrônicos Inteligentes

IGBT Insulated Gate Bipolar Transistor

ISEE Instituto de Sistemas Elétricos e Energia

LAN Local Area Network

LER Leilão de Energia e Reserva

LFA Leilão de Fontes Alternativas


ix

MATLAB Software de computação numérica da empresa MathWorks

MMS Manufacturing Message Specification

MOSFET Metal Oxide Semiconductor Field Effect Transistor

OPGW Optical Phyber Ground Wire

PCHs Pequenas Centrais Hidrelétricas

PI Proporcional Integrador

PLC Power Line Carrier

PLL Phase Locked Loop

ProGD Programa de Desenvolvimento da Geração Distribuída de Energia

Elétrica

PROINFA Programa de Incentivo a Fontes Alternativas

PWM Pulse-Width Modulation

SCADA Sistema de Supervisão e Aquisição de Dados

SCR Retificador Controlado de Silício

SEL Schweitzer Engineering Laboratories

SIN Sistema Interligado Nacional

SV Sample Values

SVS Sandia Voltage Shift

TCs Transformador de Corrente

TFG Trabalho Final de Graduação

TPs Transformador de Potencial

UNIFEI Universidade Federal de Itajubá

ZNDs Zonas de Não Detecção


x

Lista de Símbolos

𝐸𝑐 energia cinética

𝑚 massa

𝑃𝑣𝑒𝑛𝑡𝑜 potência do vento

𝜌 densidade do ar

A área

𝑣 velocidade do vento

𝐶𝑝 capacidade de potência

𝑃𝑚á𝑥_𝑟𝑜𝑡𝑜𝑟 máxima potência extraída pelo rotor

𝑃𝑣𝑒𝑛𝑡𝑜 potência existente no vento

𝜂𝑡 rotação da turbina

𝑓 frequência do sistema elétrico

𝑟 relação de transmissão

𝑝 número de pólos

𝑛 velocidade angular do rotor

[𝑢𝑎𝑏𝑐] vetores de tensões

R resistência

[𝑖𝑎𝑏𝑐] vetores de correntes

[𝛹𝑎𝑏𝑐] vetores de fluxos magnéticos por fase

[𝐿] matriz de indutâncias próprias e mútuas

Ll indutância própria

Lm indutância mútua

[𝐶] matriz de Clarke

αs, βs referencial complexo de estator fixo

αR, βR referencial complexo de rotor girante

[𝑢𝛼𝛽0] vetores de tensões em coordenadas αβ0

[𝑖𝛼𝛽0] vetores de correntes em coordenadas αβ0

Rs resistência no enrolamento do estator

Rr resistência no enrolamento do rotor

Lls indutância própria das bobinas do estator


xi

Llr indutância própria das bobinas do rotor

Ɵr ângulo de rotação do referencial do rotor

Ɵ ângulo de rotação do referencial dq

𝑢𝑑𝑠 tensão de eixo direto do estator

𝑢𝑞𝑠 tensão de eixo de quadratura do estator

𝑖𝑑𝑠 corrente de eixo direto do estator

𝑖𝑞𝑠 corrente de eixo de quadratura do estator

𝛹𝑑𝑠 fluxo magnético de eixo direto do estator

𝛹𝑞𝑠 fluxo magnético de eixo de quadratura do estator

𝑢𝑑𝑟 tensão de eixo direto do rotor

𝑢𝑞𝑟 tensão de eixo de quadratura do rotor

𝑖𝑑𝑟 corrente de eixo direto do rotor

𝑖𝑞𝑟 corrente de eixo de quadratura do rotor

𝛹𝑑𝑟 fluxo magnético de eixo direto do rotor

𝛹𝑞𝑟 fluxo magnético de eixo de quadratura do rotor

𝜔 velocidade síncrona

𝜔𝑟 velocidade do rotor

𝑇𝑒 binário eletromagnético

𝑊𝑚 co-energia magnética

𝜑𝑆 fluxo magnético estatórico

𝑃𝑆 potência ativa do estator

𝑄𝑆 potência reativa do estator

Ims corrente estatórica de magnetização

σS coeficiente de dispersão de fluxo do estator

σR coeficiente de dispersão de fluxo do rotor

σ coeficiente de dispersão do fluxo total da máquina

𝐼�̇� corrente do estator

𝐼�̇� corrente do rotor

ƮS constante de tempo estator

ƮR constante de tempo do rotor

�̇�𝑅 força eletromotriz induzida no circuito rotórico

𝑒𝑅𝑑 força eletromotriz induzida no rotor nos eixos d


xii

𝑒𝑅𝑞 força eletromotriz induzida no rotor nos eixos q

𝑃𝑅 potência ativa no rotor

𝑄𝑅 potência reativa no rotor

Crotor conversor do lado do rotor

Cgrid conversor do lado da rede


xiii

Sumário

1 INTRODUÇÃO .......................................................................................................... 15

1.1 Uma visão geral da geração eólica ..................................................................... 15

1.1.1 A evolução da energia eólica ................................................................................ 16

1.1.2 Cenário internacional ............................................................................................ 18

1.1.3 Cenário nacional ................................................................................................... 20

1.1.4 Diversificação da matriz energética brasileira ....................................................... 21

1.2 Os desafios da geração distribuída..................................................................... 23

1.3 Objetivos ............................................................................................................. 25

1.4 Organização do trabalho .................................................................................... 26

2 AS TÉCNICAS DE DETECÇÃO DE ILHAMENTO .............................................. 27

2.1 Técnicas remotas ................................................................................................ 27

2.2 Técnicas locais .................................................................................................... 30

2.2.1 Técnicas locais passivas........................................................................................ 30

2.2.2 Técnicas locais ativas ........................................................................................... 32

3 COMPONENTES DE UMA FONTE EÓLICA ........................................................ 35

3.1 Aerogeradores ..................................................................................................... 35

3.1.1 Componentes de uma turbina eólica ...................................................................... 37

3.1.2 Funcionamento do aerogerador ............................................................................. 39

3.1.3 Controle de velocidade ......................................................................................... 42

3.1.4 Controle de potência ............................................................................................. 44

3.2 Geradores ............................................................................................................ 44

3.3 Conversores ........................................................................................................ 49

4 MODELAGEM TEÓRICA ....................................................................................... 54

4.1 Gerador de indução duplamente alimentado (GIDA) ....................................... 54

4.1.1 Modelo dinâmico da máquina de indução nos referenciais αβ0 e dq ...................... 56

4.1.2 Modelo dinâmico da máquina de indução duplamente alimentado ........................ 64

5 IMPLEMENTAÇÃO E RESULTADOS DAS SIMULAÇÕES ............................... 70

5.1 Implementação da simulação ............................................................................. 70

5.1.1 Parque eólico ........................................................................................................ 70

5.1.2 Funções de proteção ............................................................................................. 76

5.1.3 Disjuntor .............................................................................................................. 78


xiv

5.1.4 Níveis de tensão.................................................................................................... 78

5.1.5 Cargas .................................................................................................................. 78

5.2 Resultados das simulações .................................................................................. 80

5.2.1 Ilhamento com sobrecarga .................................................................................... 80

5.2.2 Ilhamento com pouca alteração de carga ............................................................... 83

5.2.3 Ilhamento com pouca carga .................................................................................. 84

5.2.4 Adição de carga .................................................................................................... 85

5.2.5 Retirada de carga .................................................................................................. 86

6 CONCLUSÃO ............................................................................................................ 88

REFERÊNCIAS ................................................................................................................. 92

APÊNDICE – TABELA COMPARATIVA ENTRE AS TÉCNICAS ............................. 97


15

1 Introdução

A taxa de crescimento de um país está diretamente ligada a quantidade de energia

produzida pelo mesmo. Ela interfere de forma determinante na capacidade de geração de bens

e na segurança de investimentos financeiros em setores que consomem quantidades

consideráveis de energia.

Nesse contexto, surgiu o conceito de geração distribuída com a intenção de obter

melhor aproveitamento sobre as diversas fontes de energia disponíveis. Um sistema com esse

tipo de geração se caracteriza por não possuir apenas grandes unidades geradoras, os

pequenos potenciais também devem ser aproveitados.

Diferentes tecnologias vêm sendo exploradas na geração distribuída. Dentre elas,

Jenkins et al. (2010) destaca as pequenas centrais hidrelétricas (PCHs), máquinas a combustão

interna, turbinas a gás, turbinas a vapor, células a combustível, células fotovoltaicas e turbinas

eólicas. Sendo que no Brasil, a eólica vem ganhando destaque e hoje já representa 7,1% da

matriz energética brasileira (ABEEÓLICA, 2017) ficando apenas atrás, em relação

capacidade de energia disponível, das grandes centrais hidrelétricas (predominantes no

Brasil), da geração a partir de biomassa e gás natural, sendo essas duas últimas mais caras e

causadoras de grandes impactos ambientais.

1.1 Uma visão geral da geração eólica

Após alguns anos de estudos, a energia eólica, fotovoltaica, biomassa e hidráulica

ganharam destaque como energias renováveis. Sendo que a energia hidráulica já está bem

consolidada em nosso país e hoje é predominante em nossa matriz energética. Mesmo com

essa predominância de geração limpa o Brasil vem incentivando a busca por outras fontes

limpas de energia.

Dentre alguns incentivos feitos por nosso governo, pode-se citar a criação do

Programa de Incentivo a Fontes Alternativas de Eletricidade (PROINFA). Este programa tem

o objetivo de aumentar a participação da energia elétrica produzida por empreendimentos

concebidos com base em fontes eólicas, biomassa e pequenas centrais hidrelétricas no Sistema

Elétrico Interligado Nacional (SIN).

Pode-se citar também o Programa de Desenvolvimento da Geração Distribuída de

Energia Elétrica (ProGD), criado no final de 2015, para estímulo da geração de energia a


16

partir de placas fotovoltaica dentro das unidades consumidoras, que possa ser compartilhada

com o sistema das distribuidoras de energia. Segundo o jornal O GLOBO (2016), o governo

prevê um potencial de investimentos de R$ 100 bilhões nessas tecnologias e que 2,7 milhões

de unidades consumidoras poderão aderir ao programa até 2030.

1.1.1 A evolução da energia eólica

A geração eólica diz respeito à transformação do potencial do vento em energia útil e é

uma forma de obter energia renovável e limpa, uma vez que não produzem poluentes. A

mesma é uma fonte que está permanentemente ao dispor do homem.

Ela “surgiu” com a crise do petróleo, nos anos 70, o que levou a procura por outras

fontes de energia. No entanto, a origem dessa fonte não se situa exatamente nesta década,

sendo muito mais remota. Onde, desde a antiguidade se percebeu a força do vento

aproveitando-o nos barcos, moinhos para bombear água ou moer grãos por exemplo.

De acordo com Telles (2015), a energia eólica no Brasil teve seu primeiro indício em

1992 com o início da operação comercial do primeiro aerogerador instalado no país, que foi

resultado de uma parceria entre o Centro Brasileiro de Energia Eólica (CBEE) e a Companhia

Energética de Pernambuco (CELPE), através de financiamento do instituto de pesquisas

dinamarquês Folkecenter. Essa turbina eólica, de 225 kW, foi a primeira a entrar em operação

comercial na América do Sul, em 1992, localizada no arquipélago de Fernando de Noronha

(Pernambuco).

Durante os dez anos seguintes, porém, pouco se avançou na consolidação da energia

eólica como alternativa de geração de energia elétrica no país, em parte pela falta de políticas,

mas principalmente pelo alto custo da tecnologia.

Conforme o Ministério de Minas e Energia (MME), em 2004 foi decretado o

PROINFA e contratados cerca de 1,3 GW.

No final de 2009 ocorreu o Segundo Leilão de Energia Reserva (LER), que foi o

primeiro leilão de comercialização de energia voltado exclusivamente para a fonte eólica. O

Leilão de Energia Reserva contrata um volume de energia além daquele estimado para suprir

a demanda do país, para ser utilizada, conforme a sua denominação, como reserva de garantia

física ao sistema elétrico.

O segundo LER foi um sucesso com a contratação de 1,9 GW e abriu portas para

novos leilões que ocorreram nos anos seguintes. Em agosto de 2010 foram realizados o


17

terceiro LER e o Leilão de Fontes Alternativas (LFA) onde foram contratados 1,8 GW de

fonte eólica. Esses leilões não trabalhavam mais com o modelo exclusivamente eólico, mas

sim contemplavam diversas fontes renováveis competindo entre si para negociar sua energia

no leilão. Já em 2011 contamos com mais três leilões, o quarto LER, o A-3 e o A-5 onde a

fonte eólica teve grande destaque ao negociar o total de 2,7 GW. Em dezembro de 2012

ocorreu o leilão A-5, que contratou energia para início de suprimento em 2017. Neste leilão

foram contratados 48,9 MW. Já em 2013 aconteceram o quinto LER, A-3 e o A-5 que

negociaram no total de 4,5 GW. Em 2014 o A-3, sexto LER e o A-5 contrataram 2,2 GW. E

por fim, em 2015 ocorreram o LFA, A-3 e o sétimo LER onde foram contratados 1,1 GW.

Todos esses dados, referentes aos leilões, foram divulgados pela Empresa de Pesquisa

Energética (EPE).

A Associação Brasileira de Energia Eólica (ABEEÓLICA) ressalta como resultado do

PROINFA, dos leilões realizados e do mercado livre, o Brasil no início de fevereiro de 2017

alcançou 418 parques eólicos em operação que totalizam 10,79 GW de capacidade instalada, a

participação dessa fonte na matriz alcançou 7,1% conforme pode ser visualizado na figura 1.

As perspectivas para o final de 2020 serão 17,94 GW de eólica instalados em território

brasileiro.

Figura 1- Matriz elétrica brasileira

Fonte: Associação Brasileira de Energia Eólica - ABEEÓLICA


18

1.1.2 Cenário internacional

Em termos globais a energia eólica também vem ganhando espaço. Como exemplo

pode-se citar o ano de 2015 onde houve a instalação de 63 GW, com um investimento de 329

bilhões de dólares. Com todo esse crescimento no final 2015 atingiu-se a marca de 432 GW

de energia eólica instalada no planeta, vale ressaltar que esse desenvolvimento foi em grande

parte produzido pela implementação de uma nova instalação de 30,753 GW na China.

Conforme dados do órgão internacional Global Wind Energy Council (GWEC), desde

2009 a China vem se mantendo como maior mercado global de energia eólica, sendo que hoje

possui aproximadamente 145,4 GW. Ela é seguida pelos EUA (74,741 GW), Alemanha

(44,947 GW) e Índia (25,088 GW). O continente com maior geração eólica é a Ásia com

cerca de 175,831 GW e em segundo lugar vem a Europa com 147,8 GW instalados.

Figura 2 - Capacidade instalada de energia eólica, Top 10 mundial

Fonte: Global Wind Energy Council - GWEC


19

O mercado futuro também é próspero, sendo um dos motivos dessa afirmação o

resultado positivo das negociações sobre o clima na 21ª Conferência das Partes (COP 21) da

Convenção-Quadro das Nações Unidas sobre Mudança do Clima (CQNUMC), em dezembro

de 2015. Os objetivos em longo prazo adotados por 9195 países reunidos em Paris

constituem, de fato, o apelo a um setor energético com baixo índice de emissões.

Outro fator importante para essa visão positiva é o preço da energia eólica. E esse

baixo preço já era comum no mercado dos EUA há algum tempo, sendo que recentemente os

sistemas de licitação brasileira e sul-africanos também geraram preços baixos nos últimos

anos, além disso, vimos recentemente uma onda de resultados no Egito, Marrocos, Peru e

outros países. O tempo dirá, mas é claro que os custos da tecnologia eólica e solar caíram

drasticamente nos últimos anos, e estruturas de financiamento novas e complexas estão

criando as condições para que as energias renováveis sejam competitivas em um número

crescente de mercados. É claro que parte disso é explicada pelos excelentes recursos eólicos

em alguns desses locais, mas a pressão descendente sobre os preços continuará, e não apenas

em novos mercados.

Com base nestes fatores, a figura 3 demostra uma projeção de aumento na quantidade

de energia eólica produzida em todos os continentes.

Figura 3 - Geração eólica por continente 2015 - 2020



20

1.1.3 Cenário nacional

De acordo com GWEC (2015), a capacidade instalada eólica brasileira em 2024

chegará a 24 GW, correspondendo a 11% da total. Sendo que a região Nordeste irá deter 21,6

GW (90%). Conforme MME (2016), até agosto de 2016, estavam contratados 16,6 GW de

potência eólica, sendo que 9,3 GW em operação, 3,4 GW em construção e 3,9 GW aptos para

iniciar a construção.

O MME (2016) cita que o fator de capacidade do Brasil aumentou ao longo do tempo

como resultado de aumentos sucessivos no porte das instalações, acompanhadas de

desenvolvimento tecnológico, além da escolha de melhores sítios.

Figura 4 - Capacidade instalada eólica brasileira

Fonte: Ministério de Minas e Energia - MME

Figura 5 - Resumo do cenário da energia eólica no Brasil em 2015



21

Com base na figura 5, retirada do Report 2015 do GWEC, em 2015 no Brasil foram

adicionados 2,75 GW a nova capacidade de potência com 4.360 turbinas eólicas distribuídas

em 111 parques eólicos, que são capazes de suprir 5 milhões de residências.

Figura 6 - Capacidade instalada por estado até 2015 (MW)

Fonte: Global Wind Energy Council – GWEC

Ainda sobre a análise do Report 2015 do GWEC, os maiores parques eólicos registrados

no ano citado são:

Complexo Ventos de Santa Joana: localizado no Piauí, com capacidade de 439 MW

distribuída em 439 fazendas eólicas.

