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Cooperação de Fontes de Energia Renovável
para Providenciar Serviços de Sistema à Rede
Eléctrica de Distribuição
Projecto, Seminário ou Trabalho de Fim de Curso
LEEC – 2006/07
Por:
José Alberto Cunha Barros
Sob a orientação de:
Prof. Doutor Hélder Leite
DEEC – FEUP
Julho de 2007
- ii -
Resumo
As alterações climáticas são um problema actual, aceite pela comunidade
científica, que tem cada vez mais relevo na vida do Ser Humano. Para travar a
continuação das alterações climáticas, no final de 1997 foi celebrado o protocolo de
Quioto, onde foram estabelecidos limites quantificados para a emissão de gases
geradores de efeito de estufa para o período 2008-2012. Para atingir o objectivo
proposto pelo Governo Português no âmbito do protocolo de Quioto, terá de existir nos
próximos anos uma forte penetração de produção dispersa nas redes de distribuição.
O aumento da produção dispersa, nomeadamente de produção de energia a partir
do vento (energia eólica), nas redes de distribuição, cria novos desafios à exploração das
redes eléctricas. O presente trabalho descreve numa fase inicial, mostrando através de
simulação no software PSCAD/EMTDC, as alterações provocadas nos serviços de
sistema num sistema eléctrico de energia com a introdução de produção dispersa de
carácter intermitente. Numa fase posterior, também através de simulação no software
PSCAD/EMTDC, é evidenciado como a integração de uma produção dispersa de
carácter não intermitente, no mesmo ponto de interligação com a rede, poderá ter
impacto nos serviços de sistema requeridos pelo conjunto ao sistema eléctrico de
energia.
- iii -
Abstract
The climate change is a present concern, accepted by the Scientific Community,
having an increased importance in the Human Being’s life. To stop climate change, at
the end of 1997 was celebrated the Kyoto Protocol, where quantified limits for the
emission of greenhouse effect gases for the period 2008-2012 had been established. To
reach the objective proposed by the Portuguese Government in the scope of the Kyoto
Protocol, a strong penetration of distributed generation in the distribution networks must
occur in the near future.
The increase of distributed generation, among others, the energy from the wind
(wind energy), in the distribution networks creates new challenges to the electric grid’s
exploration. Initially, this work shows through simulation in software PSCAD/EMTDC,
the changes in ancillary services provision with the introduction of intermittent wind
energy. Secondly, with the help of the software PSCAD/EMTDC, it is evidenced how
the integration of a non intermittent distributed generation, in the same distribution
cluster, may counteract the impact on the ancillary services required by the distribution
cluster.
- iv -
Prefácio
O aumento da produção dispersa, nomeadamente de produção de energia a partir
do vento (energia eólica), nas redes de distribuição, cria novos desafios à exploração das
redes eléctricas.
Para atingir o objectivo assumido pelo Governo Português no âmbito do
Protocolo de Quioto, para a produção de energia proveniente de fontes renováveis, terá
de existir nos próximos anos uma forte penetração de produção dispersa nas redes de
distribuição. Desta produção dispersa, a produção eólica irá ter uma elevada quota de
produção. A energia eólica, devido ao seu carácter intermitente e de pouca
previsibilidade, conduz a vários desafios para os operadores das redes de distribuição e,
consequentemente, para a rede de transporte. Ou seja, a crescente produção eólica
levará a um aumento na quantidade de serviços de sistema requeridos pela rede de
distribuição à rede de transporte. Esse acréscimo na requisição de serviços de sistema
poderá conduzir a um sobrecusto na operação das redes onde esteja incorporada
produção eólica [Peças Lopes, 2005].
A integração de produção dispersa de carácter não intermitente no mesmo ponto
de interligação (cluster, em inglês) da produção de energia eólica poderá ter impacto
positivo nos serviços de sistema requeridos pela rede de distribuição à rede de
transporte.
Este trabalho teve, assim, por objectivos:
• Estudar a integração de uma produção dispersa renovável nas redes de
distribuição de média tensão, através do software PSCAD/EMTDC;
• Estudar as consequências para o fornecimento de serviços de sistema por
parte da rede de transporte à rede de distribuição aquando desta
integração;
• Estudar o potencial de fornecimento de serviços de sistema à rede de
distribuição por parte de um cluster renovável (uma produção dispersa
renovável de carácter intermitente e outra não intermitente);
• Determinar o benefício técnico da agregação destas fontes de energia
renovável para a rede eléctrica.
- v -
A produção dispersa de carácter não intermitente considerada neste trabalho foi
a produção de energia a partir de biomassa.
Resumo dos capítulos
O Capítulo 1 tem por objectivo contextualizar a problemática das questões
ambientais actuais no quadro da realização deste trabalho. Neste Capítulo 1, são
também focados aspectos de investigação passada sobre Produção Dispersa (e em
particular Energia Eólica e da Biomassa) e Cooperação de Fontes de Energia.
O Capítulo 2 pretende dar uma ideia geral do significado e âmbito dos
chamados Serviços de Sistema. São descritos sumariamente os Serviços de Sistema
mais comuns.
O Capítulo 3 apresenta em geral as tecnologias que estão subjacentes à
produção de energia eólica e à produção de energia da biomassa. Em particular, são
apresentadas as tecnologias a ser utilizadas nas simulações que vão ser apresentadas no
Capítulo 4.
O Capítulo 4 mostra os resultados das simulações efectuadas no âmbito deste
projecto. As simulações consistem, nomeadamente, na integração isolada de uma
produção de energia eólica na rede de distribuição considerada para este trabalho e, em
seguida, na integração na rede já existente de uma produção de energia da biomassa
adaptativamente conectada à central de produção de energia eólica considerada
inicialmente.
O Capítulo 5 contém as principais conclusões a retirar do presente trabalho, a
partir dos resultados apresentados no Capítulo 4.
O Capítulo 6 apresenta algumas sugestões para o lançamento de futuros
trabalhos na área.
- vi -
Agradecimentos
Ao longo deste percurso, foram muitas as pessoas que contribuíram para que ele
chegasse a bom porto e fosse o menos “penoso” possível.
Primeiro lugar, gostaria de agradecer ao meu Orientador, Prof. Doutor Hélder
Leite, por tudo. Sem ele, este trabalho não teria sido possível, desde a apresentação da
proposta até à versão final. Pela orientação, profissionalismo e amizade.
Um obrigado ao Prof. Doutor Cláudio Monteiro, pela disponibilidade
demonstrada em esclarecer-me algumas dúvidas que surgiram ao longo da concepção
deste trabalho.
À minha família, nomeadamente aos meus Pais, que sempre lutaram para que
nunca me faltasse nada ao longo de toda a minha vida. Um muito obrigado do fundo do
coração.
Aos meus Irmãos, pelo exemplo e por tudo o que tem feito por mim, são uma
referência.
À Joana, que desde o primeiro segundo me apoiou incondicionalmente e nunca
me deixou abater perante as dificuldades. Este trabalho é muito teu também, tu sabes!
Ao Vasco e ao Gustavo, pela grande amizade e por tudo o que têm feito por
mim. Neste semestre, foram uma grande força para mim!
Não quero deixar de agradecer a todos os meus colegas da sala J304, pelo
excelente ambiente e condições de trabalho.
E por fim, a todos os amigos, muito em especial ao Emanuel, que tornam todas
as dificuldades muito mais acessíveis.