Complexo St. Bridget: localizado no estado de Pernambuco, com capacidade de 182 MW

distribuídos em 7 fazendas eólicas.

Complexo Campo Neutro: localizado no estado do Rio Grande do Sul.

As concessionárias que lideram o mercado de energia renováveis no Brasil são CPFL

Renováveis, Renova, Cubico, Eletrosul e Enel Green Power.

Segundo o Banco de Informações de Geração (BIG) da Agência Nacional de Energia

Elétrica Brasileira (ANEEL), em março de 2017 o Brasil alcançou uma capacidade instalada

de 10,26 GW distribuídos em 418 parques. Com isso, a energia eólica passou a representar

6,93% da matriz elétrica brasileira.

1.1.4 Diversificação da matriz energética brasileira

Um dos atuais desafios do setor elétrico é a diversificação da matriz energética com o

intuito de produzir a maior quantidade possível de eletricidade de forma continua e com um


22

preço atrativo. Sendo as fontes renováveis, em destaque a geração eólica, uma das soluções

encontrada.

A matriz energética brasileira é constituída em 61% (ANEEL, 2016) por fontes

hidráulicas, sendo que ela apresenta alguns períodos de escassez devido ao irregular regime

pluviométrico brasileiro ao longo do ano. Por consequência desse fato, recentemente foi

inserido as bandeiras tarifárias à conta de energia do consumidor final. Essa medida

acrescenta uma taxa de acordo com o nível dos reservatórios das hidrelétricas, sendo com

maior valor quando existe a necessidade de utilizar usinas termelétricas, desta forma, fica

evidente a necessidade de uma matriz mais diversificada. É importante aumentar a

participação de fontes com grande potencial disponível, renovável e, ao mesmo tempo, com

um custo de produção equivalente ou inferior ao das hidrelétricas.

Desta forma, as fontes de energia renováveis, especialmente a energia eólica, ganha

distinção no Brasil e no mundo como uma alternativa viável de estabilidade sazonal no

aproveitamento energético através da complementariedade entre os regimes naturais

eólico/hídrico. A velocidade dos ventos costuma ser superior em períodos de estiagem,

oferecendo-se a oportunidade de operação em regime de complementariedade com usinas

hidrelétricas, consequentemente, preservando-se a água dos reservatórios em períodos de

poucas chuvas.

“Estudos hipotéticos utilizando a distribuição de Weibull, comprovam que o Nordeste

pode receber grandes quantidades de energia elétrica produzida pela fonte eólica, evitando

que se tenha que utilizar a água do Rio São Francisco, inclusive no segundo semestre do ano,

em que ocorrem as menores vazões afluentes e onde ocorre o maior potencial de energia por

grande influência dos ventos alísios” (MARINHO, 2010, p. 4). Na figura 7, apresenta-se um

exemplo da sazonalidade entre usinas eólicas da região Nordeste e a vazão do Rio São

Francisco.


23

Figura 7 - Vazões afluentes x Geração eólica

Fonte: MARINHO

1.2 Os desafios da geração distribuída

EL-KHATTAM et al. (2011) ressalta que a instalação de geradores distribuídos

proveniente de diversas fontes, como a eólica, pode afetar adversamente o desempenho da

rede por possibilitar alterações em sua operação como o surgimento de fluxos bidirecionais,

alterações no perfil de tensão da rede e alterações no funcionamento e coordenação dos

dispositivos de proteção. Portanto, a instalação desses geradores deve ser precedida de uma

série de estudos técnicos visando determinar condições de operação, controle e proteção

dessas unidades de forma a minimizar eventuais impactos negativos nos sistemas de energia

elétrica como um todo. Assim, importantes requisitos técnicos devem ser satisfeitos para

garantir a operação segura e confiável da rede elétrica em sua totalidade. Vieira (2011)

afirma que deve-se estipular os requisitos mínimos de controle, proteção, instalação e

localização desse tipo de geração. Sendo estes determinados pelas concessionárias de energia

elétrica e/ou órgãos reguladores do setor. “Entre os requisitos técnicos está a detecção e

posterior desconexão do gerador distribuído nos casos de operação ilhada. A operação ilhada

ocorre quando parte da rede de distribuição, eletricamente isolada da fonte de energia

principal (subestação), continua sendo energizada por um ou mais geradores distribuídos. A

formação de ilhas na rede de distribuição pode ocorrer pela abertura de disjuntores para

operações de manutenção ou por falhas detectadas pela proteção, que consequentemente,

promova a abertura automática dos disjuntores” (VIEIRA, 2014, p. 1).


24

Os principais impactos reproduzidos no sistema elétrico devido a não detecção de

ilhamento são apresentados a seguir. Estes podem estar relacionados à aspectos de segurança,

comercial e técnico (WALLING e MILLER, 2002):

• A segurança da equipe de manutenção da concessionária, já que a rede permanecerá

energizada sem conhecimento por parte dos trabalhadores responsáveis por restaurar o

sistema;

• Uma vez ocorrido o isolamento, a qualidade de energia oferecida aos consumidores

dentro da região de isolamento é afetada, pois a concessionária não terá mais controle

sobre o nível de tensão e frequência da energia disponibilizada a esses consumidores;

• Após a perda de conexão com a concessionária ocorre uma redução drástica das

correntes de curto-circuito. Este fato pode acarretar na perda da coordenação entre os

dispositivos de proteção contra essa falha;

• O subsistema ilhado pode apresentar aterramento inapropriado para sua operação, pois

a perda da conexão com a concessionária pode torná-lo não aterrado se o mesmo

passar a ser alimentado por um gerador não aterrado. Com isso, a ocorrência de falta

fase-terra é de difícil detecção pelos relés de sobrecorrente, pois a corrente torna-se

muito pequena. Logo, a não detecção desse tipo de defeito permite que o sistema

opere continuamente, prejudicando a isolação dos cabos e equipamentos conectados às

fases sãs, uma vez que aparecem sobretensões da ordem de raiz de três vezes a tensão

nominal de fase se o curto-circuito for franco. Além disso, uma segunda falta a terra,

em outra fase, pode acarretar em uma falta do tipo bifásica, o que pode implicar em

danos mais severos ao sistema e máquinas geradoras;

• Na distribuição e na subtransmissão é comum a utilização de equipamentos com a

função de exercer o religamento automático de linhas e redes após a ocorrência de

uma falta. Sendo que se houver um sistema isolado, ao realizar a ação de religamento

existe o risco técnico de ocorrer a conexão de sistemas fora da faixa de sincronismo.

Este evento pode causar grandes danos às unidades geradoras das fontes de geração

distribuída e, também, provocar danos aos equipamentos do sistema devido a altas

correntes;

• Ilhas energizadas podem interferir na restauração manual ou automática do suprimento

de energia aos consumidores;

Após a ocorrência de um ilhamento, as tensões e a frequência do subsistema isolado

variam dinamicamente dependendo dos desbalanços de potência ativa e reativa, ou seja, há


25

diferença entre as potências geradas e consumidas. Desta forma, as técnicas mais comuns para

detecção de ilhamento são baseadas nas medições dessas grandezas. Sendo que as mesmas

funcionam muito bem, identificam rapidamente o isolamento, quando os valores de

desbalanço de potência são elevados. No entanto, para pequenos desequilíbrios a magnitude

da variação de tensão e frequência serão irrelevantes e, portanto, dificultando a detecção da

ocorrência de ilhamento. De modo que o sistema de operação possa vir atuar além do tempo

requerido pela concessionária ou até mesmo não operar, caracterizando um problema para o

sistema (VIEIRA, 2011).

Até o momento, se destacou os riscos da não atuação da proteção contra ilhamento.

Uma outra situação importante, é o caso onde ocorre uma atuação indevida. Em uma matriz

energética com presença significante da geração distribuída, a retirada indevida dessas fontes

de geração pode provocar efeitos severos para o sistema elétrico. Marchesan (2016) cita as

seguintes consequências:

Instabilidade, levando a um desligamento em cascata de diversas gerações;

Diminuição da qualidade de energia e do fornecimento;

Diminuição da confiabilidade do sistema;

Aumento do custo operacional.

Visto a importância da rápida percepção do ilhamento não intencional e uma atuação

confiável da proteção anti-ilhamento, esse trabalho tem como foco apresentar e realizar um

estudo comparativo entre diversas técnicas de detecção de ilhamento.

1.3 Objetivos

Este trabalho tem como proposta um estudo sobre os diversos procedimentos para

detecção de ilhamento em geração distribuída, com ênfase em parques eólicos. Serão

estudadas as técnicas remotas e locais. Para isso, pretende-se:

• Avaliar a possibilidade de falha da proteção anti-ilhamento em função das condições

de fluxo de potência do sistema;

• Obter conclusões sobre quais as técnicas mais adequadas para uma atuação rápida e

confiável do sistema de proteção;


26

1.4 Organização do trabalho

A metodologia utilizada para realização dessa monografia será através de um

levantamento bibliográfico sobre as técnicas de detecção de ilhamento. Assim, serão

estudadas as diversas técnicas utilizadas e para isso será necessário um conhecimento prévio

do princípio de funcionamento dos geradores distribuídos e os componentes que fazem parte

desse sistema. Posteriormente, serão realizadas algumas simulações e por fim uma análise

com o intuito de alcançar os objetivos citados anteriormente.

Esta monografia está organizada da seguinte maneira:

Capítulo 1 – Introdução – Estado da Arte.

Capítulo 2 – Apresenta as técnicas utilizadas para detecção de ilhamento em geração

distribuída. Este capítulo está dividido em duas seções: primeiramente as Técnicas Remotas,

detalhando os sistemas de comunicação para realização das mesmas, e posteriormente as

Técnicas Locais, onde está subdivida em duas subseções: Técnicas Locais Passivas e Ativas.

Capítulo 3 – Apresenta os componentes de uma fonte eólica para uma melhor

compreensão do princípio de funcionamento da geração eólica. Este capítulo está dividido em

três seções. Na primeira seção, Aerogeradores, serão detalhados em quatro subseções os

componentes de uma turbina eólica, o funcionamento dos mesmos, o seu controle de

velocidade e por fim o seu controle de potência. Na segunda seção serão apresentados os

Geradores Síncronos e Assíncronos e na terceira e última seção os Conversores de Potência

utilizados na geração eólica.

Capítulo 4 – É realizada uma modelagem teórica do Gerador de Indução Duplamente

Alimentado (GIDA) que foi o escolhido para o estudo das técnicas, devido este ser um dos

mais utilizados na atualidade. Este capítulo apresenta somente uma seção que é subdividida

em mais duas subseções: na primeira é mostrada toda dedução matemática do modelo

dinâmico da máquina de indução nos referenciais αβ0 e dq e na segunda do modelo dinâmico

da máquina de indução duplamente alimentado.

Capítulo 5 – Apresenta inicialmente uma descrição detalhada dos blocos utilizados na

simulação de um sistema fictício de uma modelagem fasorial implementada no software

MATLAB/ Simulink versão 7.6.0 (R200a) e também cinco simulações referentes aos estudos

do Capítulo 2, bem como seus resultados.

Conclusões – apresenta uma resposta para a problemática deste tema. Ou seja,

conclusões sobre as diversas técnicas e simulações realizadas.


27

2 As técnicas de detecção de ilhamento

Existem diversas técnicas para detecção de ilhamento em geração distribuída, sendo

que estas podem ser embasadas nas medições das grandezas elétricas ou por lógicas baseadas

em sistemas de teleproteção. A primeira estratégia citada é denominada como Técnicas Locais

e utilizam principalmente a medição de frequência e tensão. A segunda é conhecida como

Técnicas Remotas e é realizada através de sistemas de comunicação por cabos OPGW

(Optical Phyber Ground Wire), cabo para-raios com núcleo em fibra óptica, ou por sistemas

de rádio frequência.

Conforme figura 8, existe ainda uma subdivisão:

Figura 8 - Subdivisão das técnicas anti-ilhamento

Fonte: VIEIRA (2014)

2.1 Técnicas remotas

Essas técnicas envolvem um sistema de comunicação entre os elementos de proteção

da concessionária com os do sistema de geração distribuída. Ao ocorrer um evento qualquer

no sistema, levando ao isolamento da geração, um sinal deve ser transmitido aos elementos da

geração informando a desconexão. A vantagem desse método é a eficácia para detecção do

ilhamento, além de ter poucas chances de atuação indevida da proteção. Sua desvantagem é o

custo da instalação, uma vez que envolve o uso de esquemas sofisticados de comunicação,

controle e aquisição de dados (VIEIRA, 2014). Dessa forma, não é considerada atraente para

unidades geradoras de pequeno porte.


28

• Técnicas Baseadas em Sistema SCADA (Sistema de Supervisão e Aquisição de

Dados)

Este tipo de método é muito utilizado em sistemas de transmissão devido a sua

eficácia e curto tempo de resposta. No entanto, em sistemas de distribuição ainda são pouco

aplicados pelo fato de terem um grande custo de implementação. No contexto deste trabalho,

a ideia desse sistema é monitorar os elementos de conexão, disjuntores e religadores desde a

concessionária até os geradores distribuídos, para quando ocorrer um evento, o sistema

SCADA reconhecer o isolamento de uma determinada área e um sinal, através de um

esquema de teleproteção, pode ser enviado para coordenar o desligamento dos geradores.

VIEIRA (2014), ressalta a eficiência e confiabilidade dessa técnica pelo fato dela não

apresentar Zonas de Não Detecção (ZNDs). As ZNDs mapeiam os valores de desbalanço de

potência ativa e reativa nos quais a proteção anti-ilhamento falha em um plano de desbalanço

de potência ativa versus desbalanço de potência reativa. Já Task (2002) destaca a

possibilidade da coordenação entre os geradores distribuídos e as redes de distribuição, devido

a possibilidade de um controle adicional dos geradores distribuídos pelas concessionárias de

energia elétrica. No entanto, Velasco et. Al (2010) aponta a necessidade de dispositivos

adicionais como sensores específicos para cada unidade de geração distribuída e redes de

comunicação para a transmissão de dados, tornando o custo de implementação elevado.

• Técnicas Baseadas em Sistema PLC (Power Line Carrier)

Para essa solução é utilizado um gerador de sinais de alta frequência conectado ao

secundário do transformador da subestação da concessionária, o qual envia, continuamente,

sinais em frequência comercial. Todos os geradores distribuídos devem ser equipados com

receptores desses sinais. Esses sinais irão trafegar pela própria rede e quando houver a perda

dessa comunicação é caracterizado uma situação de ilhamento e, portanto, a geração é

imediatamente desligada. Vieira (2014) afirma que a eficiência desse modelo independe da

topologia da rede e possui um custo atraente, quando se trata da proteção de diversos

geradores instalados na mesma rede ilhada.

• Rede de Comunicação de Dispositivos de Proteção

Neste esquema, todos os relés devem possuir a capacidade de trocar informações.

Ressalta-se que recentemente foi criado pela Comissão Eletrotécnica Internacional (IEC) uma


29

norma regulamentadora, denominada IEC-61850, vizando padronizar os protocolos de

comunicação a serem utilizados em subestações. Para a comunicação entre Dispositivos

Eletrônicos Inteligentes (IEDs), essa norma determina a utilização do protocolo Generic

Object Oriented Substation Event (GOOSE), o mesmo tem requisitos rígidos de tempo,

mensagens rápidas (trips) da ordem de 3ms; as mesnagens GOOSE trafegam apenas dentro da

LAN. A IEC-61850 também prevê os protocolos Manufacturing Message Specification

(MMS) e Sample Values (SV). O MMS é utilizado para comunicação entre relé e sistema

supervisório para mensagens de supervisão e controle, com uma característica de velocidade

media de 100 ms. O SV é utilizado para transmissão de valores amostrados pelos TCs e TPs

em rede, com um tempo típico de 3 ms (MELCHERT, 2016).

Em uma primeira aplicação pode-se utilizar o elemento de proteção baseado na taxa de

variação da frequência. Um equipamento realiza a monitoração da frequência na subestação e

envia o valor da taxa de variação para um segundo instrumento, sendo este instalado junto ao

sistema de geração e realizando a mesma medição. Enquanto os valores forem iguais a

proteção estará bloqueada, quando houver uma divergência considerável ocorre o desbloqueio

e a proteção fica livre para atuação. Vale ressaltar, que o uso dessa técnica não melhora

diretamente a capacidade de detecção do ilhamento pelo relé, mas diminui a possibilidade de

falsa operação devido as perturbações no sistema de transmissão.

A comunicação entre relés pode ser feita por sinais de radiofrequência, linha telefônica

ou por cabos OPGW, cabo para-raios com núcleo em fibra óptica. Vieira (2014), afirma que

quando bem projetado essa técnica elimina as ZNDs e que diferente das técnicas de PLC ela

não utiliza os cabos da rede para realizar a comunicação. No entanto, quando a comunicação

for feita por cabos de telefonia será necessário uma elevada quantidade desse elemento. Além

disso, Task (2002) afirma que ao utilizar um sinal de rádio frequência será necessário à

instalação de múltiplos repetidores. Essas duas últimas considerações mostram que o preço

dessa solução pode ser elevado.

Ainda com base na comunicação entre IEDs, Guzmán (2015) sugere que a detecção de

ilhamento pode ser feita a partir da diferença angular entre a tensão da subestação e a tensão

do gerador, sendo essa detectada por medições sincronizadas por sincrofasores. A figura 9

mostra uma topologia típica deste esquema, onde o relé 1 mede o fasor de tensão na

subestação de transmissão, o relé 2 o fasor de tensão na unidade de geração. Feito isso, em

intervalos de tempo específicos (valor típico de 60 mensagens por segundo), mensagens de

sincrofasores são enviadas para um Processador de Sincrofasores onde a diferença angular


30

será calculada e se permanecer superior a um limiar (Valor de Pick-up) por um período pré-

definidos será caracterizado um ilhamento e a proteção irá atuar.

Figura 9 - Topologia de uma técnica baseada na comunicação entre dispositivos

Fonte: SEL

2.2 Técnicas locais

Diferentemente dos métodos anteriormente apresentados, essas técnicas possuem

como princípio de funcionamento apenas as medições realizadas pelo relé na conexão entre

unidade de geração e sistema elétrico, sem necessitar de estabelecer comunicação com outro

IED. Vale ainda ressaltar, que existe uma subdivisão dentro desse grupo, sendo as mesmas

abordadas a seguir.

2.2.1 Técnicas locais passivas

Vieira (2011) as define como técnicas baseadas em medidas de grandezas elétricas no

ponto de interconexão entre o gerador e o sistema elétrico, sendo o estado de ilhamento

identificado se houver variações significativas das grandezas medidas. Já Yu et al. (2010)

afirma que elas são baseadas no fato da operação ilhada de geradores distribuídos resultar em

variações de parâmetros do sistema elétrico como: tensão, frequência e distorção harmônica.

A medida de frequência é a mais comumente utilizada, pois, se existe um grande

desbalanço de potência ativa entre a geração e a carga da rede ilhada, após o isolamento

aparecerá uma variação significativa de frequência deste sistema. A atuação pode ser baseada

nos elementos de subfrequência, sobrefequência ou taxa de variação da frequência (df/dt). De

forma análoga, a proteção anti-ilhamento pode ser feita através dos elementos de sobretensão


31

e subtensão. Khamis et al. (2013) afirma que a grande vantagem de se usar esse método é o

fato que ele pode ser aplicado utilizando dispositivos comuns da proteção de sistemas de

distribuição e a desvantagem é a grande zona de não detecção devido, principalmente, as

condições de equilíbrio entre potência gerada e a consumida.

Segundo Vieira (2011) outra opção é a utilização de relés de deslocamento de fase.

Estes irão operar quando o ângulo da tensão na barra do gerador for superior ao ajustado no

relé. Em Vieira (2014) é afirmado que a maioria das conexões entre geradores e sistema

elétrico é feita por inversores do tipo PLL (Phase Locked Loop), sendo que com essa

característica a sincronização dos sinais de tensão é feita, em algumas vezes, na passagem por

zero. Ao ocorrer o desacoplamento do sistema é esperado um deslocamento de fase da tensão.

Dessa forma enquanto o sinal de tensão não for sincronizado (passar por zero) existirá um

defasamento angular entre tensão e corrente do gerador distribuído. Khamis (2013) define que

essa estratégia é baseada na medição da corrente e tensão do inversor de frequência, sempre

monitorando a defasagem entre essas duas grandezas a fim de detectar a condição de operação

em ilhamento. A figura 10 ilustra como ocorre esse salto entre defasamento de corrente e

tensão.

Figura 10 - Técnica de detecção de salto de fase da tensão

Fonte: VIEIRA, 2014

Segundo Velasco et al. (2010) a grande desvantagem desse método é que a partida de

motores ou a manipulação de algumas cargas também podem gerar esse salto de fase da

tensão. Por isso os parâmetros mínimos para operação devem ser escolhidos de forma

cautelosa para evitar atuações indevidas.


32

Outra técnica passiva é realizar o monitoramento da taxa de variação da potência ativa

fornecida pelo gerador. Uma vez que essa variação é muito mais significativa durante um

evento de ilhamento que em uma situação normal de chaveamento de carga, tornando essa

uma estratégia viável para proteção do sistema.

Mahat et al. (2008) cita que a proteção anti-ilhamento pode ser feita através do

desequilíbrio da tensão. Pois após o ilhamento no sistema de distribuição as cargas supridas

pela geração distribuída terão, na grande maioria, a característica monofásica. Vale ressaltar

que mesmo em condições normais de operação pode haver desequilíbrio da tensão em virtude

da alteração da topologia da rede.

De forma geral, pode-se concluir que as técnicas passivas são atrativas por possuírem

baixo custo e fácil instalação. No entanto, seu desempenho não é satisfatório em casos onde a

diferença da potência fornecida pelos geradores, antes do isolamento, e a consumida pela

carga ilhada forem aproximadamente iguais, pois desta forma não haverá uma variação

significativa dos elementos monitorados. Portanto, a confiabilidade das técnicas passivas irá

depender das condições operativas do sistema elétrico.

Vale ainda ressaltar a dificuldade na parametrização dos elementos de pick-up para os

elementos monitorados. Pois se ajustados com grande sensibilidade pode-se levar a uma

atuação indevida da proteção, por outro lado, uma baixa sensibilidade pode aumentar a zona

de não detecção e por consequência piorar a proteção anti-ilhamento.

2.2.2 Técnicas locais ativas

Vieira (2011) comenta que essa categoria é caracterizada por uma ação ativa do

gerador na proteção, no sentido de injetar sinais que provoquem pequenos distúrbios no

sistema elétrico, sob os quais o sistema apresentará um comportamento diferente entre as

condições de operação interligada com a concessionária e operação isolada. Funabashi et al.

(2003), aponta essas técnicas como uma alternativa as passivas por não serem restritas as

condições da operação do sistema no instante em que ocorrer o ilhamento. Yu et al. (2010)

aponta que a grande vantagem dessas técnicas é o fato delas possuírem uma pequena faixa de

ZND e sua desvantagem são possíveis problemas em relação a qualidade de energia, por

injetarem sinais de frequência diferentes da fundamental na rede.

Pode-se citar primeiramente um método onde é injetado um sinal de alta frequência no

sistema e este sinal é utilizado para realizar a medida da impedância vista pela barra do

gerador. Sabendo que na ocorrência de um ilhamento essa impedância tende aumentar seu


33

valor, é possível detectar a separação do sistema. Sua principal vantagem é não dependência

da característica de fluxo de potência. Por outro lado, se existir mais de um gerador no

sistema utilizando do mesmo método a proteção fica corrompida por causa de interferência

nos sinais injetados dificultando a medição de impedância. Ainda nessa linha, Kamis et al.

(2013) cita uma abordagem onde é feita a conexão periódica de um indutor em derivação no

ponto de conexão por pequenos períodos de tempo e realizando a medida das tensões e

correntes de curto-circuito. Neste caso, a impedância medida no ponto de conexão será maior

na operação ilhada.

Vieira (2014) cita um método denominado Active Frequency Drift (AFD), seu

princípio de operação é a inserção de uma perturbação que gera um desvio de frequência na

corrente de saída do inversor apenas quando o gerador distribuído está desconectado da fonte

de alimentação principal. Na técnica AFD clássica, a forma de onda desta perturbação é

escolhida para gerar um tempo tz em que a corrente de saída do inversor é igual a zero ao final

de cada semiciclo da forma de onda como mostra a figura 11.

Figura 11 - Técnica AFD (a) Forma de onda da corrente original e corrente AFD de referência

(b) Forma de onda da corrente original e após a injeção de AFD

Fonte: VIEIRA, 2014

A grande vantagem dessa estratégia é a facilidade de aplicação em geradores

distribuídos que possuem inversores microcontrolados. Mas deve-se ressaltar que a ZND é


34

elevada e, ainda, as perturbações inseridas no sistema pode causar problemas em relação a

qualidade de energia devido distorções harmônicas.

Uma última técnica é denominada como Sandia Voltage Shift (SVS), ela utiliza uma

realimentação positiva com a intenção de controlar a corrente de saída do gerador conectado

via inversor, em relação ao erro entre a tensão nominal da rede e a tensão no ponto de

conexão. Na operação ilhada a tensão no ponto de conexão geralmente tem uma redução,

nesse contexto Kunte e Gao (2008) afirmam que a ideia em se utilizar a técnica SVS é

identificar esse afundamento de tensão e posteriormente variar de forma proporcional a

corrente de saída do inversor com o objetivo de atingir os limites de pick-up de sub ou

sobretensão com maior agilidade. Sua grande vantagem é em relação a eficácia na atuação, no

entanto afeta a eficiência do inversor, do gerador distribuído e a qualidade de energia.

Com base no levantamento bibliográfico apresentado anteriormente pode-se

desenvolver uma tabela comparativa entre as técnicas estudadas. A mesma se encontra no

Apêndice deste trabalho.


35

3 Componentes de uma fonte eólica

Para a realização de um estudo sobre as técnicas citadas anteriormente se faz

necessário o conhecimento sobre o princípio de funcionamento dos geradores distribuídos.

Nesse trabalho, será enfatizada a geração eólica e, portanto, a seguir é apresentado o princípio

de funcionamento e os componentes que compõem esse sistema.

3.1 Aerogeradores

Um aerogerador, também conhecido como turbina eólica ou Sistema de Geração

Eólica, é um equipamento que utiliza da energia cinética do vento para converter em energia

elétrica. Essa geração é possível graças ao fenômeno de aquecimento diferenciado das

camadas de ar exercida pelo sol o que origina uma variação de massa específica e gradientes

de pressão. Este sistema também é influenciado pelo movimento de rotação da Terra sobre o

seu eixo e depende significativamente de influências naturais, como: continentalidade,

maritimidade, latitude e altitude. Os aerogeradores têm-se tornado populares por ser uma

fonte de energia renovável e não poluente.

Os aerogeradores podem ser classificados de acordo com o seu local de instalação, o

tipo de ligação com o sistema e o tipo de eixo.

De acordo com Medeiros (2014), os parques eólicos podem estar localizados Onshore

(Eon) e Offshore (Eof). Onshore se refere aos parques localizados em terra, que apresentam

custos mais baixos de construção e instalação, integração com a rede local e melhor acesso.

Contudo, apresentam alguns fatores negativos, como a poluição visual e sonora, além do uso

da terra, que pode se tornar um problema em locais com pouco espaço disponível. Plantas

Offshore são parques eólicos localizados no mar, e que apresentam maiores custos de

instalação e construção e maior dificuldade de acesso. Entretanto, plantas Offshore possuem

vantagem em relação à disponibilidade de espaço e também em relação à intensidade dos

ventos, que no mar são mais rápidos e perenes, além de oferecerem menores níveis de

turbulência, reduzindo desgastes dos equipamentos. Viterbo (2008) comenta que a fonte Eof

deve ser vista como complemento e não como concorrente da fonte eólica Eon.

As turbinas eólicas podem operar isoladas da rede elétrica, sendo apenas conectados à

carga e a um armazenador de energia ou interligados à rede e também em sistemas híbridos,

onde o Aerogerador é conectado à rede e a um armazenador.


36

Os aerogeradores se diferem também pelo eixo do rotor. Sendo que existem dois tipos

básicos, conforme pode ser visualizado na figura 12: os de eixo vertical (AEV), à esquerda, e

os de eixo horizontal (AEH), à direita (NUNES, 2008).

Figura 12 - Tipos de aerogeradores segundo o rotor

Fonte: NUNES

Os de eixo vertical são mais seguros e simples, pois não precisam de um mecanismo

para acompanhar as variações da direção do vento, possuindo assim uma velocidade de

arranque mais baixa. Isso lhes dá vantagem em trabalhar em condições de vento reduzido,

podem ser montados mais perto do solo e lidam melhor em condições de turbulência. Nesse

tipo de aerogerador apenas o rotor gira enquanto o gerador fica fixo. Geralmente são mais

caros, comparando com os de eixo horizontal, devido o gerador não girar seguindo a direção

do vento. Além disso, seu desempenho é inferior. São exemplos de rotores de eixo vertical os

rotores do tipo Savonius e os rotores do tipo Darrieus conforme figura 13.


37

Figura 13 - Exemplos de aerogeradores de eixo vertical

Fonte: Portal Energia – PE

Já os aerogeradores com rotor de eixo horizontal apresentam maior eficiência, o que

compensa seu custo elevado. Portanto, são os mais conhecidos e os mais utilizados para

geração de energia em larga escala como fonte de energia renovável. Esses aerogeradores são

movidos por forças aerodinâmicas chamadas de força de sustentação (lift) e forças de arrasto

(drag). Quando um corpo obstrui o movimento do vento, o mesmo sofre com a ação de forças

que atuam perpendicularmente ao escoamento, denominadas forças de sustentação, e de

forças que atuam na direção do escoamento, chamadas forças de arrasto. Ambas as forças são

proporcionais ao quadrado da velocidade relativa. Além disso, as forças de sustentação

dependem da geometria do corpo e do ângulo formado entre a velocidade relativa do vento e

o eixo do corpo (ângulo de ataque).

Esses rotores que giram sob o efeito de forças de sustentação permitem liberar muito

mais potência comparando com os que giram sob o efeito de forças de arrasto, para uma

mesma velocidade de vento. Esses tipos de rotores podem ser constituídos por uma pá e um

contrapeso, de duas ou três pás e até de múltiplas pás.

3.1.1 Componentes de uma turbina eólica

Uma turbina eólica é composta por vários subconjuntos: torre, rotor, nacele, caixa de

multiplicação, gerador, mecanismos de controle, anemômetro, pás do rotor e biruta. Conforme

pode ser ilustrado na figura 14.


38

Figura 14 - Subconjuntos dos aerogeradores

Fonte: Centro de Energia Eólica – CE – EÓLICA

A torre é um item estrutural de grande porte e responsável pela sustentação do rotor e

da nacele na altura adequada para o funcionamento da turbina eólica. A maioria é construída

de aço, mas hoje em dia já existem modelos com diferentes tipos de material.

O rotor é o elemento onde são fixadas as pás da turbina e transforma a energia cinética

dos ventos em energia mecânica de rotação. Esse conjunto é conectado a um eixo e transmite

a rotação das pás para o gerador, na maioria das vezes, através de uma caixa multiplicadora.

O nacele é um compartimento instalado no alto da torre onde é composto por todo o

mecanismo do gerador, tais como: caixa multiplicadora, freios, embreagem, controle

eletrônico, mancais e sistema hidráulico. É o componente mais pesado do sistema, podendo

chegar até 72 toneladas dependendo do fabricante.

A caixa de multiplicação (Gearbox) transmite a energia mecânica do eixo do rotor ao

eixo do gerador, ou seja, tem a função de transformar as rotações que as pás transmitem ao

eixo do rotor de baixa velocidade (19 a 30 rpm) e entregar ao eixo do gerador as rotações que

o mesmo precisa para funcionar de alta velocidade (1500 rpm por exemplo).

O gerador é o equipamento que converte a energia mecânica do eixo em energia

elétrica. Ele pode ser síncrono ou assíncrono conforme será detalhado posteriormente na

seção 3.2.

Os mecanismos de controle são utilizados porque os aerogeradores são projetados para

fornecerem potência nominal de acordo com a velocidade do vento, ou seja, de acordo com a

velocidade média nominal que ocorre com mais frequência durante um determinado período.

O anemômetro é um medidor da intensidade e da velocidade dos ventos, normalmente,

a cada dez minutos. Esses dados são lidos pelo sistema de controle e garante o

posicionamento mais adequado para turbina.


39

A biruta é um sensor de direção, ou seja, capta a direção do vento que deve estar

perpendicular à torre, permitindo que o aerogerador se mantenha orientado ao vento de forma

a otimizar a energia cinética do mesmo e obter um maior rendimento, isto é, uma maior

potência produzida.

As pás do rotor captam o vento e convertem sua potência ao centro do rotor. Elas são

construídas de materiais como o plástico e fibra de vidro. Para o desenho das mesmas são

utilizadas as soluções técnicas da aeronáutica nos cálculos de engenharia das asas dos aviões.

3.1.2 Funcionamento do aerogerador

Basicamente o funcionamento do aerogerador se dá através das forças do vento que

giram as pás, fazendo com que o rotor gire e transmite a rotação multiplicada pela caixa

multiplicadora ao gerador, ou seja, a energia cinética do vento é transformada em energia

mecânica. O gerador converte normalmente em conjunto com o conversor de potência a

energia mecânica recebida em energia elétrica. Essa energia produzida é injetada na rede

elétrica do parque eólico e posteriormente na rede elétrica global.

Figura 15 - Princípio de funcionamento do aerogerador

Fonte: Portal Energia – PE


40

Segundo o CE – EÓLICA, para operação das máquinas eólicas é necessária uma

velocidade mínima de vento, que pode variar entre 2,5m/s e 4,0m/s, dependendo das

características do aerogerador. Aumentando a velocidade do vento, a potência no eixo da

máquina aumenta gradativamente, até alcançar a potência nominal da máquina, operando

assim, com uma velocidade entre 9,5m/s e 15,0 m/s. Para operações com rotações acima da

nominal, o equipamento atuará com uma potência constante até uma velocidade de corte, após

esse limite a máquina é desconectada para que não haja danos estruturais ao equipamento.

Para analisar os fatores que influenciam na operação do aerogerador, a seguir será

demonstrada a dedução realizada por Nunes (2008) da potência de geração do mesmo.