- vii -
Índice
LISTA DE ABREVIATURAS E GLOSSÁRIO …………………………………………... x
ÍNDICE DE FIGURAS E TABELAS …………………………………………………… xi
CAPÍTULO 1 – CONTEXTUALIZAÇÃO E TRABALHOS ANTERIORES
1.1 – ALTERAÇÕES CLIMÁTICAS …………………………………………... 1
1.2 – PRODUÇÃO DISPERSA ……………………………………………….. 6
1.3 – ENERGIA EÓLICA ................................................................................. 9
1.4 – ENERGIA DA BIOMASSA ……………………………………………... 13
1.5 – COOPERAÇÃO DE FONTES DE ENERGIA ……………………………… 16
CAPÍTULO 2 – SERVIÇOS DE SISTEMA
2.1 – INTRODUÇÃO ……………………………………………………….. 18
2.2 – DESCRIÇÃO DOS SERVIÇOS DE SISTEMA MAIS FREQUENTES …………. 18
2.3 – ALTERAÇÃO NO FORNECIMENTO DE SERVIÇOS DE SISTEMA PELA INTEGRAÇÃO
DE PRODUÇÃO DISPERSA ……………………………………….................. 23
CAPÍTULO 3 – PRODUÇÃO DISPERSA
3.1 – INTRODUÇÃO ……………………………………………………….. 26
3.2 – PRODUÇÃO DE ENERGIA EÓLICA ……………………………………. 26
3.2.1 – CONSTITUIÇÃO GENÉRICA DA PRODUÇÃO EÓLICA LIGADA ÀS REDES
ELÉCTRICAS ………………………………………………………………. 26
3.2.2 – MODELO DO GERADOR DE INDUÇÃO CONVENCIONAL ……... 28
3.2.3 – MODELO DE TURBINA EÓLICA …………………………….. 31
3.2.4 – CONTROLO DE PRODUÇÃO DOS AEROGERADORES DE INDUÇÃO
CONVENCIONAIS ………………………………………………………...... 34
3.3 – PRODUÇÃO DE ENERGIA DA BIOMASSA …………………………….... 37
3.3.1 – CONSTITUIÇÃO GENÉRICA DA PRODUÇÃO DE ENERGIA DA BIOMASSA
LIGADA ÀS REDES ELÉCTRICAS …………………………………………… 37
3.3.2 – MODELO DO GERADOR SÍNCRONO ……………………….... 37
3.3.3 – MODELO DE TURBINA A VAPOR …………………………… 39
3.3.4 – SISTEMA DE REGULAÇÃO DE TENSÃO …………………….. 40
- viii -
3.3.5 – SISTEMA DE REGULAÇÃO DE VELOCIDADE ……………….. 42
CAPÍTULO 4 – RESULTADOS DA SIMULAÇÃO DA INTEGRAÇÃO DE PRODUÇÃO DISPERSA
NAS REDES DE DISTRIBUIÇÃO
4.1 – INTRODUÇÃO ……………………………………………………….. 44
4.2 – REDE DE DISTRIBUIÇÃO IMPLEMENTADA …………………………… 44
4.3 – INTEGRAÇÃO DA PRODUÇÃO DE ENERGIA EÓLICA NA REDE DE DISTRIBUIÇÃO
IMPLEMENTADA ………………………………………………………….. 46
4.3.1 – CONDIÇÕES DE INTEGRAÇÃO ……………………………... 46
4.3.2 – RESULTADOS DA SIMULAÇÃO …………………………….. 47
4.4 – INTEGRAÇÃO COOPERATIVA DA PRODUÇÃO DE ENERGIA EÓLICA E DA
PRODUÇÃO DE ENERGIA DA BIOMASSA NA REDE DE DISTRIBUIÇÃO
IMPLEMENTADA…………………………………………………………... 51
4.4.1 – CONDIÇÕES DE INTEGRAÇÃO ……………………………... 51
4.4.2 – CONTROLO ADAPTATIVO DA PRODUÇÃO DE ENERGIA EÓLICA COM A
ENERGIA DA BIOMASSA …………………………………………... 52
4.4.3 – RESULTADOS DA SIMULAÇÃO …………………………….. 55
CAPÍTULO 5 – CONCLUSÕES ……………………………………………………. 59
CAPÍTULO 6 – TRABALHOS FUTUROS …………………………………………... 63
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ………………………………………………… 64
BIBLIOGRAFIA CONSULTADA …………………………………………………… 70
ANEXOS
ANEXO A
A.1 – SISTEMA P.U. ……………………………………………….. 72
ANEXO B
B.1 – SOFTWARE PSCAD/EMTDC ………………………………….. 73
ANEXO C
C.1 – REDE DE DISTRIBUIÇÃO IMPLEMENTADA …………………… 74
C.2 – DADOS DA REDE A MONTANTE DA SUBESTAÇÃO 60/15 KV … 76
- ix -
C.3 – POTÊNCIA MÁXIMA DE LIGAÇÃO DE PRODUÇÃO DISPERSA RENOVÁVEL
NA REDE DE DISTRIBUIÇÃO CONSIDERADA NO TRABALHO ……….. 77
ANEXO D
D.1 – DADOS DOS GERADORES CONSIDERADOS NO TRABALHO ……. 80
D.2 – TURBINA EÓLICA CONSIDERADA NO TRABALHO …………….. 81
D.3 – PARÂMETROS DO VENTO CONSIDERADO NO TRABALHO ……... 81
D.4 – DADOS DA TURBINA A VAPOR CONSIDERADA NO TRABALHO ... 82
ANEXO E
E.1 – PARÂMETROS DO BLOCO “CORRECÇÃO DO BINÁRIO EÓLICO” .. 83
E.2 – PARÂMETROS DO REGULADOR DE VELOCIDADE DA PRODUÇÃO DE
ENERGIA DA BIOMASSA ………………………………………….... 83
ANEXO F
F.1 – COMPENSAÇÃO DO FACTOR DE POTÊNCIA DA PRODUÇÃO DE ENERGIA
EÓLICA ………………………………………………………….... 84
ANEXO G
G.1 – ARTIGO “O IMPACTO NOS SERVIÇOS DE SISTEMA DEVIDO AO
AUMENTO DA INTEGRAÇÃO DE PRODUÇÃO DISPERSA” .…………... 87
- x -
Lista de Abreviaturas e Glossário
Abreviaturas
AGC – Automatic Generation Control
FACTS – Flexible AC Transmission Systems
PI – Controlador Proporcional Integrativo
PID – Controlador Proporcional Integrativo Derivativo
STATCOM – Static Compensator
SVC – Static VAr Compensator
UPFC – Unified Power Flow Controller
Glossário
Blackout – Saída de serviço generalizada;
Blackstart – Arranque após uma saída de serviço generalizada sem ajuda da rede
eléctrica;
Cluster – Rede de distribuição radial alimentada a partir de um só ponto de injecção de
energia;
Off-set – Valor aditivo, normalmente constante, a adicionar a um sinal predefinido;
Trade-off – Taxa de substituição, ganho entre piorar num critério para melhorar outro.