A energia cinética Ec de um corpo com massa m que se desloca a uma velocidade 𝑣 é

dada por:

𝐸𝑐 =1

2𝑚𝑣2 (3.1)

A massa de ar m deslocada numa área A a uma dada velocidade v num intervalo de

tempo Δt pode ser determinada pela seguinte expressão:

𝑚 = 𝜌𝐴𝑣𝛥𝑡 (3.2)

Substituindo (3.1) em (3.2), temos que a energia cinética do vento é:

𝐸𝑐 =1

2𝜌𝐴𝑣3𝛥𝑡 (3.3)

Como a potência é a energia por unidade de tempo, a potência do vento é dada por:

𝑃𝑣𝑒𝑛𝑡𝑜 =1

2𝜌𝐴𝑣3 (3.4)

Onde:

𝑃𝑣𝑒𝑛𝑡𝑜: Potência do vento [W].

𝜌: Densidade do ar [kg/m³].

A: Área [m²].

𝑣: Velocidade do vento [m/s].


41

Como os aerogeradores não conseguem extrair toda a potência do vento, o fator de

capacidade de potência ou coeficiente de potência Cp define o rendimento de um rotor e

representa a razão entre a potência extraída pelo rotor e a potência existente no vento.

𝐶𝑝 =𝑃𝑚á𝑥_𝑟𝑜𝑡𝑜𝑟

𝑃𝑣𝑒𝑛𝑡𝑜 (3.5)

É notável que o fator que mais influência na geração eólica é a velocidade do vento,

pois a potência varia com o cubo desta. Assim, é necessária grande atenção a esse fator, já que

é um limitador de operação e está intimamente relacionado ao desgaste físico do

equipamento.

Nunes (2008) ainda cita que uma turbina eólica pode extrair no máximo 59% da

potência do vento.

Para escolher o potencial eólico num determinado local utilizam-se equipamentos que

medem e registram a velocidade e direção dos ventos, num período de 12 meses. Utiliza-se a

distribuição de probabilidade Weibull para caracterizar o vento em função do valor médio

medido. A figura 16 mostra uma curva dessas para um local onde a velocidade média medida

foi de 7m/s.

Figura 16 - Curva de distribuição de probabilidade do vento

Fonte: NUNES

Nunes (2008) comenta que a velocidade do vento é influenciada pelos obstáculos

existentes no terreno que geram turbulências. Para selecionar a localização dos aerogeradores


42

é preciso atentar a isso, pois a energia extraída nessas condições será reduzida. Ele ainda

salienta que a velocidade do vento aumenta fortemente com a altitude, sendo este um fator de

máxima importância na escolha de instalação das torres. A localização ótima dos

aerogeradores é uma decisão de compromisso entre a minimização da perturbação do vento e

o custo global.

3.1.3 Controle de velocidade

Segundo Brito (2008), os aerogeradores apresentam os seguintes modos de controle de

velocidade:

Velocidade constante: O gerador é conectado diretamente à rede elétrica. A frequência da

rede determina a rotação do gerador e consequentemente da turbina. Através de um

multiplicador com relação de transmissão r, a baixa rotação da turbina ηt é transmitida ao

gerador ηg. A velocidade do gerador depende do número de pólos p e da frequência do

sistema elétrico f dados por:

𝜂𝑡 =𝑓

𝑟.𝑝 (3.6)

Estas máquinas usam geradores assíncronos, com vantagens na construção simples e

barata, além de dispensarem dispositivos de sincronismo. Desvantagens: altas correntes de

partida (suavizadas por um tiristor) e sua demanda por potência reativa.

Figura 17 - Controle de velocidade constante

Fonte: BRITO


43

Velocidade variável: Podem utilizar geradores síncronos ou assíncronos. A conexão ao

sistema é feito por um conversor de frequência eletrônico, formada por um conjunto

retificador/inversor. A tensão produzida pelo gerador síncrono é retificada e a corrente

contínua resultante é invertida, com o controle da frequência de saída sendo feita

eletronicamente. Como a frequência produzida pelo gerador depende de sua rotação, esta

será variável em função da variação da rotação da turbina eólica. Entretanto, através do

conversor, a frequência da energia elétrica fornecida pelo aerogerador será sincronizada

com o sistema elétrico. Já quando são utilizados geradores assíncronos é necessário prover

energia reativa para a excitação do gerador (pode ser feita por auto excitação usando

capacitores dimensionados adequadamente conectados antes do retificador, pois o

conversor de frequência faz o isolamento entre o sistema não permitindo absorção de

energia reativa externa do sistema elétrico ou de capacitores).

A ideia básica do aerogerador com velocidade variável é o desacoplamento da

velocidade de rotação e, consequentemente, do rotor da turbina, da frequência elétrica da rede.

O rotor pode funcionar com velocidade variável ajustada à situação real da velocidade do

vento, garantindo um desempenho aerodinâmico maximizado. Uma vantagem é a redução das

flutuações de carga mecânica. As desvantagens são os altos esforços de construção e a

geração de harmônicos, associados ao conversor de frequência, que podem ser reduzidos

significativamente com o uso de filtros que, por sua vez, aumentam os custos (BRITO, 2008,

p.39).

Figura 18 - Controle de velocidade variável

Fonte: BRITO


44

3.1.4 Controle de potência

As tecnologias empregadas nos sistemas de controle de potência dos Aerogeradores

são o controle por perda aerodinâmica (Stall), controle do ângulo de passo (Pitch control) e

controle fixo-ativo (Active-Stall). De acordo Brito (2008) esses sistemas de controle têm como

objetivo aumentar a eficiência do aerogerador, e evitar que danos mecânicos e elétricos

ocorram à turbina eólica.

Controle Stall: Sistema passivo que reage à velocidade do vento. Neste tipo de controle,

as pás do rotor são fixadas em um ângulo de passo definido, de forma que, para

velocidades de vento acima da velocidade nominal, o escoamento em torno do perfil da pá

“descola” da superfície da pá, diminuindo as forças de sustentação e aumentando o

arrasto. Esse efeito, conhecido como Stall ou estol, diminui a potência do rotor. As pás

possuem uma pequena torção longitudinal que as levam a um suave desenvolvimento

deste efeito (BRITO, 2008, p.32).

Controle do ângulo de passo ou Pitch control: Sistema ativo que controla o ângulo de

passo de acordo com a potência do gerador. Se a potência ultrapassa a nominal devido ao

aumento da velocidade do vento, as pás do rotor são giradas em torno de seu eixo para

alterar o ângulo de passo, reduzindo o ângulo de ataque. A redução do ângulo de ataque

ocasiona na diminuição das forças aerodinâmicas atuantes e a potência do rotor. O ângulo

de passo é escolhido de forma que a turbina produza apenas a potência nominal (BRITO,

2008, p.33).

Controle fixo-ativo ou Active-stall: Sistema ativo que, assim como o controle de passo,

controla o ângulo de passo de acordo com a potência do gerador. Porém, se a potência

ultrapassa a potência nominal do gerador devido ao aumento da velocidade do vento, as

pás do rotor são giradas em torno de seu eixo no sentido contrário ao do controle de passo.

Assim, há o aumento do ângulo de ataque, o que ocasiona o efeito de Stall ou estol nas

pás, e a diminuição da potência do rotor.

3.2 Geradores

O modelo de gerador mais utilizado são os síncronos, eles possuem como principal

característica a necessidade de rodarem com velocidade constante e em sincronismo com o

campo girante. Desta forma, sua velocidade é definida pela seguinte formula:


45

𝑛 = 60𝑥𝑓

𝑃 (3.7)

Onde:

n = Velocidade angular do rotor em rpm;

f = Frequência da tensão gerada;

P = Par de polos.

Ramos (2000) cita que uma máquina síncrona é geralmente constituída por um

elemento girante, chamado de rotor, envolvido por um elemento fixo denominado estator.

Uma corrente contínua aplicada ao enrolamento de campo do rotor produz um campo

magnético que induz uma tensão senoidal nas bobinas presas ao estator, sendo a frequência

desta tensão determinada pela velocidade angular e pelo número de polos magnéticos do

rotor. Além do enrolamento de campo, um enrolamento ou conjunto de enrolamentos curto-

circuitados, chamados enrolamentos amortecedores, são comumente projetados no rotor, com

o intuito principal de amortecer oscilações resultantes de perturbações nas condições anormais

de operação da máquina.

As principais peças dessa máquina, em relação ao funcionamento elétrico são a

armadura (estator), rotor e sistema de excitação.

Segundo Bortoni (2015), a armadura ou estator da máquina é composta de chapas

laminadas dotadas de ranhuras axiais. As chapas possuem características magnéticas de alta

permeabilidade, criando um caminho magnético de baixa relutância para o fluxo, diminuindo

assim o fluxo disperso e concentrando o campo no entreferro. A figura 19 apenas ilustra o

estator de um gerador síncrono.


46

Figura 19 - Estator da máquina de 31,59 MW da UHE Suíça – Santa Leopoldina - ES

Fonte: Pagina da empresa RAK – Montagens Eletromecânicas e Service LTDA

O rotor é feito de forma semelhante ao estator, possuindo os mesmos tipos de

materiais. Do ponto de vista construtivo, existem dois tipos de rotores: Polos salientes ou

Polos Lisos. A tecnologia de polos salientes é comumente implementada em hidrelétricas.

Apresentam um maior diâmetro e maior número de polos, desta forma possuem uma

velocidade angular menor. Os rotores de polo liso são construídos de forma que eixo mais

enrolamento formem um só bloco. Eles são utilizados em turbogeradores, que possuem um

menor diâmetro e são mais compridos, além disso, possuem poucos polos e, por

consequência, operam em maior velocidade.

Figura 20 - Comparação entre rotor liso e saliente

Fonte: SILVEIRA


47

O sistema de excitação da máquina é quem injeta a componente de corrente contínua

nos enrolamentos do rotor. Até alguns anos atrás, a grande maioria desses sistemas eram

compostos por geradores de corrente contínua, mas atualmente existem algumas técnicas mais

rápidas e com menor taxa de manutenção, como a excitação estática utilizando tiristores ou

brushless (Sistema de excitação sem escovas). É ele quem define a tensão interna da máquina

e, por consequência a tensão de saída, o fator de potência e a magnitude da corrente gerada.

Com toda essa responsabilidade, sempre se faz necessário a utilização de um sistema de

realimentação para controle da corrente injetada no rotor conseguindo assim um efeito

regulador na tensão gerada.

Além de atuar como gerador, a máquina síncrona pode operar como um compensador

de reativo, neste caso o equipamento funciona como um motor operando a vazio. Desta

forma, desprezando as perdas, a máquina irá gerar ou consumir apenas potência reativa, sendo

que o estado de operação é definido pelo conjunto de excitação de acordo com as

necessidades do sistema compensado.

Para a grande maioria das aplicações de geradores, a máquina síncrona funciona muito

bem. No entanto, quando se projeta um parque eólico ela não é uma boa escolha, devido aos

regimes inconstantes de ventos. Neste cenário, o gerador assíncrono ganhou espaço e se

tornou o modelo mais utilizado em aerogeradores.

Normalmente utilizado como motor, a máquina de indução possui princípio de

funcionamento vastamente conhecido, sendo que o princípio de funcionamento deste

equipamento como motor ou como gerador é o mesmo. Ele é baseado no fundamento do

campo magnético girante que aparece quando bobinas defasadas de 120 graus mecânicos são

percorridas por correntes defasadas de 120 graus elétricos, sendo que este campo girante

possui velocidade síncrona. Este campo magnético é obtido no estator da máquina e induzirá,

através da lei de Lenz-Faraday, uma força eletromotriz no rotor e, por consequência, uma

corrente nos enrolamentos do mesmo. Desta forma, será criado um segundo campo magnético

no enrolamento do rotor, de modo que os campos magnéticos irão se atrair e forçar o rotor a

girar junto com o campo girante.

“Se uma máquina de indução trifásica tem o seu eixo acionado acima de sua

velocidade síncrona ela passa a funcionar como um gerador. Neste caso, a potência mecânica

recebida no seu eixo, pela máquina primária, é convertida na forma de potência ativa” (DIAS,

2012, p. 16).


48

Essa máquina não possui um sistema exclusivo de excitação. Ela absorve reativo do

sistema a qual está intalada para criar o campo magnético que realizará o acoplamento

magnético entre estator e rotor. Dessa forma, mesmo atuando como gerador, este equipamento

será uma carga em relação ao consumo de potência reativa de modo que ela só é capaz de

fornecer potência ativa ao sistema elétrico.

Uma consequência desse princípio de funcionamento é o fato de que se uma ou mais

máquina ficar isolada em um circuito sem fontes de reativo, ela perderá sua excitação e não

conseguirá mais fornecer potência ativa para suas cargas. Sendo assim, na grande maioria das

aplicações com geradores de indução utilizam-se um sistema de compensação de reativo

através de banco de capacitores ou máquinas síncronas operando como compensador

síncrono.

No entanto, essa característica também traz benefícios. Em uma situação de curto-

circuito, onde a máquina deixa de receber potência reativa e perde sua excitação, este tipo de

gerador só irá contribuir com uma corrente de falta para o primeiro ou segundo ciclo, devido

ao fluxo remanescente em seus enrolamentos. Para tempos superiores a esse a máquina não

influenciará no curto-circuito.

No mais, Dias (2012) afirma que quando ligada à rede elétrica esse gerador não

necessita de um sistema para controle de tensão e frequência, sendo esses parâmetros

definidos pela rede.

Em relações construtivas, o rotor de uma máquina de indução pode ser de dois tipos:

Rotor enrolado/bobinado ou Rotor Gaiola de Esquilo.

O rotor bobinado é construído na forma de um enrolamento polifásico. Os terminais

do enrolamento do rotor são conectados a anéis deslizantes isolados montados sobre o eixo.

Escovas de carvão apoiadas sobre esses anéis permitem que os terminais do rotor se tornem

disponíveis externamente ao motor. As máquinas de indução de rotor bobinado são

relativamente incomuns, sendo encontradas apenas em um número limitado de aplicações

especializadas.

Por outro lado, o motor de indução polifásico com o rotor gaiola de esquilo, no qual o

enrolamento consiste em barras condutoras encaixadas em ranhuras no ferro do rotor e curto-

circuitadas em cada lado por anéis, representam vantagens notáveis para esse tipo de motor de

indução e, de longe, fazem dele o tipo de motor mais comumente usados, indo desde

fracionários até os de grande porte” (FITZGERALD, 2006, p. 295).


49

Figura 21 - Vista em corte de um motor de indução trifásico

Fonte: HS MANUTENÇÕES

3.3 Conversores

Através das características de chaveamento dos dispositivos de potência é possível

realizar a conversão de potência elétrica de uma forma a outra para o controle e/ou

condicionamento de energia elétrica. Os conversores estáticos de energia permitem realizar

essas funções de conversão. Segundo Felix (2000), os conversores de potência podem ser

classificados da seguinte forma:

Conversores ou controladores CA/CA: Convertem uma tensão em CA de

amplitude e frequência fixas em uma tensão em CA com amplitude e frequência ajustáveis.

Exemplos: controladores CA, cicloconversores e conversores matriciais.

Conversores CA/CC: Convertem uma tensão monofásica ou trifásica em CA

para uma tensão em CC. Exemplos desse tipo de conversor são os retificadores não

controlados (utilizam diodos como elementos de retificação) e os retificadores controlados

(são utilizados como elementos de retificação os SCRs - Retificador Controlado de Silício)

onde o valor médio da tensão de saída pode ser controlado variando-se o tempo de condução

dos tiristores.

Conversores CC/CA: Converte uma tensão em CC em uma tensão

monofásica ou trifásica em CA de amplitude e frequência ajustáveis.

Conversores CC/CC: Esses convertem uma tensão em CC de amplitude fixa

em uma tensão em CC de amplitude ajustável. O Chopper CC é um exemplo desse tipo de


50

conversor, onde a tensão média de saída é controlada pela variação do tempo de condução em

relação ao tempo de bloqueio de uma chave (atualmente utilizam-se transistores IGBT

(Insulated Gate Bipolar Transistor – Transistor Bipolar de Porta Isolada) e MOSFETs (Metal

Oxide Semiconductor Field Effect Transistor – Transistor de Efeito de Campo Metal - Óxido -

Semicondutor)).

Conforme Filho (2014), atualmente, nos parques eólicos os geradores mais utilizados

são: os geradores de indução trifásicos gaiola de esquilo (GIGE), de indução com rotor

bobinado (GIRB) e síncronos (GS). Sabendo que os sistemas de conversão de energia eólica

são compostos pela turbina eólica, um gerador elétrico, um conversor eletrônico de potência e

o sistema de controle correspondente. Assim, existem diferentes configurações possíveis com

base na utilização de geradores síncronos e assíncronos.

É preciso atingir a máxima transferência de energia a partir do vento, conforme a

variação da velocidade do mesmo, e controlando a velocidade do rotor da turbina. Para isso,

são empregados os conversores eletrônicos de potência que possibilitam a conexão do mesmo

com a rede elétrica, a qual opera com tensão e frequência de magnitudes constantes.

Portanto, os conversores de potência tem importante papel nos sistemas de conversão

de energia eólica e permitem ao gerador operar com controle de velocidade variável. Eles são

empregados na geração eólica de acordo com o tipo de máquina usada neste sistema de

geração. Filho (2014) cita alguns exemplos de conversores utilizados de acordo com o tipo de

gerador e serão mostrados a seguir.

Nos geradores síncronos (GS) a ímã permanente ele comenta que são utilizados

conversores retificadores não controlados conectados ao estator do gerador que compartilham

o mesmo elo de corrente contínua com um inversor trifásico conectado à rede. Ou ainda entre

esses dois conversores pode haver mais um estágio, inserindo um conversor

elevador/abaixador de tensão. Ele comenta algumas desvantagens em relação ao gerador

síncrono, tais como: possuem um alto custo devido aos ímãs permanentes, altas temperaturas

de operação, há a possibilidade de picos de correntes ou curtos-circuitos desmagnetizarem o

ímã e os conversores devem processar a potência total do gerador.

Já o gerador de indução (GI) com rotor gaiola de esquilo ele salienta que pode ser

conectado diretamente à rede de alimentação e apesar do baixo custo e manutenção simples,

tem como desvantagem a falta de possibilidade de regulação de tensão e de frequência, bem

como a operação apenas em velocidade fixada pela frequência da rede. Assim, utilizam

conversores CA/CA (back-to-back), compostos por duas pontes trifásicas de dois níveis,


51

controlados por chaves semicondutoras de potência do tipo IGBT que compartilham o mesmo

elo de corrente contínua. Empregando esse conversor é possível operar o gerador em

velocidade variável e também o controle do conversor conectado ao gerador é flexibilizado.

Apesar do baixo custo de construção e manutenção do gerador, o conversor deve processar a

potência total do gerador, o que eleva o custo do sistema de geração.

Por fim, Filho (2014), comenta das tecnologias mais comuns utilizadas atualmente nas

turbinas eólicas: as de alta potência utilizam o gerador de indução com rotor enrolado

duplamente alimentado (GIDA), conhecidos no meio técnico pela sigla DFIG (Doubly-fed

Induction Generators), que são conectados ao sistema elétrico interligado. Esta é uma das

tecnologias mais aplicadas em controle de turbinas eólicas dentre as diversas existentes,

inclusive no Brasil, devido as características de nossa rede interligada e do tipo de arranjo da

turbina, geralmente providas de multiplicadores acoplados ao eixo e com rotação variável.

Nos parques eólicos de potência mais baixa são comumente utilizados os geradores de

indução de gaiola de esquilo com velocidade fixa. Ele complementa que em aplicações de

potências mais baixas, há a possibilidade de geração descentralizada de energia, aproveitando

recursos locais, podendo ser uma solução mais adequada e, muitas vezes, de menor custo

global.

Ramos (2011) explica que uma configuração básica da tecnologia GIDA consiste em

um gerador de indução rotor bobinado com alimentação através de anéis deslizantes, onde o

estator está conectado direto à rede elétrica por meio de um transformador. O rotor é

alimentado por um conversor CA/CC/CA construído por duas pontes conversoras trifásicas

PWM e conectadas entre si através de um circuito intermediário em corrente contínua. A

Figura 22 ilustra o diagrama dessa tecnologia.


52

Figura 22 - Esquema de um GIDA aplicado numa turbina eólica ligada à rede

Fonte: RAMOS

Ferreira (2009) comenta que o conversor de frequência mencionado é constituído por

dois conversores back-to-back controlados por tensão e unidos por meio de uma ligação CC e

os dispositivos comutáveis utilizados são os IGBTs, possibilitando o trânsito de energia em

ambos os sentidos. Ou seja, tanto o circuito estator, quanto o circuito do rotor podem fornecer

energia para o sistema.

Este autor ainda afirma que quando o gerador funciona a uma velocidade subsíncrona,

ou seja, abaixo da velocidade nominal, o rotor absorve energia da rede, com potência Pr, e

parte da energia no estator, com potência Ps, entra no circuito rotórico, entregando energia

para a rede. Onde a potência Pr é retirada do barramento, tendendo a diminuir a tensão CC.

Conforme a figura 23.

Figura 23 - Trânsito de potência entre um GIDA e a rede em regime subsíncrona

Fonte: FERREIRA


53

Em contrapartida, quando o gerador funciona a um regime super-síncrono, ou seja, a

velocidade de funcionamento do mesmo for superior à de sincronismo, o rotor gera energia e

a rede recebe energia dos circuitos rotóricos e estatóricos. Onde a potência Pr é transmitida

para o capacitor do barramento CC e sua tensão tende a aumentar. Conforme a figura 24.

Figura 24 - Trânsito de potência entre um GIDA e a rede em regime super-síncrono

Fonte: FERREIRA

Ramos (2011) comenta que uma notável vantagem desta tecnologia é o menor custo

dos equipamentos de eletrônica de potência. Em seus estudos afirma que a tecnologia GIDA

permite que os conversores utilizados tenham uma potência que corresponde a 30% da

nominal da máquina.


54

4 Modelagem teórica

No capítulo anterior foi abordada uma visão geral sobre o funcionamento dos

componentes de um sistema de geração eólica, sem realizar um aprofundamento sobre os

modelos existentes. Já no capitulo 2, foi feito um estudo sobre as técnicas de detecção anti-

ilhamento existentes até o momento, notando-se assim, que a correta atuação das mesmas é

dependente do modo como o sistema de geração se comporta em função da variação de

potência existente após a desconexão do sistema. Neste contexto, o presente capítulo tem o

intuito de aprofundar-se em um determinado modelo de gerador e conversor para verificar a

resposta ao ilhamento do mesmo.

Segundo Silva (2006), o gerador de indução duplamente alimentado com conversores

do tipo back-to-back, com a sua grande flexibilidade operacional, podendo-se controlar o

fluxo de potência ativa e reativa entre o gerador e a rede elétrica, confere excelentes

condições de controlabilidade ao sistema como um todo, permitindo o suporte de reativos à

rede pelo gerador. O conversor do rotor processando apenas uma parte da potência gerada,

tipicamente 30 a 40% desta, reduz substancialmente o custo dos equipamentos e com o

avanço cada vez maior da eletrônica de potência e o aumento das frequências de chaveamento

dos dispositivos semicondutores, permite uma redução dos harmônicos injetados na rede

elétrica pelo conversor estático.

Dessa forma, o gerador de indução duplamente alimentado vêm se mostrando uma

ótima alternativa para sistemas geração eólica e, por isso, será o modelo utilizado para estudos

neste trabalho.

4.1 Gerador de indução duplamente alimentado (GIDA)

O GIDA é uma máquina trifásica assíncrona com rotor bobinado no qual o estator é

diretamente conectado à rede e as correntes que circulam pelo rotor são controladas por um

conversor CA-CC-CA, essas correntes possuem uma frequência variável (até 10 Hz). Nesse

sistema o controle é interligado a rede, possibilitando assim mais uma forma de conversão de

energia, a variação da frequência é quem define as correntes rotóricas e por consequência a

velocidade do campo girante que é influenciada, tanto pelas correntes do estator como do

rotor. Em acoplamentos com esse tipo de máquina, grandes variações de velocidade do eixo

são compensadas pelos conversores. Esses geradores não possuem aspectos construtivos


55

muito diferentes dos modelos comuns de máquinas assíncronas com rotor bobinado, assim os

tornando economicamente viáveis. Um exemplo de conexão do gerador do tipo GIDA é

ilustrado na figura 22, do capítulo anterior.

Segundo Silva (2006), o conversor do rotor é projetado de forma que o gerador possa

operar numa faixa limitada de velocidade, atingindo escorregamentos positivos (região

subsíncrona) e escorregamentos negativos (região supersíncrona). A relação de engrenagens é

ajustada de forma que a velocidade síncrona do gerador corresponda a um valor intermediário

da faixa de velocidade permitida para a turbina eólica e também de forma a limitar o valor

máximo de escorregamento seguro para a operação do conversor do rotor, não excedendo a

sua potência nominal. Assim, a potência nominal do conversor será em função da faixa de

variação do escorregamento da máquina. O sistema opera em velocidade variável, numa faixa

limitada, e para velocidades de vento acima da nominal a potência produzida é limitada

através do controle de ângulo de passo das pás.

Dessa forma, quando o regime de vento mudar sua velocidade e, por consequência, a

potência fornecida pela máquina primária também variar, o excesso ou diminuição de energia

fornecida ao gerador pode ser absorvido através da variação da energia cinética do rotor. Com

esse comportamento, os impactos gerados aos componentes mecânicos dos aerogeradores

serão menores e assim aumentando o seu tempo de vida.

A velocidade do rotor irá determinar o sentido do fluxo de potência pelos conversores,

quando o mesmo girar em uma velocidade superior à de sincronismo a potência estará sendo

injetada no sistema e quando a velocidade for inferior o sistema rotórico estará absorvendo

potência. As figuras 23 e 24 ilustram o fluxo de potência nos dois casos. Vale ressaltar que

estamos abordando o funcionamento de um gerador e, portanto, a potência do estator sempre

fluirá em direção a rede.

Segundo Ferreira (2009), outra característica desse sistema é a capacidade de regular

separadamente as potências reativas e ativas trocadas com a rede, ou seja, existe um controle

independente do binário e da corrente de excitação do rotor. Dessa forma, é possível operar de

forma que não se tenha troca de energia reativa com a rede e assim otimizando o fator de

potência. No caso de redes de baixa potência, têm-se a vantagem de os conversores exercerem

o domínio sobre o fluxo de potência reativa e, por consequência, reduzir a amplitude das

variações de tensão a que uma rede desse tipo está sujeita.


56

4.1.1 Modelo dinâmico da máquina de indução nos referenciais αβ0 e dq

A modelagem matemática que se sucede, foi baseada no texto produzido por Ferreira

(2009) e leva em consideração um circuito indutivo equilibrado com acoplamento entre fases

(rotor e estator da máquina assíncrona), o qual, segundo Palma (1999), pode ser representado

pelo seguinte sistema de equações diferenciais, escrito na forma matricial:

[𝑢𝑎𝑏𝑐] = 𝑅[𝑖𝑎𝑏𝑐] +𝑑

𝑑𝑡[𝛹𝑎𝑏𝑐] (4.1)

Onde [u], [i] e [Ψ] são matrizes 3X1 que representam, respectivamente, os vectores de

tensões, correntes e fluxos ligado por fase. Admite-se que as resistências são iguais por fase,

R, não existindo desistência de acoplamento. Além disso, sabe-se que:

[𝛹𝑎𝑏𝑐] = [𝐿][𝑖𝑎𝑏𝑐] (4.2)

Sendo que [L] engloba as indutâncias próprias (Ll) e mútuas (em módulo, Lm):

[𝐿] = [𝐿𝑙 −𝐿𝑚 −𝐿𝑚−𝐿𝑚 𝐿𝑙 −𝐿𝑚−𝐿𝑚 −𝐿𝑚 𝐿𝑙

] (4.3)

Assim a equação (4.1) pode ser reescrita como:

[𝑢𝑎𝑏𝑐] = 𝑅[𝑖𝑎𝑏𝑐] + [𝐿]𝑑

𝑑𝑡[𝑖𝑎𝑏𝑐] (4.4)

A transformada de Clarke permite obter equações desacopladas no sistema de

coordenadas αβ0, ao contrário do que acontece em (4.4), da seguinte forma:

[𝑢𝛼𝛽0] = [𝐶]−1𝑅[𝐶][𝑖𝛼𝛽0] + [𝐶]

−1[𝐿][𝐶]𝑑

𝑑𝑡[𝑖𝛼𝛽0] (4.5)


57

Onde [C] é a matriz de Clarke não desprezando a componente homopolar e fazendo o

eixo α coincidente com a fase A:

[𝐶] = √2

3

[ 1 −

1

2−1

2

0√3

2−√3

21

√2

1

√2

1

√2 ]

(4.6)

Sendo essa transformação unitária, tem-se que:

[𝑢𝛼𝛽0] = 𝑅[𝑖𝛼𝛽0] + [𝐿′]𝑑

𝑑𝑡[𝑖𝛼𝛽0] (4.7)

Sendo:

[𝐿′] = [𝐶][𝐿][𝐶]−1 = [𝐿𝑙 + 𝐿𝑚 0 00 𝐿𝑙 + 𝐿𝑚 00 0 𝐿𝑙 − 2𝐿𝑚

] (4.8)

Para se passar esse sistema para um referencial móvel, que roda com a velocidade de

sincronismo, com coordenadas dq (onde d representa o eixo direto e q o eixo de quadratura

dos enrolamentos do rotor) é necessário realizar a seguinte transformação a partir da equação

(4.4).

[𝑢𝑎𝑏𝑐] = 𝑅[𝑖𝑎𝑏𝑐] +𝑑

𝑑𝑡[𝛹𝑎𝑏𝑐] (4.9)

Considerando uma máquina equilibrada, na qual o resultado da soma das três correntes

é nulo, pode-se desconsiderar a grandeza homopolar e usar somente as componentes αβ.

Adotando a notação complexa na qual se faz coincidir os eixos real e imaginário com

os eixos α e β, respectivamente, ou seja, �̇�𝛼𝛽 = 𝑥𝛼 + 𝑗𝑥𝛽. A transformação direta de

grandezas em coordenadas reais abc para αβ na notação vetorial é feita da seguinte forma:

�̇�𝛼𝛽 = 𝑘(𝑥𝑎 + 𝛼𝑥𝑏 + 𝛼2𝑥𝑐) (4.10)


58

Sendo 𝛼 = 𝑒𝑗2𝜋

3 = −1

2+ 𝑗√

3

2, o valor do escalar 𝑘 depende da convenção utilizada

(√2

3 se considerar potência constante).

Aplicando a transformação descrita na equação (4.7), obtêm-se:

�̇�𝛼𝛽 = 𝑅𝑖̇𝛼𝛽 +𝑑

𝑑𝑡�̇�𝛼𝛽 (4.11)

Assim, particularizando a equação (4.11) para os circuitos do estator e do rotor, têm-se

respectivamente:

{

�̇�𝛼𝛽𝑠 = 𝑅𝑠𝑖̇𝛼𝛽𝑠 +

𝑑

𝑑𝑡�̇�𝛼𝛽𝑠

�̇�𝛼𝛽𝑟 = 𝑅𝑟𝑖̇𝛼𝛽𝑟 +𝑑

𝑑𝑡�̇�𝛼𝛽𝑟

�̇�𝛼𝛽𝑠 = (𝐿𝑙𝑠 + 𝐿𝑚)𝑖𝛼𝛽𝑠 + 𝐿𝑚𝑒𝑗𝜃𝑟𝑖𝛼𝛽𝑟

�̇�𝛼𝛽𝑟 = (𝐿𝑙𝑟 + 𝐿𝑚)𝑖𝛼𝛽𝑟 + 𝐿𝑚𝑒−𝑗𝜃𝑟𝑖𝛼𝛽𝑠

(4.12)

Onde Rs e Rr representam, respectivamente, as resistências nos enrolamentos do

estator e do rotor. Lls e Llr representam as indutâncias próprias das bobinas do estator e do

rotor, respectivamente. Ɵr é o ângulo de rotação do referencial do rotor. Na figura 25, pode-se

visualizar a posição relativa dos referenciais αβ do estator e do rotor.

Referenciando a transformação das grandezas do rotor para o referencial αβ do estator,

ou seja, �̇�𝛼𝛽𝑟 = �̇�𝛼𝛽𝑟𝑒−𝑗𝜃𝑟 , têm-se:

�̇�𝛼𝛽𝑠 = 𝑅𝑠𝑖𝛼𝛽𝑠 +𝑑

𝑑𝑡�̇�𝛼𝛽𝑠

�̇�𝛼𝛽𝑟𝑒−𝑗𝜃𝑟 = 𝑅𝑟𝑖𝛼𝛽𝑟𝑒

−𝑗𝜃𝑟 +𝑑

𝑑𝑡(�̇�𝛼𝛽𝑟𝑒

−𝑗𝜃𝑟)

Portanto:

�̇�𝛼𝛽𝑟 = 𝑅𝑟𝑖𝛼𝛽𝑟 +𝑑

𝑑𝑡�̇�𝛼𝛽𝑟 − 𝑗�̇�𝛼𝛽𝑟

𝑑

𝑑𝑡𝜃𝑟 (4.13)

Onde:


59

{�̇�𝛼𝛽𝑠 = (𝐿𝑙𝑠 + 𝐿𝑚)𝑖𝛼𝛽𝑠 + 𝐿𝑚𝑒

𝑗𝜃𝑟𝑖𝛼𝛽𝑟𝑒−𝑗𝜃𝑟 => �̇�𝛼𝛽𝑠 = (𝐿𝑙𝑠 + 𝐿𝑚)𝑖𝛼𝛽𝑠 + 𝐿𝑚𝑖𝛼𝛽𝑟

�̇�𝛼𝛽𝑟𝑒−𝑗𝜃𝑟 = (𝐿𝑙𝑟 + 𝐿𝑚)𝑖𝛼𝛽𝑟𝑒

−𝑗𝜃𝑟 + 𝐿𝑚𝑒−𝑗𝜃𝑟 𝑖𝛼𝛽𝑠 => �̇�𝛼𝛽𝑟 = (𝐿𝑙𝑟 + 𝐿𝑚)𝑖𝛼𝛽𝑟 + 𝐿𝑚𝑖𝛼𝛽𝑠

(4.14)

Em notação escalar, vem:

{𝑢𝛼𝑠 + 𝑗𝑢𝛽𝑠 = 𝑅𝑠𝑖𝛼𝑠 + 𝑗𝑅𝑠𝑖𝛽𝑠 +

𝑑

𝑑𝑡(𝛹𝛼𝑠 + 𝑗𝛹𝛽𝑠)

𝑢𝛼𝑟 + 𝑗𝑢𝛽𝑟 = 𝑅𝑟𝑖𝛼𝑟 + 𝑗𝑅𝑟𝑖𝛽𝑟 +𝑑

𝑑𝑡(𝛹𝛼𝑟 +𝛹𝛽𝑟) + 𝑗𝜃𝑟(𝛹𝛼𝑟 +𝛹𝛽𝑟)

(4.15)

Separando nas componentes direta e quadratura, têm-se o seguinte conjunto de

equações:

{

𝑢𝛼𝑠 = 𝑅𝑠𝑖𝛼𝑠 +

𝑑

𝑑𝑡𝛹𝛼𝑠

𝑢𝛽𝑠 = 𝑅𝑠𝑖𝛽𝑠 +𝑑

𝑑𝑡𝛹𝛽𝑠

𝑢𝛼𝑟 = 𝑅𝑟𝑖𝛼𝑟 +𝑑

𝑑𝑡𝛹𝛼𝑟 −𝛹𝛽𝑟

𝑑

𝑑𝑡𝜃𝑟

𝑢𝛽𝑟 = 𝑅𝑟𝑖𝛽𝑟 +𝑑

𝑑𝑡𝛹𝛽𝑟 − 𝛹𝛼𝑟

𝑑

𝑑𝑡𝜃𝑟

(4.16)

Onde:

{

𝛹𝛼𝑠 = (𝐿𝑙𝑠 + 𝐿𝑚)𝑖𝛼𝑠 + 𝐿𝑚𝑖𝛼𝑟𝛹𝛽𝑠 = (𝐿𝑙𝑠 + 𝐿𝑚)𝑖𝛽𝑠 + 𝐿𝑚𝑖𝛽𝑟𝛹𝛼𝑟 = (𝐿𝑙𝑟 + 𝐿𝑚)𝑖𝛼𝑟 + 𝐿𝑚𝑖𝛼𝑠𝛹𝛽𝑟 = (𝐿𝑙𝑟 + 𝐿𝑚)𝑖𝛽𝑟 + 𝐿𝑚𝑖𝛽𝑠

(4.17)

Para se passar para um sistema com referencial que roda à velocidade de sincronismo,

com coordenadas dq (onde d e q representam, respectivamente, os eixos direto e de

quadratura do enrolamento do rotor), é necessário realizar a seguinte transformação a partir da

equação (4.11):

�̇�𝑑𝑞𝑒𝑗𝜃 = 𝑅𝑖𝑑𝑞𝑒

𝑗𝜃 +𝑑

𝑑𝑡(�̇�𝑑𝑞𝑒

𝑗Ɵ) (4.18)


60

Onde Ɵ é o ângulo de rotação do referencial dq que varia ao longo do tempo.