- xi -
Lista de Figuras e Tabelas
Figuras
Figura 1.1: Processos termoquímicos de conversão de biomassa ……………………………....... 14
Figura 3.1: Característica binário – velocidade da máquina de indução de rotor em gaiola …….. 29
Figura 3.2: Potência eléctrica em função da velocidade do aerogerador. Curvas diferentes para diferentes
velocidades de vento ……………………………………………………………………………… 33
Figura 3.3: Curva de potência activa fornecida em função da velocidade do vento do aerogerador Vestas
V52 ………………………………………………………………………………………………... 34
Figura 3.4: Controlo de ângulo de pitch ……………………………..…………………………... 35
Figura 3.5: Esquema geral da integração do controlo de pitch no sistema de produção eólico …. 36
Figura 3.6: Modelo de primeira ordem que representa a turbina a vapor ………………………... 40
Figura 3.7: Regulador de tensão IEEE tipo I utilizado neste trabalho …………………………… 41
Figura 3.8: Regulador de velocidade digital electrónico – hidráulico utilizado neste trabalho ….. 42
Figura 4.1: Rede de distribuição de 15 kV, já com integração da produção de energia eólica …... 45
Figura 4.2: Potência activa (Pfornecido) e potência reactiva (Qfornecido) medidas à saída da subestação
60/15 kV, em horário de vazio ……………………………………………………………………. 47
Figura 4.3: Potência activa (Pfornecido) e potência reactiva (Qfornecido) medidas à saída da subestação
60/15 kV, em horário de cheias …………………………………………………………………... 47
Figura 4.4: Perfil de vento (Wind speed) considerado na simulação ……………………….…..... 48
Figura 4.5: Binário motor (Tturbine) entregue pela turbina eólica ……………………………..…. 48
Figura 4.6: Potência eléctrica (P) entregue pela máquina de indução à rede de distribuição …… 49
Figura 4.7: Perfil de tensão (RMS) à saída da subestação 60/15 kV, em horário de vazio ….….. 49
Figura 4.8: Perfil de tensão (RMS) à saída da subestação 60/15 kV, em horário de cheias …….. 50
Figura 4.9: Rede de distribuição de 15 kV simulada, já com integração da produção de energia eólica e
de energia da biomassa …………………………………………………………………………… 51
Figura 4.10: Diagrama de blocos do controlo adaptativo entre a produção de energia eólica e a produção
de energia da biomassa ………………………..………………………………………………….. 52
Figura 4.11: Diagrama do “Regulador de Velocidade da Produção de Energia da Biomassa” .... 54
Figura 4.12: Potência activa (Pfornecido) e potência reactiva (Qfornecido) medidas à saída da subestação
60/15 kV, em horário de cheias ………………………………………………………………….. 55
Figura 4.13: Potência activa medida à saída da subestação 60/15 kV (Pfornecido), com e sem controlo
adaptativo, respectivamente, em horário de cheias ………………………………………………. 56
Figura 4.14: Binário motor entregue pela turbina a vapor ao gerador síncrono (Tbiomassa) e correcção do
binário motor da turbina eólica (Tcorr), em horário de cheias ……………………………………. 57
Figura 4.15: Potências activa (Prede) e reactiva (Qrede) medidas à saída da produção de energia da
biomassa …………………………………………………………………………………………... 58
Figura 4.16: Perfil de tensão (RMS) à saída da subestação 60/15 kV, em horário de cheias …... 58
- xii -
Figura C1: Equivalente Thèvenin que representa a rede a montante da subestação 60/15 kV …. 76
Figura C2: Esquema unifilar da rede desde a central a montante da subestação 60/15 kV até ao ponto de
interligação ……………………………………………………………………………………….. 78
Figura D1: Modelo de primeira ordem que representa a turbina a vapor ……………………….. 82
Figura F1: Integração do banco de condensadores na produção de energia eólica ……………... 84
Tabelas
Tabela 1.1: Gases com Efeito de Estufa – aumento das concentrações, contribuição para o aquecimento
global e principais fontes de emissão …………………………………………………………….. 3
Tabela C1: Parâmetros característicos das cargas em horário de vazio ………………………… 74
Tabela C2: Parâmetros característicos das cargas em horário de cheias ……………………….. 74
Tabela C3: Potências aparente, activa e reactiva absorvidas por cada uma das cargas do sistema em
horário de vazio ………………………………………………………………………………….. 75
Tabela C4: Potências aparente, activa e reactiva absorvidas por cada uma das cargas do sistema em
horário de cheias …………………………………………………………………………………. 76
Tabela C5: Valores de base considerados para a rede de distribuição ………………………….. 78
Tabela C6: Impedâncias ao longo da rede de distribuição ……………………………………… 78
Tabela C7: Potência de curto-circuito no ponto de interligação da produção dispersa ………… 79
Tabela D1: Parâmetros do gerador de indução considerado neste trabalho …………………….. 80
Tabela D2: Parâmetros do gerador síncrono considerado neste trabalho ………………………. 80
Tabela D3: Parâmetros da turbina eólica considerada neste trabalho …………………………... 81
Tabela F1: Valor dos condensadores a integrar na rede, em horário de vazio …………………. 85
Tabela F2: Valor dos condensadores a integrar na rede, em horário de cheias ………………… 85
COOPERAÇÃO DE FONTES DE ENERGIA RENOVÁVEL PARA PROVIDENCIAR SERVIÇOS DE SISTEMA À REDE ELÉCTRICA DE DISTRIBUIÇÃO
PROJECTO, SEMINÁRIO OU TRABALHO DE FIM DE CURSO
- 1 -
Capítulo 1 – Contextualização e trabalhos anteriores
1.1 – Alterações climáticas
As alterações climáticas constituem o problema ambiental mais importante dos
nossos dias, com impacto nas Sociedades Contemporâneas e Futuras. O aumento
acelerado da presença na atmosfera de gases que contribuem para o chamado efeito de
estufa tem vindo a provocar o aumento da temperatura da Terra, o que tem efeitos
severos em todo o Ecossistema. A abordagem desta problemática foi formalmente
enquadrada a nível mundial, com a criação do Painel Intergovernamental sobre
Alterações Climáticas em 1988, com a assinatura da Convenção Quadro das Nações
Unidas sobre Alterações Climáticas em 1992, na Cimeira da Terra, no Rio de Janeiro, e,
mais recentemente, no Protocolo de Quioto, em 1997. [PNAC, 2002]
Segundo dados fornecidos pelo Painel Intergovernamental sobre Alterações
Climáticas, desde 1861 observa-se um aumento significativo da temperatura média
global da Terra (de cerca de 0,6ºC) e durante o século XX o nível das águas do mar
subiu, em média, entre 10 e 20 centímetros. Além disso, a década de 90 (1990 – 1999)
foi a década mais quente do milénio passado, com o ano de 1998 a ser registado como o
ano mais quente desde que há registos, ou seja, desde 1861. O último relatório do Painel
Intergovernamental sobre Alterações Climáticas salienta também a observação mais
recente da redução das áreas geladas bem como da espessura do gelo. As principais
implicações das alterações climáticas em toda a Terra serão [IPCC, 2001]:
• Alterações em diversos sistemas físicos (e.g.: fusão dos glaciares ou redução
do gelo nos cursos de água, lagos e mares) e biológicos (e.g.: redução da população de
algumas espécies de plantas e animais, antecipação da época de nidificação e de
floração ou aparição de insectos);
• Aumento da frequência de ocorrência de inundações e secas, e da magnitude de
eventos extremos (altas ou baixas temperaturas, chuvas intensas, ventos fortes, etc.);
• Aumento do risco de extinção de algumas espécies de plantas e animais;
• Aumento da vulnerabilidade das infra-estruturas e dos sistemas produtivos e de
lazer associados às actividades humanas (agricultura, pescas, industria, serviços, etc.);
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PROJECTO, SEMINÁRIO OU TRABALHO DE FIM DE CURSO
- 2 -
• Aumento do risco da ocorrência de conflitos sociais e de migrações de
populações derivadas da maior frequência de eventos extremos ou da degradação dos
recursos em água e solo agrícola.
A temperatura média da Terra resulta de um equilíbrio entre o fluxo de radiação
solar que chega à sua superfície e o fluxo de radiação infravermelha enviada para o
espaço. A energia solar, depois de atravessar a atmosfera, chega à superfície da Terra,
maioritariamente, sob a forma de radiação de pequeno comprimento de onda,
aquecendo a superfície terrestre. A Terra emite parte desta energia sob a forma de
radiação de grande comprimento de onda, ou radiação infravermelha, que é absorvida
pelo vapor de água, o dióxido de carbono e outros gases com efeito de estufa presentes
na atmosfera. Estes gases permitem a ocorrência de diferentes processos responsáveis
pela temperatura da Terra. As emissões de gases com efeito de estufa resultantes das
actividades humanas aumentam a capacidade da atmosfera para absorver radiação
infravermelha, alterando a forma como o clima mantém o balanço entre a energia que
chega e a que sai da Terra.
Os gases com efeito de estufa, que representam menos de 1% dos gases
presentes na atmosfera (que é composta principalmente por azoto e oxigénio),
controlam assim os fluxos de energia na atmosfera através da absorção da radiação
infravermelha. As actividades humanas afectam este equilíbrio através do aumento das
emissões de gases com efeito de estufa e de interferências na remoção natural dos gases
com efeito de estufa (e.g.: através da desflorestação).
Os primeiros gases identificados como responsáveis pelo aumento do efeito de
estufa, e que integram o Protocolo de Quioto, são o dióxido de carbono (CO2), o metano
(CH4) e óxido nitroso (N2O). Mais recentemente, foram considerados outros gases com
efeito de estufa (incluídos também neste Protocolo), os compostos halogenados: os HFC
ou hidrofluorcarbonos, os PFC ou perfluorcarbonos e o SF6 ou hexafluoreto de enxofre.