Desenvolvendo a equação anterior, obtêm-se:

�̇�𝑑𝑞 = 𝑅𝑖̇𝑑𝑞 +𝑑

𝑑𝑡�̇�𝑑𝑞 + 𝑗�̇�𝑑𝑞

𝑑

𝑑𝑡Ɵ (4.19)

Separando o circuito do estator e do rotor da máquina têm-se:

{

�̇�𝑑𝑞𝑠 = 𝑅𝑖̇𝑑𝑞𝑠 +

𝑑

𝑑𝑡�̇�𝑑𝑞𝑠 + 𝑗�̇�𝑑𝑞𝑠

𝑑

𝑑𝑡Ɵ

�̇�𝑑𝑞𝑟 = 𝑅𝑖̇𝑑𝑞𝑟 +𝑑

𝑑𝑡�̇�𝑑𝑞𝑟 + 𝑗�̇�𝑑𝑞𝑟

𝑑

𝑑𝑡Ɵ′

�̇�𝑑𝑞𝑠 = (𝐿𝑙𝑠 + 𝐿𝑚)𝑖𝑑𝑞𝑠 + 𝐿𝑚𝑖𝑑𝑞𝑟

�̇�𝑑𝑞𝑟 = (𝐿𝑙𝑟 + 𝐿𝑚)𝑖𝑑𝑞𝑟 + 𝐿𝑚𝑠𝜃′ = 𝜃 − 𝜃𝑟

(4.20)

Na figura 25 têm-se a representação do referencial dq girante.

Figura 25 - Posição relativa dos referenciais αβs, αβr e dq

Fonte: FERREIRA

Colocando as equações anteriores na notação, temos:


61

{𝑢𝑑𝑠 + 𝑗𝑢𝑞𝑠 = 𝑅𝑠𝑖𝑑𝑠 + 𝑗𝑅𝑠𝑖𝑞𝑠 +

𝑑

𝑑𝑡(𝛹𝑑𝑠 + 𝑗𝛹𝑞𝑠) + 𝑗Ɵ(𝛹𝑑𝑠 + 𝑗𝛹𝑞𝑠)

𝑢𝑑𝑟 + 𝑗𝑢𝑞𝑟 = 𝑅𝑟𝑖𝑑𝑟 + 𝑗𝑅𝑟𝑖𝑞𝑟 +𝑑

𝑑𝑡(𝛹𝑑𝑟 + 𝑗𝛹𝑞𝑟) + 𝑗Ɵ′(𝛹𝑑𝑟 + 𝑗𝛹𝑞𝑟)

(4.21)

Separando nas componentes direta e quadratura, tem-se o seguinte conjunto de

equações:

{

𝑢𝑑𝑠 = 𝑅𝑠𝑖𝑑𝑠 +

𝑑

𝑑𝑡𝛹𝑑𝑠 − 𝛹𝑞𝑠

𝑑

𝑑𝑡Ɵ

𝑢𝑞𝑠 = 𝑅𝑠𝑖𝑞𝑠 +𝑑

𝑑𝑡𝛹𝑞𝑠 + 𝛹𝑑𝑠

𝑑

𝑑𝑡Ɵ

𝑢𝑑𝑟 = 𝑅𝑟𝑖𝑑𝑟 +𝑑

𝑑𝑡𝛹𝑑𝑟 −𝛹𝑞𝑟

𝑑

𝑑𝑡Ɵ′

𝑢𝑞𝑟 = 𝑅𝑟𝑖𝑞𝑟 +𝑑

𝑑𝑡𝛹𝑞𝑟 +𝛹𝑑𝑟

𝑑

𝑑𝑡Ɵ′

(4.22)

Onde:

{

𝛹𝑑𝑠 = (𝐿𝑙𝑠 + 𝐿𝑚)𝑖𝑑𝑠 + 𝐿𝑚𝑖𝑑𝑟𝛹𝑞𝑠 = (𝐿𝑙𝑠 + 𝐿𝑚)𝑖𝑞𝑠 + 𝐿𝑚𝑖𝑞𝑟𝛹𝑑𝑟 = (𝐿𝑙𝑟 + 𝐿𝑚)𝑖𝑑𝑟 + 𝐿𝑚𝑖𝑑𝑠𝛹𝑞𝑟 = (𝐿𝑙𝑟 + 𝐿𝑚)𝑖𝑞𝑟 + 𝐿𝑚𝑖𝑞𝑠

(4.23)

Sendo:

𝑑

𝑑𝑡𝜃 = 𝜔 (4.24)

𝑑

𝑑𝑡𝜃′ =

𝑑

𝑑𝑡(𝜃 − 𝜃𝑟) =

𝑑

𝑑𝑡𝜃 −

𝑑

𝑑𝑡𝜃𝑟 = 𝜔 − 𝜔𝑟 (4.25)

As equações de (4.22) podem ser reescritas da seguinte forma:

{

𝑢𝑑𝑠 = 𝑅𝑠𝑖𝑑𝑠 +

𝑑

𝑑𝑡𝛹𝑑𝑠 − 𝛹𝑞𝑠𝜔

𝑢𝑞𝑠 = 𝑅𝑠𝑖𝑞𝑠 +𝑑

𝑑𝑡𝛹𝑞𝑠 +𝛹𝑑𝑠𝜔

𝑢𝑑𝑟 = 𝑅𝑟𝑖𝑑𝑟 +𝑑

𝑑𝑡𝛹𝑑𝑟 −𝛹𝑞𝑟(𝜔 − 𝜔𝑟)

𝑢𝑞𝑟 = 𝑅𝑟𝑖𝑞𝑟 +𝑑

𝑑𝑡𝛹𝑞𝑟 +𝛹𝑑𝑟(𝜔 − 𝜔𝑟)

(4.26)

As figuras 26 e 27 representam o modelo dinâmico da máquina de indução trifásica no

referencial dq.


62

Figura 26 - Circuito equivalente do eixo direto

Fonte: FERREIRA

Figura 27 - Circuito equivalente do eixo de quadratura

Fonte: FERREIRA

Do modelo dinâmico, é possível obter a equação do binário eletromagnético (exercido

entre o estator e o rotor, deslocados entre si do ângulo Ɵr) que de acordo com Palma (1999) é

dado por:

𝑇𝑒 =𝜕

𝜕𝜃𝑟𝑊𝑚 (4.27)

Onde Wm representa a co-energia magnética do sistema que, atendendo à hipótese de

linearidade magnética, vem igual à energia magnética, ou seja:

𝑊𝑚 =1

2[𝑖]𝑇[𝛹] (4.28)

Substituindo (4.28) em (4.27), têm-se:


63

𝑇𝑒 =1

2[𝑖]𝑇

𝜕

𝜕𝜃𝑟[𝛹] =

1

2[[𝑖𝑎𝑏𝑐 𝑠]

𝑇[𝑖𝑎𝑏𝑐 𝑟]𝑇]

𝜕

𝜕𝜃𝑟[[𝛹𝑎𝑏𝑐 𝑠]

[𝛹𝑎𝑏𝑐 𝑟]] (4.29)

No referencial αβ tem-se a seguinte expressão equivalente:

𝑇𝑒 =1

2[𝑖𝛼𝛽 𝑠𝑖𝛼𝛽 𝑟]

∗ 𝜕

𝜕𝜃𝑟[[𝛹𝛼𝛽 𝑠]

[𝛹𝛼𝛽 𝑟]] (4.30)

Desenvolvendo (4.30) e realizando a transformação das grandezas no rotor para o

referencial αβ do estator, vem:

𝑇𝑒 =1

2(𝑖𝛼𝛽 𝑠

∗ 𝜕

𝜕𝜃𝑟(𝐿𝑚𝑒

𝑗𝜃𝑟)𝑖𝛼𝛽 𝑟𝑒−𝑗𝜃𝑟 + 𝑖𝛼𝛽 𝑟

∗𝑒𝑗𝜃𝑟𝜕

𝜕𝜃𝑟(𝐿𝑚𝑒

−𝑗𝜃𝑟)𝑖𝛼𝛽 𝑠) (4.31)

𝑇𝑒 = 𝑗 𝐿𝑚

2(𝑖𝛼𝛽 𝑠

∗𝑖𝛼𝛽 𝑟 − 𝑖𝛼𝛽 𝑠𝑖𝛼𝛽 𝑟∗) (4.32)

Sendo 𝑖𝛼𝛽 𝑠∗𝑖𝛼𝛽 𝑟 = (𝑖𝛼𝛽 𝑠𝑖𝛼𝛽 𝑟

∗)∗ a equação anterior pode ser reescrita da seguinte

forma:

𝑇𝑒 = 𝐿𝑚𝐼𝑚{𝑖𝛼𝛽 𝑠∗𝑖𝛼𝛽 𝑟} (4.33)

Passando para notação escalar fica:

𝑇𝑒 = 𝐿𝑚𝐼𝑚{(𝑖𝛼 𝑠 + 𝑗𝑖𝛽 𝑠)(𝑖𝛼 𝑟 − 𝑗𝑖𝛽𝑟)} = 𝐿𝑚(𝑖𝛽 𝑠𝑖𝛼 𝑟 − 𝑖𝛼 𝑠𝑖𝛽 𝑟) (4.34)

De forma análoga, no referencial dq têm-se a seguinte expressão para o binário

elétrico:

𝑇𝑒 = 𝐿𝑚(𝑖𝑞 𝑠𝑖𝑑 𝑟 − 𝑖𝑑 𝑠𝑖𝑞 𝑟) (4.35)

O binário elétrico no mesmo referencial pode ser expresso pela seguinte equação

equivalente:


64

𝑇𝑒 = 𝛹𝑞 𝑟𝑖𝑑 𝑟 − 𝛹𝑑 𝑟𝑖𝑞 𝑟 (4.36)

4.1.2 Modelo dinâmico da máquina de indução duplamente alimentado

A modelagem matemática que se sucede, foi baseada no texto produzido por Silva

(2006). Com o objetivo de reduzir o número de equações utiliza-se um referencial orientado

no vetor fluxo estatórico (�̇�𝑆), transformando-se as equações do referencial complexo de

estator fixo (αs, βs) e rotor girante (αR, βR), para este referencial do fluxo estatórico. Neste

item serão utilizados como base os modelos matemáticos propostos por Leonhard (1997),

adaptando-se a teoria para o GIDA, utilizando da transformação para sistemas em por unidade

(pu) apresentada por Kundur (1994).

Segundo Silva (2006), define-se:

Fluxo magnético:

{�̇�𝑆 = 𝐿𝑙𝑆. 𝐼�̇� + 𝐿𝑙𝑚 . �̇�𝑅. 𝑒

𝑗𝜃𝑅

�̇�𝑅 = 𝐿𝑙𝑅 . 𝐼�̇� + 𝐿𝑙𝑚 . �̇�𝑆. 𝑒−𝑗𝜃𝑅

(4.37)

Tensões terminais:

{�̇�𝑆 = 𝑅𝑆. �̇�𝑆 + 𝐿𝑙𝑆 .

𝑑

𝑑𝑡𝐼�̇� + 𝐿𝑙𝑚 .

𝑑

𝑑𝑡(𝐼�̇�𝑒

𝑗𝜃𝑅)

�̇�𝑅 = 𝑅𝑅 . 𝐼�̇� + 𝐿𝑙𝑅.𝑑

𝑑𝑡𝐼�̇� + 𝐿𝑙𝑚 .

𝑑

𝑑𝑡(𝐼�̇�𝑒

−𝑗𝜃𝑅) (4.38)

Torque eletromagnético:

𝑇𝑒 =3

2. 𝑝. 𝐿𝑙𝑚 . 𝐼𝑚 {𝐼�̇�. (𝐼�̇�

∗. 𝑒𝑗𝜃𝑅)

∗} (4.39)

Potências ativa e reativa do estator:

{𝑃𝑆 =

3

2𝑅𝑒{�̇�𝑆(𝐼�̇�)

∗}

𝑄𝑆 =3

2𝐼𝑚{�̇�𝑆(𝐼�̇�)

∗} (4.40)


65

Das equações anteriores, pode-se definir o vetor corrente de magnetização do estator

associado ao vetor fluxo de estator:

�̇�𝑆 = 𝐿𝑙𝑚 . 𝐼�̇�𝑠 (4.41)

Em módulo:

𝜑𝑆 = 𝐿𝑙𝑚 . 𝐼𝑚𝑠 (4.42)

Substituindo-se (4.37) em (4.41), têm-se:

𝐼�̇�𝑠 = (1 + 𝜎𝑠)𝐼�̇� + 𝐼�̇� . 𝑒𝑗𝜃𝑟 (4.43)

Ou, vetorialmente:

𝐼�̇�𝑠 = 𝐼𝑚𝑠𝑒𝑗𝜃 (4.44)

Nessas expressões φs e Ims representam, respectivamente, os módulos dos vetores

fluxo estatórico e corrente estatórica de magnetização associada. ƟR e Ɵ são, respectivamente,

os ângulos elétricos de posição do rotor e do eixo “d” posicionado sobre o vetor fluxo

estatórico da máquina em relação aos eixos bifásicos (αS, βS).

Segundo Silva (2006), os parâmetros e coeficientes da máquina são definidos por:

{𝐿𝑙𝑠 = (1 + 𝜎𝑠)𝐿𝑙𝑚𝐿𝑙𝑅 = (1 + 𝜎𝑅)𝐿𝑙𝑚

(4.45)

{

𝐿𝑙𝑚

1+𝜎𝑅= (1 − 𝜎)𝐼𝑆

𝐿𝑙𝑚

1+𝜎𝑠= (1 − 𝜎)𝐼𝑅

(4.46)

𝜎 =𝐿𝑙𝑠.𝐿𝑙𝑟−𝐿𝑙𝑚

2

𝐿𝑙𝑠𝐿𝑙𝑟=

𝐿𝑙𝑚2

𝐿𝑙𝑠𝐿𝑙𝑟 (4.47)


66

Onde σS é o coeficiente de dispersão de fluxo do estator, σR é o coeficiente de

dispersão de fluxo do rotor e σ é o coeficiente de dispersão do fluxo total da máquina.

4.1.2.1 Equações da máquina no referencial complexo de estator e rotor

Conforme citado anteriormente, o modelo GIDA possui o estator diretamente

conectado na rede, de modo que sua frequência é determinada pelo sistema elétrico no qual a

máquina está ligada. Já o rotor é conectado à rede por conversores e, portanto, está sujeito a

tensão e frequência da saída do conversor no lado do rotor. A figura 28 ilustra os diversos

eixos coordenados para orientação do controle da máquina.

Figura 28 - Eixos coordenados para orientação do controle

Fonte: Adaptado de SILVA

De (4.43) escreve-se o vetor de corrente do estator em função dos vetores corrente de

magnetização e corrente do rotor:

𝐼�̇� =1

(1+𝜎𝑆). [𝐼�̇�𝑠 − 𝐼�̇�. 𝑒

𝑗𝜃𝑅] (4.48)

Substituindo (4.43) e (4.48) nas equações de (4.38), tensões estatóricas e rotóricas, nos

referenciais complexos de estator fixo e rotor girante, obtêm-se:


67

𝜏𝑆.𝑑

𝑑𝑡𝐼�̇�𝑠 + 𝐼�̇�𝑠 =

(1+𝜎𝑆)

𝑅𝑆�̇�𝑆 + 𝐼�̇�𝑒

𝑗𝜃𝑅 (4.49)

𝜎. 𝜏𝑅𝑑

𝑑𝑡𝐼�̇� + 𝐼�̇� =

�̇�𝑅

𝑅𝑅−

�̇�𝑅

𝑅𝑅 (4.50)

Onde ƮS = Lls / Rs e ƮR = LlR / RR são, respectivamente, as constantes de tempo do

circuito do estator e do rotor, enquanto �̇�𝑅 representa a força eletromotriz induzida no circuito

rotórico, devido ao escorregamento da máquina, sendo dada por:

�̇�𝑅 = (1 − 𝜎). 𝐿𝑙𝑠. [𝑑

𝑑𝑡𝐼𝑚𝑠 + 𝑗. (𝜔𝑑 − 𝜔)𝐼𝑚𝑠] . 𝑒

𝑗(𝜃−𝜃𝑅) (4.51)

Agora substituindo a equação (4.48) em (4.39), obtêm-se uma nova formulação para o

torque eletromagnético:

𝑇𝑒 =3

2. 𝑝.

𝐿𝑙𝑚

(1+𝜎𝑆). 𝐼𝑚{𝐼�̇�𝑠[𝐼�̇� . 𝑒

𝑗𝜃𝑅]∗} (4.52)

4.1.2.2 Modelo final da máquina orientado no vetor fluxo estatórico

As equações descritas anteriormente estão escritas de forma que os resultados obtidos

para as grandezas do estator e do rotor estão referenciadas, respectivamente, ao eixo fixo do

estator (αS, βS) e ao eixo fixo do rotor (αR, βR). A seguir é feito uma transformação de

coordenadas referindo-se todas as equações para um único sistema de eixos d,q. Neste

trabalho, ao se referir sobre um vetor no referencial d,q usará a seguinte nomenclatura:

�̂�𝑆 = 𝑈𝑆𝑑 + 𝑗𝑈𝑆𝑞

Referindo as equações anteriores para o referencial d,q têm-se:

{𝐼�̇� = 𝐼𝑆𝑒

𝑗𝜃

𝐼�̇� = 𝐼𝑚𝑅𝑒𝑗(𝜃−𝜃𝑅)

(4.53)


68

{�̇�𝑆 = �̂�𝑆𝑒

𝑗𝜃

�̇�𝑅 = 𝜑𝑚𝑅𝑒𝑗(𝜃−𝜃𝑅)

(4.54)

{�̇�𝑆 = �̂�𝑆𝑒

𝑗𝜃

�̇�𝑅 = �̂�𝑚𝑅𝑒𝑗(𝜃−𝜃𝑅)

(4.55)

{𝐼�̇�𝑆 = 𝐼𝑚𝑆𝑒

𝑗𝜃

𝐼�̇�𝑅 = 𝐼𝑚𝑅𝑒𝑗(𝜃−𝜃𝑅)

(4.56)

Feito o referenciamento e substituindo nas equações (4.48) a (4.52) e também

utilizando (4.43), chega-se em um novo conjunto de equações vetoriais as quais são

apresentadas já na forma separada para a parte real e imaginária:

- Fluxo magnético:

{𝜑𝑆𝑑 = 𝐿𝑙𝑠 . 𝑖𝑆𝑑 + 𝐿𝑙𝑚 . 𝑖𝑅𝑑𝜑𝑅𝑑 = 𝐿𝑙𝑅 . 𝑖𝑅𝑑 + 𝐿𝑙𝑚 . 𝑖𝑆𝑑

(4.57)

{𝜑𝑆𝑞 = 𝐿𝑙𝑠 . 𝑖𝑆𝑞 + 𝐿𝑙𝑚 . 𝑖𝑅𝑞𝜑𝑅𝑞 = 𝐿𝑙𝑅 . 𝑖𝑅𝑞 + 𝐿𝑙𝑚 . 𝑖𝑆𝑞

(4.58)

- Equações do Estator:

𝜏𝑆.𝑑

𝑑𝑡𝐼𝑚𝑠 + 𝐼𝑚𝑠 =

(1+𝜎𝑆)

𝑅𝑆. 𝑈𝑆𝑑 + 𝑖𝑅𝑑 (4.59)

𝑑

𝑑𝑡𝜃 = 𝜔𝑑 =

1

𝜏𝑆.𝐼𝑚𝑠. [(1+𝜎𝑆)

𝑅𝑆. 𝑈𝑆𝑑 + 𝑖𝑅𝑑] (4.60)

- Equações do Rotor:

𝜎. 𝜏𝑅 .𝑑

𝑑𝑡𝑖𝑅𝑑 + 𝑖𝑅𝑑 =

1

𝑅𝑅. 𝑈𝑅𝑑 + 𝜎. 𝜏𝑅 . (𝜔𝑑 − 𝜔). 𝑖𝑅𝑞 −

1

𝑅𝑅. 𝑒𝑅𝑑 (4.61)

𝜎. 𝜏𝑅 .𝑑

𝑑𝑡𝑖𝑅𝑞 + 𝑖𝑅𝑞 =

1

𝑅𝑅. 𝑈𝑅𝑞 + 𝜎. 𝜏𝑅. (𝜔𝑑 −𝜔). 𝑖𝑅𝑑 −

1

𝑅𝑅. 𝑒𝑅𝑞 (4.62)


69

Sendo que “𝑒𝑅𝑑” e “𝑒𝑅𝑞” representam as componentes da força eletromotriz induzida

no rotor nos eixos d,q. Devido ao escorregamento da máquina:

{𝑒𝑅𝑑 = (1 − 𝜎)𝐿𝑙𝑅 .

𝑑

𝑑𝑡𝐼𝑚𝑠

𝑒𝑅𝑞 = (1 − 𝜎). 𝐿𝑙𝑅. (𝜔𝑑 −𝜔). 𝐼𝑚𝑠 (4.63)

- Torque eletromagnético:

𝑇𝑒 = −3

2. 𝑝. (1 − 𝜎). 𝐿𝑙𝑟 . 𝐼𝑚𝑠 . 𝑖𝑅𝑞 (4.64)

- Velocidades angulares do modelo:

{

𝜔𝑅 =

𝑑

𝑑𝑡𝜀

𝜔 =𝑑

𝑑𝑡𝜃

𝜔𝑑 =𝑑

𝑑𝑡𝜃

(4.65)

- Equação mecânica:

𝑇𝑒 − 𝑇𝐿 =𝐽

𝑝.𝑑

𝑑𝑡𝜔 (4.66)

- Potências ativa e reativa no estator:

{𝑃𝑆 =

3

2. [𝑈𝑠𝑑 . 𝑖𝑆𝑑 +𝑈𝑆𝑞 . 𝑖𝑆𝑞]

𝑄𝑆 =3

2. [𝑈𝑠𝑞 . 𝑖𝑆𝑑 − 𝑈𝑆𝑑 . 𝑖𝑆𝑞]

(4.67)

- Potências ativa e reativa no rotor:

{𝑃𝑅 =

3

2. [𝑈𝑅𝑑 . 𝑖𝑅𝑑 +𝑈𝑅𝑞 . 𝑖𝑅𝑞]

𝑄𝑅 =3

2. [𝑈𝑅𝑞 . 𝑖𝑅𝑑 − 𝑈𝑅𝑑 . 𝑖𝑅𝑞]

(4.68)


70

5 Implementação e resultados das simulações

Esse capítulo descreve a modelagem fasorial implementada no software MATLAB /

Simulink versão 7.6.0 (R200a) para simular um sistema fictício composto por um parque

eólico, duas subestações elevadoras, uma linha de transmissão com extensão de 30 km, um

equivalente de Thèvenin (representando o sistema ao qual o parque eólico e a linha de

transmissão estão conectados) e algumas cargas conectadas ao decorrer da LT.

5.1 Implementação da simulação

Esse subítem tem por objetivo detalhar os blocos utilizados para modelagem do

sistema simulado.

5.1.1 Parque eólico

Para a simulação do parque eólico foi utilizado um bloco denominado Wind Turbine

Doubly-Fed Induction Generator (Phasor Type). Esse bloco representa um sistema de

geração eólica que utiliza um gerador de indução duplamente alimentado. Ele também

incorpora o sistema de controle das correntes do rotor e a turbina eólica.

A turbina e o gerador de indução duplo-alimentado (WTDFIG) são mostrados na

figura 29. O conversor CA / CC / CA é dividido em dois componentes: o conversor do lado

do rotor (Crotor) e o conversor do lado da rede (Cgrid). Crotor e Cgrid são conversores que usam

dispositivos eletrônicos IGBTs para sintetizar uma tensão CA de uma fonte de tensão CC. Um

capacitor conectado no lado CC atua como estabilizador para o barramento CC. Um indutor

de acoplamento L é usado para conectar Cgrid à rede. O enrolamento do rotor trifásico é

conectado a Crotor por anéis e escovas deslizantes e o enrolamento do estator trifásico está

diretamente conectado à rede. A potência capturada pela turbina eólica é convertida em

energia elétrica pelo gerador de indução e transmitido para a rede pelos enrolamentos do

estator e do rotor. O sistema de controle gera o comando do ângulo de inclinação das pás e os

sinais de comando de tensão Vr e Vgc para Crotor e Cgrid, respectivamente, para controlar a

potência da turbina eólica, a tensão no barramento CC e a potência reativa ou a tensão nos

terminais da rede.


71

Figura 29 - Turbina e gerador de indução duplamente alimentado

Fonte: Software Matlab / Simulink

O conversor do lado do rotor é usado para controlar a potência de saída da turbina e a

tensão (ou potência reativa) medida nos terminais da rede.

A potência ativa é controlada para seguir uma característica de potência-velocidade

pré-definida, denominada característica de rastreamento. Um exemplo de tal característica é

ilustrado na figura 30 pela curva ABCD sobreposta as características de potência mecânica da

turbina obtida para diferentes velocidades do vento. A velocidade real da turbina ωr é medida

e a potência mecânica correspondente da característica de rastreamento é usada como

potência de referência para o circuito de controle de potência. A característica de rastreamento

é definida por quatro pontos: A, B, C e D. Da velocidade zero à velocidade do ponto A, a

potência de referência é zero. Entre o ponto A e o ponto B, a característica de rastreamento é

uma linha reta, a velocidade do ponto B deve ser maior que a velocidade do ponto A. Entre o

ponto B e o ponto C, a característica de rastreamento é o local da potência máxima da turbina

(máxima das curvas de velocidade da turbina versus velocidade da turbina). A característica

de rastreamento é uma linha direta do ponto C ao ponto D. A potência no ponto D é de 1 pu e

a velocidade do ponto D deve ser maior que a velocidade do ponto C. Além do ponto D, a

potência de referência se mantém em 1 pu.


72

Figura 30 - Exemplo de característica de rastreamento


O sistema de controle de energia é ilustrado na figura 31. A real potência de saída

elétrica, medida nos terminais da rede da turbina eólica, é adicionada às perdas de energia

total (mecânica e elétrica) e é comparada com a potência de referência obtida a partir da

característica de rastreamento. Um regulador Proporcional Integrador (PI) é usado para

reduzir o erro de energia para zero. A saída deste regulador é a corrente de referência do rotor

Iqr_ref que deve ser injetada no rotor pelo conversor Crotor. Esta é a componente que produz o

torque eletromagnético. A componente Iqr real da corrente de sequência positiva é comparada

a Iqr_ref e o erro é reduzido a zero por um regulador de corrente. A saída deste controlador é a

tensão Vqr gerada pelo Crotor. O regulador de corrente é monitorado por termos avançados que

determina Vqr.


73

Figura 31 - Sistema de controle do conversor do lado do rotor


A tensão ou a potência reativa nos terminais da rede é controlada pela corrente reativa

que flui no conversor Crotor. O sistema de controle genérico é ilustrado na figura 32. Quando a

turbina eólica é operada no modo de regulação de tensão, implementa-se a seguinte

característica V-I.


74

Figura 32 - Característica V-I para o modo de regulação de tensão


Enquanto a corrente reativa permanecer dentro dos valores máximos de corrente (-

Imax, +Imax) impostos pela classificação do conversor, a tensão é regulada na tensão de

referência Vref. No entanto, normalmente é usado um limite de tensão (geralmente entre 1% e

4% da potência reativa máxima), e a característica V-I possui a inclinação indicada na figura

32.

Quando a turbina eólica é operada no modo de regulação de reativo, a potência reativa

nos terminais da rede é mantida constante. A saída do regulador de tensão ou do regulador var

é a corrente de referência do eixo-d Idr_ref que deve ser injetada no rotor pelo conversor Crotor.

O mesmo regulador de corrente usado para controle de potência ativa é usado para regular a

componente Idr da corrente de sequência positiva para o seu valor de referência. A saída deste

regulador é a tensão do eixo d, Vdr gerada pelo Crotor. O regulador de corrente é monitorado

por termos avançados que determinam Vdr.

Vdr e Vqr são, respectivamente, as tensões do rotor no eixo d e no eixo q.

O conversor Cgrid é usado para regular a tensão do capacitor no barramento CC. Além

disso, esse modelo permite o uso do conversor Cgrid para gerar ou absorver energia reativa. O

sistema de controle, ilustrado na figura 33, consiste em:

Sistemas de medição que medem os componentes d e q das correntes de sequência

positiva CA a serem controladas, bem como a tensão CC Vcc;

Circuito de regulação externo, que consiste em um regulador de tensão CC. A saída do

regulador de tensão CC é a corrente de referência Idgc_ref para o regulador de corrente

(Idcg = corrente em fase com tensão da rede que controla o fluxo de potência ativa);

Circuito de regulação de corrente interna. Esse regulador de corrente controla a

magnitude e a fase da tensão gerada pelo conversor Cgrid (Vgc) a partir de Idgc_ref


75

produzido pela tensão CC e baseada em Iq_ref. O regulador de corrente é monitorado

por termos avançados que preveem a tensão de saída da Cgrid.

Figura 33 - Sistema de controle do conversor do lado da rede


O ângulo de inclinação (pitch angle) é mantido constante em zero grau até que a

velocidade atinja a velocidade do ponto D, na curva de rastreamento. Além do ponto D, o

ângulo de inclinação é proporcional ao desvio de velocidade. O sistema de controle está

ilustrado na figura 34.

Figura 34 - Sistema de controle do ângulo de passo (pitch control)


Os parâmetros configurados e utilizados durante as simulações estão ilustrados na

figura 35. Foi simulado um parque eólico com 6 máquinas de 1,5 kW, com fator de potência

igual a 0,9, totalizando uma potência de 9 kW.


76

Figura 35 - Parâmetros do Parque eólico


Além dessas configurações, esse bloco recebe mais dois sinais de entrada: a

velocidade do vento, que conforme citado na página 40 deste trabalho para que a máquina

opere na potência nominal é necessário uma velocidade entre 9,5 m/s e 15 m/s, portanto foi

configurado em 14 m/s, e um sinal de TRIP, que quando ativado (valor 1) faz com que o

gerador de indução seja desacoplado da rede e do Crotor.

5.1.2 Funções de proteção

Para o sistema de proteção foi utilizado o bloco Protection System, com os parâmetros

default, o qual recebe como dados de entrada a tensão e a corrente no barramento de saída do

parque eólico, a tensão no barramento CC (Interno ao bloco do parque eólico) e a velocidade

da turbina eólica.

As funções simuladas por esse bloco são:

27 - Subtensão, sequência positiva;

59 - Sobretensão, sequência positiva;

60V - Desbalanços de tensão, sequência negativa;


77

64 - Desbalanços de tensão, sequência zero;

59DC - Sobretensão CC;

12< - Subvelocidade;

12> - Sobrevelocidade;

50 - Sobrecorrente instantânea;

51 - Sobrecorrente de seq. positiva;

46 - Desbalanços de corrente.

A saída desse bloco é composta por uma indicação de trip e uma indicação do tempo

em que ocorreu o trip. O sinal de trip está ligado em uma das entradas do bloco do parque

eólico, de acordo com sua finalidade, desconectar o parque eólico do sistema.

Os parâmetros de pick-up e temporização das funções foram configurados conforme a

figura 36.

Figura 36 - Parâmetros do sistema de proteção



78

5.1.3 Disjuntor

Para simular o isolamento do sistema, foi utilizado o bloco Three-Phase Breaker, o

qual se refere a um disjuntor trifásico onde se determina o instante e o tempo de abertura do

disjuntor. Após alguns testes, percebeu-se que o sistema simulado se estabilizava em cerca de

13 segundos. Portanto, para todas as simulações realizadas os parâmetros desse bloco foram

configurados para iniciar a abertura do sistema após 14 segundos e concluir a abertura após 50

milissegundos.

5.1.4 Níveis de tensão

O sistema simulado possui barramentos com três níveis de tensão. O parque eólico,

gera tensões na ordem de 575 V que posteriormente é elevado para 25 kV, percorrendo uma

LT de 30 km e para a conexão com equivalente de Thèvenin, que representa um barramento

infinito, é feito a transformação de 25 kV para 120 kV.

5.1.5 Cargas

As simulações representam três cargas conectadas ao sistema, uma em cada nível de

tensão. A carga conectada ao barramento de 575 V (próxima ao parque eólico) é puramente

resistiva e a que está conectada próximo ao barramento infinito (barramento de 120 kV)

possui fator de potência 0,9 e com valores regulados para cada uma das simulações.