Estes compostos halogenados têm contribuído para o agravamento do problema do
aquecimento global. Os HFC e os PFC foram introduzidos por serem produtos
alternativos às substâncias responsáveis pela destruição da camada de ozono (os CFC),
enquanto que o SF6, o gás com maior potencial de aquecimento global, é muito
utilizado nos sistemas de transporte e distribuição de energia. O ozono (O3), presente
tanto na estratosfera como na troposfera, é também considerado um importante gás com
efeito de estufa. No entanto, o seu contributo para o efeito de estufa é, por enquanto,
COOPERAÇÃO DE FONTES DE ENERGIA RENOVÁVEL PARA PROVIDENCIAR SERVIÇOS DE SISTEMA À REDE ELÉCTRICA DE DISTRIBUIÇÃO
PROJECTO, SEMINÁRIO OU TRABALHO DE FIM DE CURSO
- 3 -
difícil de estimar dadas as variações da sua distribuição espacial e temporal [PNAC,
2002].
Gases com efeito de estufa Aumento da
concentração desde
1750 (%)
Contribuição para o
aquecimento global
(%)
Principais fontes de emissão
CO2 31 60 Uso de combustíveis fósseis, desflorestação e alteração dos
usos do solo
CH4 151 20
Produção e consumo de energia (incluindo biomassa),
actividades agrícolas, aterros sanitários e águas residuais
N2O 17 6
Uso de fertilizantes, produção de ácidos e queima de
biomassa e combustíveis fósseis
Compostos halogenados
(HFC, PFC e SF6) - 14
Indústria, refrigeração, aerossóis, propulsores, espumas espandidas e
solventes
Tabela 1.1: Gases com Efeito de Estufa – aumento das concentrações, contribuição para o aquecimento
global e principais fontes de emissão [PNAC, 2002]
As estimativas de emissões de CO2, principal contribuidor para o aquecimento
global, associadas ao consumo mundial de combustíveis fósseis, mostram o forte
aumento ocorrido nos últimos 100 anos, principalmente desde o período pós Segunda
Guerra Mundial. Segundo a Agência Internacional de Energia [EIA, 2001], os países
industrializados, com cerca de 20% da população mundial, contribuíam em 1999 para
51% das emissões totais de CO2, sendo a produção de energia eléctrica um dos
principais factores para esta contribuição. Em contrapartida, os países em
desenvolvimento apresentam actualmente valores baixos de emissão de CO2, expressos
por habitante. No entanto, as previsões em termos de aumento do consumo de energia
nos países em desenvolvimento, apontam para um forte aumento das emissões de gases
com efeito de estufa durante o Século XXI. Assim, o esforço para reduzir as emissões
de gases com efeito de estufa cabe, em primeiro lugar, aos países industrializados,
através do desenvolvimento e da aplicação de tecnologias adequadas e do apoio aos
países em desenvolvimento no sentido do seu desenvolvimento sustentável.
Neste contexto, é então celebrado, no final de 1997, o chamado Protocolo de
Quioto. Portugal faz, conjuntamente com todos os estados-membros da União Europeia,
parte do Protocolo de Quioto. Nesse contexto, os estados-membros estabeleceram um
acordo de partilha de responsabilidades para a redução colectiva de 8% dos gases com
efeito de estufa no período 2008-2012, relativamente às emissões verificadas em 1990.
COOPERAÇÃO DE FONTES DE ENERGIA RENOVÁVEL PARA PROVIDENCIAR SERVIÇOS DE SISTEMA À REDE ELÉCTRICA DE DISTRIBUIÇÃO
PROJECTO, SEMINÁRIO OU TRABALHO DE FIM DE CURSO
- 4 -
Segundo esse acordo, Portugal passou a ter como meta não ultrapassar em mais de 27%,
no primeiro período de cumprimento do Protocolo de Quioto (2008-2012), as emissões
de gases com efeito de estufa registadas em 1990. [PNALE, 2006]
Paralelamente surgiram algumas directivas comunitárias que tentaram obrigar os
estados membros a limitar o uso de combustíveis fósseis. A União Europeia, com a
Directiva 2001/77 CE, reconhece a necessidade de promover as fontes de energia
renovável, considerando-as vectores estratégicos na protecção ambiental e no
desenvolvimento sustentável, de forma a reduzir a dependência actual de combustíveis
fósseis para a produção de energia eléctrica [Espírito Santo, 2005].
Em Portugal, através da Resolução do Conselho de Ministros n.º 72/98, de 29 de
Junho de 1998, foi criada a Comissão para as Alterações Climáticas, que é coordenada
pelo Ministério do Ambiente e do Ordenamento do Território. Esta Comissão tem como
objectivo principal definir a estratégia nacional em matéria de alterações climáticas,
nomeadamente no âmbito do Protocolo de Quioto e da UE. Mais recentemente, foi
aprovada a Resolução de Conselho de Ministros n.º 59/2001, de 30 de Maio de 2001,
que define as linhas gerais da Estratégia Nacional para as Alterações Climáticas. Ainda
em 2001, no mês de Agosto, foi publicada a Lei nº 93/2001, que reconhece como
prioridade nacional a luta contra a intensificação do efeito de estufa e a prevenção do
risco contra alterações climáticas, e consigna a obrigatoriedade da elaboração de um
Programa Nacional, elementos para o seu conteúdo e prazos para a sua realização. Neste
âmbito, foi criado o Programa Nacional das Alterações Climáticas – PNAC. Objecto de
discussão pública em dois períodos distintos, em 2001 e em 2003-2004,
respectivamente, o Programa Nacional viria a ser aprovado pelo Governo português,
com a designação “PNAC 2004”, por Resolução do Conselho de Ministros nº 119/2004,
de 31 de Julho. Em 2006, este Programa foi revisto passando a ser designado por
“PNAC 2006”, por aprovação do Conselho de Ministros em 1 de Junho de 2006. Este
Programa Nacional tem como desiderato específico controlar e reduzir as emissões de
gases com efeito de estufa, de modo a respeitar os compromissos de Portugal no âmbito
do Protocolo de Quioto e da partilha de responsabilidades no seio da UE, assim como
antecipar os impactos das alterações climáticas e propor as medidas de adaptação que
visem reduzir os aspectos negativos desses impactos. [PNAC, 2002]
Conjuntamente com a aprovação do “PNAC 2006”, foi estabelecido o conceito
de valor mínimo de dotação, que o Orçamento de Estado transferirá anualmente para o
Fundo Português de Carbono no período 2008-2012, como forma de garantir o
COOPERAÇÃO DE FONTES DE ENERGIA RENOVÁVEL PARA PROVIDENCIAR SERVIÇOS DE SISTEMA À REDE ELÉCTRICA DE DISTRIBUIÇÃO
PROJECTO, SEMINÁRIO OU TRABALHO DE FIM DE CURSO
- 5 -
investimento em mecanismos de flexibilidade para com as metas do Protocolo de
Quioto. Neste contexto, foi também elaborado o Plano Nacional de Atribuição de
Licenças de Emissão para o período 2008-2012 (“PNALE II”), decorrente da aplicação
do sistema de Comércio Europeu de Licenças de Emissão. Este Plano Nacional como
finalidade definir o volume e quantidade total de licenças de emissão a atribuir a cada
Sector de Actividade no período estipulado.
A produção de energia é responsável em Portugal por cerca de 30% das
emissões de CO2 para a atmosfera [PNALE, 2006]. Neste sentido, o Governo português
definiu, no âmbito do Protocolo de Quioto, o compromisso de atingir uma quota de
39 % do consumo bruto de electricidade a partir de fontes de energia renovável, i.e.,
com reduzido impacto no aquecimento global, até 2010 [Estanqueiro, 2005].
Recentemente, o Governo actualizou esta meta para 45 % do consumo bruto de
electricidade até 2010 [Assembleia da República, 2007]. Para isto, têm-se vindo a
adoptar as seguintes medidas com o intuito de atingir as metas estabelecidas [Comissão
Europeia, 2007].
• Implementação de tarifas de reaquisição fixas por kWh para energia solar
fotovoltaica, energia das ondas, pequenas centrais hidroeléctricas, energia
eólica, biomassa florestal, resíduos urbanos e biogás;
• Adopção de procedimentos de concursos públicos em 2005 e 2006
relativamente às instalações eólicas e de biomassa;
• Possibilidade de obtenção de subsídios de investimento até 40%;
• Disponibilização de reduções fiscais para investidores;
• No âmbito dos biocombustíveis, isenção total ou parcial de impostos
especiais de consumo até uma quota estabelecida anualmente e isenção total
do ISP – imposto sobre os produtos petrolíferos.
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1.2 – Produção dispersa
Produção dispersa refere-se habitualmente na literatura [Ackerman et al. 2001;
Jenkins et al., 2000; Dondi, 2002] à produção ligada nas redes de distribuição. A esta
produção correspondem as chamadas energias renováveis (energia eólica, biomassa,
ondas, solar fotovoltaica, entre outras) centrais de ciclo combinado, cogeração,
microgeração, pilhas de combustível, entre outras fontes de energia de menor expressão.
É importante realçar que produção dispersa não é um conceito novo. Porém,
ainda não existe definição universalmente aceite para produção dispersa e para o que a
distingue da chamada produção centralizada.
A CIRED (International Conference of Electricity Distributors – Conferência
Internacional de Produtores de Electricidade) [CIRED, 1999], com base num
questionário enviado para alguns dos seus membros de diversos países, definiu o
conceito de produção dispersa. Esta definição teve por base os critérios: o nível de
tensão em que é integrada, a sua interligação nos circuitos onde as cargas são
directamente alimentadas, o tipo de tecnologia utilizado (renovável, cogeração, …),
entre outros critérios de menor relevância.
A CIGRE (International Council on Large Electricity Systems – Conselho
Internacional de Sistemas de Energia de Elevada Capacidade) tem um grupo de trabalho
no campo da produção dispersa. Este grupo de trabalho definiu como produção dispersa
toda a produção de capacidade entre 50 e 100 MW, habitualmente conectada às redes de
distribuição e que não é planeada ou despachada de forma centralizada [cit. in CIRED,
1999]. Assim, as centrais de produção dispersa construídas pelo operador de transporte
como substitutas da expansão da rede e que tem medidas previstas para o seu despacho
não poderiam ser consideradas “produção dispersa”, segundo esta perspectiva.
O IEEE [cit. in Dondi et al., 2002] definiu produção dispersa como produção de
energia através de centrais que são suficientemente mais pequenas relativamente às
grandes centrais produtoras, permitindo a interligação com a rede em qualquer ponto do
sistema de energia.
Dondi e colaboradores [2002] definiram produção dispersa como pequenas
fontes de produção de energia ou armazenamento (com capacidade típica desde menos
de 1 kW até algumas dezenas de MW), que não fazem parte de uma grande central
produtora e estão localizadas próximo das cargas. A inclusão, por estes autores, de
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infra-estruturas de armazenamento não é muito habitual na definição de produção
dispersa. Mais ainda, esta definição acentua a relativamente pequena capacidade da
produção dispersa, em oposição à definição de [CIRED, 1999]. Chambers [2001, cit. in
Pepermans et al., 2005] também define produção dispersa como pequenas centrais
produtoras até 30 MW.
Com a excepção da definição da CIGRE, todas as definições assumem que a
produção dispersa é conectada às redes de distribuição. Foi esta também a definição
proposta pela IEA (International Energy Agency – Agência Internacional de Energia).
Porém, a IEA não faz referência à capacidade das unidades produtoras, em oposição às
outras definições.
Ackermann e colegas [2001] definiram produção dispersa em termos de conexão
e localização consoante a capacidade de produção da produção dispersa. Mais ainda,
propuseram que produção dispersa consiste em fontes de produção de energia
directamente conectadas à rede de distribuição. Outros autores, como Pepermans e
colaboradores [2005], partilham da definição proposta por Ackermann e colegas.
Em resumo, existem alguns pontos aceites pela generalidade da Comunidade
Científica que caracterizam o conceito de produção dispersa [Jenkins et al., 2000]:
• Planeamento não centralizado;
• Despacho não centralizado;
• Capacidade de produção tipicamente baixa (de 50 a 100 MW, de acordo com
a maioria dos autores);
• Ligação às redes de distribuição.
É consensualmente aceite que a produção dispersa permite a produção de
energia mais próxima das cargas, como que se “embebendo” nas redes. A localização
mais próxima das cargas é passível de reduzir os fluxos energéticos com a rede de
transporte, no caso da integração se verificar nas redes de distribuição. Esta
característica leva a que a produção dispersa seja também conhecida como “produção
embebida”.
Os novos desafios que são colocados às sociedades contemporâneas no que
concerne às alterações climáticas, bem como questões associadas às novas políticas de
desenvolvimento económico e social têm colocado a produção dispersa no centro das
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atenções. Assim, os principais incentivos à crescente penetração de produção dispersa
são:
• A redução da emissão de gases com efeito de estufa através da produção de
energia (principalmente CO2);
• Eficiência energética e o uso racional de energia;
• Diversificação de fontes de energia;
• Melhoria das tecnologias de controlo;
• Dificuldade crescente em localizar novas centrais produtoras de elevada
capacidade – planeamento, opinião pública, …;
• Tempo de construção baixo, baixo custo de investimento inicial, períodos de
amortização de investimento mais curtos;
• Questões culturais – vontade política e cultural de desenvolver tecnologias
de produção de energia com menor índice de produção de CO2.
Neste sentido, o desenvolvimento de novas tecnologias, tais como as energias
renováveis (energia eólica, biomassa, ondas, solar fotovoltaica, entre outras), centrais de
ciclo combinado, cogeração, microgeração e pilhas de combustível têm resultado num
crescente interesse comercial na sua exploração.
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1.3 – Energia eólica
A energia eólica é a energia que provém do vento, ou seja, do ar em movimento.
É considerada uma energia renovável, pois é obtida através de uma fonte natural (o
vento) capaz de se regenerar, e portanto virtualmente inesgotável [ADENE/INETI,
2001]. A energia eólica tem sido aproveitada desde a antiguidade para mover barcos
impulsionados por velas ou para fazer funcionar moinhos, ao mover as suas pás. Nos
moinhos de vento, a energia eólica era transformada em energia mecânica, utilizada na
moagem de grãos ou na bombagem de água.
Na actualidade, utiliza-se a energia eólica para mover aerogeradores – conjuntos
equipados com turbina e gerador, entre outros equipamentos, destinados a converter a
energia cinética do vento em energia eléctrica. Há algumas décadas, um sistema de
conversão de energia eólica para produção de electricidade caracterizava-se como uma
fonte de potência não controlada e sem capacidade para fornecer qualquer tipo de
serviço de sistema. Na actualidade, o desenvolvimento tecnológico e o aumento da
capacidade de controlo dos aerogeradores têm vindo a permitir aos parques eólicos a
capacidade de fornecerem alguns serviços de sistema contribuindo, deste modo, para
uma melhor gestão global do sistema eléctrico [Almeida, 2006].
O estímulo ao desenvolvimento da energia eólica nos anos 70 foi a escalada dos
preços do petróleo e a preocupação quanto à sua escassez futura. Na actualidade, o
principal incentivo ao uso de turbinas eólicas para produzir energia eléctrica consiste na
redução das emissões de CO2 e no potencial da energia eólica para limitar os efeitos das
alterações climáticas. Em 1997, a Comissão Europeia no chamado Livro Branco,
determinou que em 2010, 12% do consumo de energia eléctrica na União Europeia em
deveria provir de fontes de energia renovável.
A energia eólica foi sempre considerada peça essencial nos objectivos de
fornecimento de energia proveniente de fontes renováveis, com um aumento de
capacidade instalada a nível Mundial de 2.5 GW em 1995 para 40 GW em 2010
(previstos). Em 2000, a Alemanha contava com 45% do total europeu de capacidade
eólica instalada, seguida da Dinamarca e Espanha, com aproximadamente 18% [Burton
et al., 2001].