A terceira carga, conectada ao nível de tensão de 25 kV, representa uma indústria com

potência consumida constantemente no valor de 2 MVA. Essa indústria possui seu próprio

sistema de proteção e é basicamente composta por um bloco que representa alguns motores de

indução, uma carga do tipo resistiva e um banco de capacitores para correção do fator de

potência, conforme figuras 37 e 38.


79

Figura 37 - Esquemático da planta da indústria


Figura 38 - Parâmetros de proteção da planta



80

5.2 Resultados das simulações

A partir dos blocos citados acima e baseando-se nos estudos realizados no capítulo 2,

foram realizadas cinco simulações:

Parque eólico é isolado do sistema e passa a alimentar uma carga que demanda uma

potência superior ao nível gerado no instante do ilhamento. Este caso será denominado

neste trabalho como ilhamento com sobrecarga;

Parque eólico é isolado do sistema e passa a alimentar uma carga que demanda uma

potência similar ao nível gerado no instante do ilhamento. Este caso será denominado

neste trabalho como ilhamento com pouca alteração de carga;

Parque eólico é isolado do sistema e passa a alimentar cargas que demandam uma

potência inferior ao nível gerado no instante do ilhamento. Este caso será denominado

neste trabalho como ilhamento com pouca carga;

É inserida uma grande carga ao sistema, estando a mesma eletricamente próxima ao

parque eólico;

É retirada uma grande carga do sistema, estando a mesma eletricamente próxima ao

parque eólico.

5.2.1 Ilhamento com sobrecarga

Para essa primeira simulação foi montado um circuito que possuía uma carga total da

ordem de 16,5 MW. Como já mencionado anteriormente, o parque eólico está gerando 9 MW

e após o ilhamento, que ocorre no instante de 14 segundos, o parque eólico é isolado do

sistema passando a alimentar sozinho uma carga da ordem de 16 MW.


81

Figura 39 - Simulação de ilhamento com sobrecarga


Pode-se ver na figura 39 que o sistema de proteção atuou após 110 milissegundos e,

portanto, com uma sobrecarga o sistema identificou a condição de ilhamento. A proteção

atuou pela função 27, subtensão.

Figura 40 - Indicação do sistema de proteção para a condição de ilhamento com sobrecarga


As flutuações de tensão e potência podem ser visualizadas na figura 41.


82

Figura 41 - Flutuações de tensão e potência para ilhamento com sobrecarga


O sistema que representa a planta também detectou os efeitos do ilhamento, e sua

proteção atuou conforme sua temporização.

Figura 42 - Sistema de proteção da indústria para ilhamento com sobrecarga


Portanto, percebe-se que para a condição de sobrecarga a proteção atuou de forma

correta e não deixou que o parque eólico atuasse de forma isolada do sistema.


83

5.2.2 Ilhamento com pouca alteração de carga

Para essa segunda simulação, a carga total era da ordem 16 MW e após o ilhamento o

parque eólico passa a alimentar uma carga da ordem de 9 MW, exatamente a mesma

contribuição de energia fornecida ao sistema antes do ilhamento.

Figura 43 - Simulação de ilhamento com pouca alteração de carga


Neste caso, devido as baixas oscilações de potência que apareceram no sistema, a

proteção não foi capaz de identificar a desconexão do sistema e passou a operar,

incorretamente, de forma ilhada. As flutuações de tensão e potência podem ser vistas na

figura 44.


84

Figura 44 - Flutuações de tensão e potência para ilhamento com pouca alteração de carga


5.2.3 Ilhamento com pouca carga

Nesta terceira simulação, a carga total do sistema era da ordem de 16,5 MW e após o

ilhamento o parque eólico passou a alimentar uma carga da ordem de 2,5 MW.

Figura 45 - Simulação de ilhamento com pouca carga


Neste caso, devido ao grande desbalanço de tensão que surgiu no sistema, a proteção

foi capaz de identificar o ilhamento e atuou de forma correta. Desta forma, o parque eólico foi


85

desconectado do sistema e não operou de forma isolada. As flutuações de tensão e potência

podem ser vistas na figura 46.

Figura 46 - Flutuação de tensão e potência para ilhamento com pouca carga


5.2.4 Adição de carga

Nesta simulação o sistema operava com uma carga da ordem de 2,5 MW e

posteriormente foi adicionada uma carga de 14 MW próxima ao parque eólico.

Figura 47 - Simulação de adição de carga



86

Neste caso houve um desbalanço de potência durante a inserção da carga. Entretanto

foi um evento transitório que não sensibilizou a proteção do parque eólico e o mesmo

permaneceu conectado ao sistema de forma correta. As flutuações da tensão e potência podem

ser vistas na figura 48.

Figura 48 - Flutuação de tensão e potência após adição de carga ao sistema


5.2.5 Retirada de carga

Em uma última situação, foi simulada a desconexão de uma carga de 14 MW de um

sistema que operava com 16,5 MW de carga. Neste caso, houve um pequeno desbalanço de

potência no sistema, mas a proteção não foi afetada. Portanto, o parque eólico permaneceu

conectado de forma correta. As flutuações de tensão e potência podem ser vistas na figura 49.


87

Figura 49 - Flutuação de tensão e potência após a retirada de carga



88

6 Conclusão

O estudo de ilhamento de parques eólicos é indispensável para os profissionais da área

de proteção, pois importantes requisitos técnicos devem ser satisfeitos para garantir a

operação segura e confiável de toda rede elétrica. Entre estes, a detecção e posterior

desconexão do gerador distribuído nas condições ilhadas. A formação de ilhas na rede de

distribuição pode ocorrer pela abertura de disjuntores para operações de manutenção ou por

falhas detectadas pela proteção, que consequentemente, promove a abertura automática dos

mesmos.

A não detecção do ilhamento produzem impactos no sistema elétrico que podem estar

relacionados a aspectos de segurança, comercial e técnico, tais como: na segurança da equipe

de manutenção da concessionária, prejudicar a qualidade de energia oferecida aos

consumidores dentro da região de isolamento, perda da coordenação entre dispositivos de

proteção contra essa falha devido a redução drástica das correntes de curto-circuito, prejudicar

a isolação dos cabos e equipamentos conectados as fases sãs com uma ocorrência de uma falta

fase-terra.

Além disso, uma segunda falta a terra pode implicar em danos mais severos ao sistema

e máquinas geradoras, risco técnico de ocorrer conexão de sistemas fora da faixa de

sincronismo, se houver um sistema isolado e o mesmo ser religado, podendo causar grandes

danos às unidades geradoras das fontes de geração distribuída e, também, provocar danos aos

equipamentos do sistema devido a altas correntes. E por fim, ilhas energizadas podem

interferir na restauração manual ou automática do suprimento de energia aos consumidores.

Com a ocorrência de um ilhamento, as tensões e a frequência do subsistema isolado

variam dinamicamente dependendo dos desbalanços de potência ativa e reativa, ou seja, há

diferença entre as potências geradas e consumidas. Assim, as técnicas mais comuns para

detecção de ilhamento são baseadas nas medições dessas grandezas. As mesmas funcionam

muito bem, identificam rapidamente o isolamento, quando os valores de desbalanço de

potência são elevados. Mas, para pequenos desequilíbrios a magnitude da variação de tensão

e frequência são irrelevantes o que dificulta a detecção da ocorrência de ilhamento, podendo

assim, o sistema de operação vir atuar além do tempo requerido pela concessionária ou até

mesmo não operar, caracterizando um problema para o sistema.

A atuação indevida da proteção contra ilhamento pode provocar danos severos para o

sistema elétrico, como por exemplo: instabilidade e consequentemente desligamento em


89

cascata de diversas gerações, prejudicar a qualidade de energia e do fornecimento, diminuir a

confiabilidade do sistema e aumentar o custo operacional.

Existem diversas técnicas de detecção de ilhamento em geração distribuída, mas

nenhuma é unânime entre os profissionais da área. Elas se baseiam na medição das grandezas

elétricas ou por lógicas baseadas em sistemas de teleproteção. As técnicas locais utilizam,

principalmente, a medição de frequência e tensão. Já as técnicas remotas são realizadas

através de sistemas de comunicação por cabos OPGW, cabo para-raios com núcleo de fibra ou

por sistemas de rádio frequência. A correta atuação dessas técnicas é dependente do modo

como o sistema de geração se comporta em função da variação de potência existente após a

desconexão do sistema.

As vantagens das técnicas remotas são a eficácia para detecção do ilhamento e possuir

poucas chances de atuação indevida da proteção. Porém o custo da instalação é elevado por

envolver sofisticados esquemas de comunicação, controle e aquisição de dados, o que a torna

inviável para unidades geradoras de pequeno porte. As técnicas baseadas em sistema SCADA

devido sua eficiência e curto tempo de resposta são utilizadas em sistemas de transmissão,

mas em sistema de distribuição são pouco aplicáveis devido ao custo de implementação.

Outra vantagem é sua eficiência e confiabilidade por não apresentarem ZNDs. As técnicas

baseadas em sistema PLC apresenta eficiência, pois seu modelo independe da topologia da

rede, e possui um custo atraente quando se trata da proteção de diversos geradores instalados

na mesma rede ilhada. O modelo de rede de comunicação de dispositivos de proteção é

baseado na comunicação entre IEDs, onde todos os relés devem ser capazes de trocarem

informações, onde o uso do mesmo não melhora diretamente a capacidade de detecção do

ilhamento pelo relé, mas diminui a possibilidade de falsa operação por perturbações no

sistema de transmissão. Quando bem projetada, essa técnica elimina as ZNDs. Elas não

utilizam cabos da rede para comunicação, mas quando utilizam cabos de telefonia é

necessária uma grande quantidade dos mesmos e quando utilizam sinal de rádio são

necessários vários repetidores, elevando o preço dessa solução.

As técnicas locais passivas são baseadas na medição de grandezas elétricas no ponto

de interconexão entre o gerador e o sistema elétrico, sendo que o ilhamento é identificado

quando houver variações significativas dessas grandezas medidas (tensão, frequência e

distorção harmônica). A medida de frequência é a mais comum de ser utilizada, pois se existir

um grande desbalanço de potência ativa e reativa entre a geração e a carga da rede ilhada,

após o isolamento haverá variações significativas dessa grandeza. Esse método utiliza


90

dispositivos comuns da proteção de sistemas e a desvantagem é a grande ZNDs devido as

condições de equilíbrio entre potência gerada e a consumida. A técnica que utiliza relés de

deslocamentos de fase opera quando o ângulo da tensão na barra do gerador for superior ao

ajustado no relé. Possui desvantagem porque partidas de motores ou manipulação de algumas

cargas podem gerar salto de fase da tensão e atuar indevidamente. Outra técnica é a realização

do monitoramento da taxa de variação da potência ativa fornecida pelo gerador que é mais

significativa em um ilhamento, o que a torna uma estratégia viável. As técnicas passivas são

atrativas por possuírem baixo custo e fácil instalação. Porém, seu desempenho não é

satisfatório em casos onde a diferença da potência fornecida pelos geradores, antes do

isolamento, e a consumida pela carga ilhada forem aproximadamente iguais, pois desta forma

não haverá uma variação significativa dos elementos monitorados. Portanto, a confiabilidade

das técnicas passivas irá depender das condições operativas do sistema elétrico. Além disso,

apresentam dificuldade na parametrização dos elementos de pick-up para os elementos

monitorados. Quando ajustados com uma faixa muito pequena de operação pode-se levar a

uma atuação indevida da proteção, por outro lado, uma faixa muito grande pode aumentar a

zona de não detecção e por consequência piorar a proteção anti-ilhamento.

Já as técnicas locais ativas são caracterizadas por uma ação ativa do gerador na

proteção, no sentido de injetar sinais que provoquem pequenos distúrbios no sistema elétrico,

sob os quais o sistema apresentará um comportamento diferente entre as condições de

operação interligada com a concessionária e operação isolada. A grande vantagem dessas

técnicas é o fato delas possuírem uma pequena faixa de ZNDs e sua desvantagem são

possíveis problemas em relação a qualidade de energia, por injetarem sinais de frequência

diferentes da fundamental na rede. O método de injeção de um sinal de alta frequência no

sistema, para medir a impedância vista pela barra do gerador, possui vantagem por não

depender da característica de fluxo de potência. Por outro lado, existindo mais de um gerador

utilizando deste método corrompe a proteção devido a interferência nos sinais injetados, o que

dificulta a medição de impedância. Já o método AFD possui vantagem na facilidade de

aplicação em GDs que possuem inversores microcontrolados, mas as ZNDs são elevadas e as

perturbações inseridas no sistema podem causar distorções harmônicas. E por fim, o método

SVS apresenta uma grande vantagem em relação a eficácia na atuação, porém afeta a

eficiência do inversor, do gerador distribuído e a qualidade de energia.

A tecnologia GIDA é umas das mais utilizadas atualmente nas turbinas eólicas dentre

as existentes, inclusive no Brasil, devido as características de nossa rede interligada e do tipo


91

de arranjo da turbina. O gerador de indução duplamente alimentado com conversores do tipo

back-to-back, confere excelentes condições de controlabilidade ao sistema como um todo,

permitindo o suporte de reativos à rede pelo gerador. Apresentam grande flexibilidade

operacional, podendo controlar o fluxo de potência ativa e reativa entre o gerador e a rede

elétrica. O conversor do rotor processando apenas uma parte da potência gerada reduz

substancialmente o custo dos equipamentos e com o avanço cada vez maior da eletrônica de

potência e o aumento das frequências de chaveamento dos dispositivos semicondutores,

permitem uma redução dos harmônicos injetados na rede elétrica pelo conversor. Devido a

tudo isso foi o modelo utilizado para estudos neste trabalho, utilizando uma modelagem

fasorial implementada no software MATLAB / Simulink versão 7.6.0, e simulando cinco

casos a fim de aplicar as técnicas locais passivas.

No caso de ilhamento com sobrecarga o sistema de proteção atuou de forma correta

identificando a condição de ilhamento e não deixando o parque eólico atuar de forma isolada

do sistema. A proteção atuou pela função 27, subtensão. Já no caso de ilhamento com pouca

alteração de carga, a proteção não foi capaz de identificar a desconexão do sistema devido as

baixas oscilações de potência que apareceram. Assim, o mesmo passou a operar de forma

ilhada incorretamente conforme já se era esperado. No terceiro caso, ilhamento com pouca

carga, surgiu um grande desbalanço de tensão no sistema. Assim, o ilhamento foi identificado

pela proteção, a mesma atuou de forma correta e o parque eólico desconectou do sistema não

operando isoladamente. Nos casos de inserção de carga e retirada de carga houve um pequeno

desbalanço de potência no sistema em ambos os casos, porém foi um evento transitório que

não foi capaz de sensibilizar a proteção do parque eólico e o mesmo permaneceu conectado ao

sistema de forma correta. Portanto, os resultados obtidos com essas simulações foram

compatíveis com aquilo que foi estudado na teoria. Apesar da não detecção do isolamento no

caso de ilhamento com pouca alteração de carga, as técnicas passivas, mesmo sendo menos

confiáveis, representam uma boa alternativa para detecção da desconexão do sistema. Outras

simulações utilizando o sistema no domínio do tempo podem ser feitas para estudar a

detecção do ilhamento pela variação de frequência, pois a mesma, de acordo com a literatura

estudada, é a mais comum e apresenta melhores respostas para detecção.


92

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system dynamic performance. In: 2002 IEEE POWER ENGINEERING SOCIETY

SUMMER MEETING, Chicago, EUA. 2002.

https://cdn.selinc.com/assets/Literature/Publications/Application%20Notes/AN2009-55-PT_20150817.pdf?v=20160615-170153

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YU, Byunggyu, MATSUI, Mikihiko e YU, Gwonjong. A review of current anti-islanding

methods for photovoltaic power system. Solar Energy, Volume 84, Issue 5, May 2010, Pages

745–754.


97

Apêndice – Tabela comparativa entre as técnicas

TÉCNICA CONFIABILIDADE

ZONAS DE

NÃO

DETECÇÃO

CUSTO OUTRAS

CARACTERÍSTICAS

REMOTA

Técnicas

Baseadas em

Sistema

SCADA

Alta Não possui Alto

Coordenação entre os

geradores distribuídos e

elementos das redes de

distribuição.

Técnicas

Baseadas em

Sistema

PLCC

Alta Não possui

Atraente

para

diversas

unidades

de geração distribuída

Independe da topologia

da rede. Utiliza o

próprio cabeamento da

rede para comunicação

e, portanto, acrescenta harmônicos ao sistema.

Rede de

Comunicação

de

Dispositivos

de Proteção:

Média

Quando bem

projetada

pode eliminar

ZNDs

Alto

Não utilizam os

elementos das redes para

comunicação e,

portanto, não

influenciam diretamente

na qualidade de energia.

Seu custo é elevado

devido ao sistema de

comunicação entre relés.

Deixa a proteção com

uma característica mais segura (evita atuações

incorretas).

LOCAL

Passiva Baixa Preocupantes

ZNDs Baixo

Utilizam apenas os

equipamentos comuns

do sistema de proteção.

São baseadas no fato do

ilhamento causar

variações nos

parâmetros do sistema

elétrico. Eventos do

sistema elétrico podem

causar uma atuação

indevida. Difícil parametrização dos

relés.

Ativa Alta Pequenas

ZNDs Médio

Por injetarem sinais de

frequência diferentes das

fundamentais no sistema

elétrico, influenciam na

qualidade da energia.

universidade federal de itajubÁ instituto de sistemas...

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