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Actualmente, os sistemas de conversão de energia eólica são constituídos
essencialmente por três principais tipos de aerogeradores [Almeida, 2006; Tande et al.,
2004]:
• Aerogerador de indução convencional do tipo gaiola de esquilo (Squirrel
Cage Induction Generator, em inglês);
• Aerogerador síncrono de íman permanente (Permanent Magnetic
Synchronous Generator, em inglês);
• Aerogerador de indução duplamente alimentado (Doubly Fed Induction
Generator, em inglês).
Os aerogeradores de indução convencionais do tipo gaiola de esquilo são
simples e robustos, apresentando um baixo custo de investimento, mas oferecem uma
reduzida controlabilidade. Os aerogeradores deste tipo são constituídos por um gerador
assíncrono acoplado directamente à rede. Normalmente, o aerogerador de indução
convencional opera numa estreita margem de velocidade angular (ligeiramente acima da
velocidade angular síncrona, ωs = 2π.fs, onde fs é a frequência síncrona do sistema) que
é definida consoante o deslizamento do gerador assíncrono que, regra geral, varia entre
1 e 2% em relação ao deslizamento nominal de operação (valor característico fornecido
pelo fabricante do gerador). Por esta razão, são denominados na literatura da
especialidade como aerogeradores de velocidade fixa [Almeida, 2006]. Tipicamente,
estas máquinas operam com um factor de potência indutivo entre 0.85 e 0.9. A
correcção do factor de potência individual é normalmente realizada através do uso de
baterias de condensadores com escalões, sendo a sua entrada/saída de serviço feita de
forma automática. A esta compensação individual poderá ainda juntar-se alguma
compensação adicional por parque, para que o factor de potência global do parque
inclusivamente possa ser capacitivo, como ocorre actualmente em Portugal devido ao
perfil do regulamento tarifário nacional [Castro, 2004].
Os aerogeradores síncronos de íman permanente são caracterizados pela
excitação do rotor do gerador eléctrico por meio de ímanes permanentes, com operação
em velocidade variável e controlo óptimo de incidência de vento nas pás, de forma a
captar a máxima energia do vento. A potência máxima extraída é então transferida para
o sistema eléctrico a partir de uma configuração em cascata CA-CC-CA de conversores
electrónicos que interligam o estator do aerogerador à rede eléctrica. O conversor ligado
ao sistema eléctrico, para além de fixar a frequência eléctrica de saída do aerogerador
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consoante a frequência da rede, fornece também capacidade de potência reactiva e de
tensão [Almeida, 2006].
No caso dos aerogeradores de indução duplamente alimentados, pode-se ter um
sistema de controlo capaz de impor um restritivo controlo de binário do rotor de acordo
com uma curva predeterminada de binário óptimo. Este controlo não é baseado na
frequência do sistema, onde é negligenciada a contribuição da máquina para a inércia do
sistema. Nesta tecnologia, a configuração CA-CC-CA de conversores é conectada entre
o rotor da máquina e a rede eléctrica. O conversor ligado à rede opera com a frequência
do sistema eléctrico impondo, assim, a frequência de saída do aerogerador de indução
duplamente alimentado. Em geral, este conversor é controlado para manter a tensão do
barramento CC constante. As técnicas de controlo associadas aos aerogeradores de
indução duplamente alimentados levam a que estes possam operar numa maior gama de
velocidade angular. São por isto denominados, na literatura da especialidade, como
aerogeradores de velocidade variável, permitindo desta forma extrair mais energia do
vento além de oferecerem a possibilidade do controlo das potências activa e reactiva
[Almeida, 2006].
Muitas das turbinas eólicas utilizam a força ascendente proveniente das pás para
orientar o rotor. Uma velocidade angular elevada do rotor é desejada no sentido de
reduzir a razão de desmultiplicação requerida pela turbina eólica. Esta redução conduz a
uma razão entre a área das pás e a área varrida pelo rotor. De acordo com o tipo de
aplicação, os rotores das turbinas eólicas foram historicamente actualizados, podendo
ser divididos em duas classes: tipo eixo vertical e tipo eixo horizontal. Por razões
devidas a perdas e protecção das partes mecânicas, aquando de velocidades extremas de
vento nem toda a energia disponível do vento pode ser aproveitada. Nos sistemas
eólicos, a parcela da energia passível de ser realmente aproveitada pelas turbinas eólicas
encontra-se na faixa dos 20% a 30 % da energia transportada pelo vento [Vianna et al.,
2000 a2].
O progressivo aumento da integração de produção eólica nas redes tem
conduzido ao aparecimento de instalações de produção eólica com potências instaladas
bastante elevadas por parque ou grupos de parques, exigindo que a sua ligação seja feita
directamente ao nível das redes de transporte ou distribuição em alta tensão. É de
ressaltar que este tipo de produção tem vindo a substituir sistemas de produção
convencionais obrigando, necessariamente, a uma actualização dos procedimentos de
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planeamento e de operação dos sistemas eléctricos [Almeida, 2006]. De facto, apesar da
penetração de produção eólica e outras formas de produção dispersa poder
descentralizar grande quantidade de energia que seria produzida por grandes unidades
produtoras e do que isso significa em termos técnico-económicos, existem preocupações
quanto à segurança do sistema eléctrico de energia. Estas preocupações relacionam-se
com o comportamento destas novas formas de produção no caso de perturbação nas
redes e na possibilidade de fornecimento de Serviços de Sistema [DTI, 2004]. Esta
temática será discutida com maior detalhe no Capítulo 2.
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1.4 – Energia da biomassa
A energia da biomassa é um exemplo de fonte de energia renovável não
intermitente, i.e. previsível, de média capacidade. A energia da biomassa pode utilizar
um vasto leque de tecnologias e de fontes de combustível. O tamanho de uma central de
biomassa está limitado pela capacidade de transporte e armazenamento de matéria-
prima. Não é expectável que o tamanho de uma central de biomassa ultrapasse os 30 –
50 MW [DTI, 2004].
Através da fotossíntese, as plantas capturam energia do sol e transformam-na em
energia química. Esta energia pode ser convertida em várias formas de energia:
electricidade, combustível ou calor. As fontes orgânicas que são usadas para produzir
energias usando este processo são chamadas de biomassa. Incluem-se também nesta
classificação os efluentes agro-pecuários, agro-industriais e urbanos. Os recursos
renováveis representam actualmente cerca de 20% do fornecimento total de energia no
mundo, com cerca de 14% proveniente de biomassa [ADENE/INETI, 2001]. Podemos
considerar várias fontes energéticas de origem natural neste capítulo:
• biomassa sólida;
• biocombustíveis gasosos;
• biocombustíveis líquidos.
A biomassa sólida tem como fonte os produtos e resíduos da agricultura
(incluindo substâncias vegetais e animais), os resíduos da floresta e das indústrias
conexas e a fracção biodegradável dos resíduos industriais e urbanos.
Os biocombustíveis gasosos (biogás) têm origem nos efluentes agro-pecuários,
da agro-indústria e urbanos (lamas das estações de tratamento dos efluentes domésticos)
e ainda nos aterros de RSU (Resíduos Sólidos Urbanos). Este resulta da degradação
biológica anaeróbia da matéria orgânica contida nos resíduos anteriormente referidos e é
constituído por uma mistura de metano (CH4) em percentagens que variam entre os 50%
e os 70% sendo o restante essencialmente dióxido de carbono (CO2) [idem].
Os biocombustíveis líquidos, com potencial de utilização, têm todos origem em
"culturas energéticas":
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• biodiesel (éter metílico): obtido principalmente a partir de óleos de colza
(couve-nabiça) ou girassol, por um processo químico chamado
transesterificação;
• etanol: é o mais comum dos álcoois e caracteriza-se por ser um composto
orgânico, incolor, volátil, inflamável, solúvel em água, com cheiro e sabor
característicos. Produzido a partir da fermentação de hidratos de carbono
(açúcar, amido, celulose), com origem em culturas como a cana-de-açúcar ou
por processos sintéticos;
• metanol: os processos de produção mais comuns são de síntese a partir do
gás natural, ou ainda a partir da madeira através de um processo de
gaseificação.
Os processos de conversão termoquímica a elevada temperatura para transformar
a biomassa numa forma mais útil de energia, são capazes de converter entre 85% e 95%
da sua matéria orgânica com alta eficácia, apresentando pouca sensibilidade ao variar de
um material para outro. Estes processos podem produzir um amplo espectro de produtos
energéticos, como pode ser visto na Figura 1.1 [Vianna et al., 2000 a1].
BIOMASSA
COMBUSTÃO GASEIFICAÇÃOPIRÓLISE E
LIQUEFACÇÃO
GASESQUENTES DECOMBUSTÃO
GÁS POBREDE BAIXAENERGIA
GÁS DESÍNTESE DE
ALTA ENERGIACARBONO HIDROCARBONETOS
VAPORCALOR
ELECTRICIDADEELECTRICIDADE BIOCOMBUSTÍVEIS
COMBUSTÍVEL
PRODUTO DESÍNTESE
COMBUSTÍVEL
PRODUTO DESÍNTESE
MOTORES DECOMBUSTÃO
INTERNA
GÁSCOMBUSTÍVEL
(METANO)
ÓLEOCOMBUSTÍVEL
LÍQUIDOS DESÍNTESE
(METANOL,GASOLINA)
Figura 1.1: Processos termoquímicos de conversão de biomassa [Vianna et al., 2000 a1]
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Os processos termoquímicos de conversão de biomassa são:
• Combustão: Biomassa + O2 (estequiométrico) Produtos de combustão (calor)
• Gaseificação: Biomassa + O2 (limitado) Gás
• Pirólise: Biomassa + Calor Carbono vegetal + Líquidos + Gás
A energia da biomassa utiliza a tecnologia tradicional de turbina a vapor
acoplada a geradores síncronos. Em alguns casos, a energia da biomassa pode ser usada
em cogeração para produção de vapor. Neste caso, a produção de energia depende da
procura de vapor.
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1.5 – Cooperação de fontes de energia
O controlo de produção através da cooperação de fontes de energia, e em
particular renováveis, tem sido um tema com crescente importância na literatura da
especialidade [Jurado & Saenz, 2002; Castronouvo & Peças Lopes, 2004;
Papathanassiou & Papadopoulos, 2001].
Jurado e Saenz [2002], propuseram o desenvolvimento de um controlador difuso
para um sistema combinado de energia eólica com unidades térmicas (biomassa). O
controlador tem como entradas o erro de velocidade do gerador eólico e a sua derivada,
para o regulador de velocidade, e o erro de tensão e sua derivada, para o regulador
automático de tensão.
Outros autores, como Bhatti, [bhatti et al.] sugeriram um controlador PI de
frequência a ser instalado numa unidade térmica para gerar sinais de comando para
aumentar ou diminuir a velocidade na caixa de engrenagens da turbina eólica, em
resposta a desvios na frequência. Os resultados evidenciaram que para uma resposta
transitória óptima, a capacidade produtiva da turbina eólica deve ser semelhante à da
unidade térmica.
Kamwa [cit. in Jurado & Saenz, 2002] estudou o modelo dinâmico e o controlo
de sistemas combinando energia eólica e unidades térmicas, através da programação de
um nivelador de carga controlado por um PID, instalado na unidade térmica.
Jeffries [cit. in Jurado & Saenz, 2002] desenvolveu um modelo dinâmico para
um sistema combinando energia eólica e unidades térmicas, validando os seus
componentes através de resultados experimentais.
Papathanassiou e Papadopoulos [2001] estudaram a dinâmica de um pequeno e
autónomo sistema eólico/térmico utilizando modelos simplificados da teoria clássica do
controlo.
Rajendiran e colegas [2000] apresentaram a análise e simulação de um modelo
eólico/térmico em regime permanente. Para melhoria da qualidade de onda de saída de
potência, foi incluído no modelo um conversor AC-DC-AC.
Castronuevo e Peças Lopes [2004] propõem a utilização de armazenamento de
água em aproveitamentos hidroeléctricos de albufeira para melhorar a performance de
parques eólicos e atenuar as flutuações de potência activa de saída, resultantes da
intermitência do vento. Este artigo apresenta um algoritmo para optimizar, de hora a
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hora, a estratégia a ser seguida pelas turbinas eólicas e pela bombagem hidráulica de
forma a atingir uma melhoria do perfil de potência activa a ser integrada na rede.
Kaldellis e colaboradores [2002] investigaram novas técnicas para melhorar a
controlabilidade de parques eólicos e para facilitar a sua integração com os mercados de
electricidade. Este artigo apresenta um estudo económico de longo prazo da operação de
um parque eólico em cooperação com dois reservatórios de água, envolvendo uma mini-
hídrica e uma estação de bombagem de água. O objectivo era armazenar a energia
gerada pelo parque eólico, em períodos de vazio, sob a forma de bombagem de água.
Halldórzen e Stenzel [2001] desenvolveram uma metodologia para a
compensação da variação da potência de saída de um parque eólico explorando
contratos de energia em regime de mercado.
Korpas e outros [2002] apresentaram um algoritmo baseado em programação
dinâmica para planeamento e operação de parques eólicos, através da gestão de
armazenamento de energia.
Billinton e Karki [2001] evidenciaram uma análise de pequenos sistemas
isolados combinando fontes fotovoltaicas e eólicas, tendo em conta considerações
acerca da fiabilidade dos sistemas.
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Capítulo 2 – Serviços de Sistema
2.1 – Introdução
Serviços de sistema são actos de assistência à rede eléctrica, de modo a fornecer
segurança e qualidade de serviço à sua exploração. A gestão de serviços de sistema é
fundamental para assegurar a adequada operação do próprio sistema, tendo como
principais objectivos:
• Balanço entre produção e consumo de energia;
• Controlo dos perfis de tensão nas redes;
• Reposição de serviço após uma falha.
Actualmente, os serviços de sistema são de dois tipos:
• Obrigatórios e não remunerados;
• Voluntários (remunerados em bolsa ou em contratos bilaterais físicos).
A gestão de serviços de sistema é da responsabilidade do Operador de Sistema.
Esta gestão inclui a definição dos serviços de sistema requeridos / a contratar na área de
controlo e quais os níveis de exigência de qualidade de serviço a atingir [Peças Lopes et
al., 2002].
A produção dispersa exigirá uma maior necessidade de serviços de sistema,
conduzindo a sobrecustos de operação e oportunidades de negócio acrescidas para os
agentes de mercado [Peças Lopes, 2005]. A produção dispersa deverá participar no
fornecimento de serviços de sistema.
2.2 – Descrição dos Serviços de Sistema mais frequentes
Nesta secção serão descritos, de forma sintética, os mais frequentes serviços de
sistema requeridos pelas redes eléctricas. Segundo a literatura da especialidade [Peças
Lopes, 2005; DTI, 2004; Raineri, R. et al., 2006], podem ser agregados em três
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categorias principais, segundo os seus objectivos principais: controlo de frequência,
coordenação e operação, e reposição de serviço.
1. Controlo de frequência
Estes serviços de sistema estão relacionados com o balanço a curto prazo de
potência e frequência do sistema de energia. Os métodos mais comuns de conseguir o
controlo de frequência são a regulação de velocidade por parte dos geradores (controlo
primário de frequência), o controlo automático de produção (AGC), o deslastre de
cargas e o arranque / desligação rápidos de unidades produtoras.
1.1 Controlo primário de frequência
As rápidas variações do balanço entre produção e consumo de energia são as
principais causas da variação instantânea da frequência do sistema. O controlo primário
de frequência acerta, continuamente e em tempo real, este balanço. Este controlo
consiste na capacidade extraordinária de produção de energia por parte das unidades
produtoras contratadas, de forma a manter a frequência no seu valor estipulado (através
do aumento e diminuição na produção).
O controlo primário de frequência é tipicamente assegurado por reguladores de
velocidade e AGC’s. Os principais custos fixos associados a este serviço de sistema
correspondem ao capital investido nas unidades produtoras para fornecer este serviço,
nos reguladores de velocidade e AGC’s. Como custos variáveis, temos o crescimento
nos custos de manutenção e operação, a redução de eficiência e o decréscimo no tempo
de vida das centrais em causa. Trata-se de um serviço de sistema obrigatório e não
remunerado em Portugal [Peças Lopes, 2005].
1.2 Reservas operacionais
Para além das variações instantâneas de frequência, consequência da natureza
flutuante da carga do sistema, os sistemas de energia apresentam variações relacionadas
com acontecimentos imprevistos ou contingências na produção e transporte. As reservas
operacionais são previstas para “salvar” o sistema de energia de uma falha maior, no
caso de variações inesperadas. As reservas operacionais actuam através do uso de
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tecnologias que permitem a detecção e correcção de desigualdades entre produção e
consumo [Raineri, R. et al., 2006].
De acordo com a rapidez de acesso, distinguem-se três tipos de reservas
operacionais: a reserva secundária de frequência, a reserva terciária de frequência e as
reservas não sincronizadas.
A reserva secundária de frequência requer um tempo de resposta que oscila,
normalmente, entre os 10 segundos e os 15 minutos. A reserva terciária de frequência,
para que possa optimizar o despacho económico, deve estar disponível no espaço de
tempo entre os 10 – 30 minutos. Para ambos estas reservas de frequência, as unidades
produtoras devem estar sincronizadas com a rede eléctrica e, em geral, os fornecedores
devem ser capazes de activar este serviço de sistema, de forma consecutiva, pelo menos
2 horas. As reservas não sincronizadas correspondem às reservas de energia disponíveis
nas unidades produtoras que não foram despachadas nem conectadas à rede, mas que
podem ser conectadas e sincronizadas com a rede num período máximo de 30 minutos.
As metodologias utilizadas para fornecer este serviço de sistema são, entre
outras, os AGC’s, reguladores de velocidade, o arranque e desligação rápidos de
unidades produtoras e o deslastre de cargas no lado do consumo.
Os custos fixos associados a estas reservas correspondem ao capital investido
nas unidades produtoras, bem como aos equipamentos de controlo. A componente
variável dos custos está associada às flutuações de combustível e a uma menor
eficiência. As reservas operacionais são serviços voluntários em Portugal, no âmbito do
novo regime do Mercado Ibérico de Electricidade, sujeitos a mecanismos de mercado
[Peças Lopes et al., 2002]. Neste caso, poderá existir um custo de oportunidade, se
existir um trade-off positivo entre o fornecimento de reserva secundária de frequência,
reserva terciária de frequência ou reservas não sincronizadas por parte de uma unidade
produtora contratada e o benefício económico desse mesmo grupo produtor ser
despachado como base do sistema produtor.
2. Coordenação e operação
Estes serviços de sistema estão relacionados com aspectos qualitativos do
fornecimento. Estão principalmente associados com a regulação de tensão nos
diferentes pontos da rede eléctrica e com controlo de fluxos de energia ao longo da rede,
sujeito às restrições da mesma.
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Os equipamentos mais comuns utilizados para o fornecimento destes serviços de
sistema são as unidades produtoras convencionais, os condensadores síncronos,
transformadores com tomadas, condensadores e indutâncias, FACTS e a produção
dispersa.
2.1 Planeamento e despacho
Este serviço está associado às acções em tempo-real necessárias para estabilizar
o sistema na presença de variações na carga do sistema. Corresponde a um serviço que
apenas pode ser fornecido pelo Operador de Sistema, e não pode ser fornecido
competitivamente, i.e., é um serviço obrigatório e não remunerado. Os custos
associados a este serviço de sistema são baixos, dado que apenas estão associados a
equipamentos de medição, cálculo e comunicação, para além de custos com pessoal
especializado para a operação do sistema.
2.2 Gestão de congestionamentos
As acções que compõem este serviço de sistema têm como objectivo o
“re-planeamento” do despacho de forma a cumprir as restrições de capacidade das
linhas de transmissão. Mesmo que a gestão de congestionamentos nem sempre seja
considerada um serviço de sistema, pode ser entendida desta forma uma vez que é uma
actividade necessária ao bom funcionamento dos fluxos de potência dos sistemas de
energia. Os custos essenciais relativos a este serviço de sistema têm apenas a ver com
equipamentos de medição e cálculo, bem como custo com pessoal especializado.
2.3 Controlo de tensão e fornecimento de energia reactiva
Uma das questões mais pertinentes no que concerne à exploração dos sistemas
eléctricos de energia é o controlo de tensão e energia reactiva. As crescentes exigências
de qualidade, fiabilidade e segurança nas redes de transporte e de distribuição obrigam
ao estabelecimento de novos requisitos de fornecimento e de compensação de energia
reactiva, em particular ao nível da produção dispersa.
Este serviço de sistema consiste no uso de recursos dos sistemas produtor e de
transporte para manter a tensão dentro dos limites estabelecidos. Consiste na produção e
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- 22 -
disponibilidade de injecção de energia reactiva para resolver problemas de barramentos
com tensões perigosamente baixas, e de absorção de energia reactiva em barramentos
com tensões excepcionalmente altas. De ambas as formas, está em causa um serviço
dinâmico entregue numa janela de operação contínua, para fazer face a variações de
tensão nos barramentos.
Existe uma grande quantidade de equipamentos que poderão ser utilizados para
fornecer este serviço de sistema, tais como: unidades produtoras, condensadores
síncronos, indutâncias, SVC’s e produção dispersa. Estes equipamentos diferem em
características técnicas e económicas tais como: tempo de reacção, capacidade de
suportar variações bruscas de tensão, investimento inicial e custos de operação. A
escolha do equipamento está relacionada com a natureza das cargas a compensar e com
o tempo de reacção exigido.
O despacho de energia reactiva será gerido, segundo o novo Mercado Ibérico de
Electricidade, segundo regras de mercado da mesma índole das consideradas para as
reservas operacionais. No entanto, por razões de segurança, um valor mínimo
obrigatório de energia reactiva a produzir em cada hora será definido e até este valor
não existirá qualquer remuneração [Peças Lopes et al., 2002].
Em resumo, os custos principais associados a este serviço de sistema
correspondem a investimento inicial, operação, manutenção e custos de oportunidade.
3. Reposição de serviço
Estes serviços de sistema estão relacionados com a capacidade de criar
condições de suporte/apoio às redes (backup, em inglês) por parte de unidades
produtoras e na capacidade do sistema retomar um estado normal de operação após ser
afectado por uma saída generalizada de serviço (blackout, em inglês). Estes serviços de
sistema são genericamente assegurados por unidades produtoras com capacidade de
arranque autónomo (blackstart, em inglês).
3.1 Capacidade de arranque autónomo (blackstart)
À capacidade de uma unidade produtora variar do estado de não-operação para o
estado de operação aquando de uma falha no sistema, sem a assistência da rede eléctrica
e, em seguida, ajudar a restaurar a rede convencionou-se chamar de capacidade de
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- 23 -
arranque autónomo (blackstart). Este serviço de sistema tem, então, como objectivo
restaurar o sistema, tão rapidamente quanto possível, após uma grande perturbação ou
colapso. As unidades produtoras que fornecem este serviço de sistema devem ser
capazes de produzir e consumir suficiente energia reactiva de forma a controlar a tensão
durante o processo de restauro. É também determinante ter disponíveis as necessárias
comunicações e recursos de coordenação para manter a flexibilidade e estabilidade do
sistema, para minimizar a duração do blackout e garantir segurança durante o processo.
Os custos principais envolvidos neste processo são o investimento em unidades
produtoras e em controlo, a sua operação e manutenção. Complementarmente, existem
também custos associados à operação do sistema de transporte durante o restauro do
sistema, devido a perdas de energia.
3.2 Reserva suplementar
Este serviço de sistema tem como função o apoio às reservas operacionais,
devendo ser capaz de as substituir temporariamente para que possam recuperar os seus
valores normais (previstos). Em regra, as reservas suplementares não estão em
funcionamento; assim, são normalmente requeridas para entrarem em processo de
sincronismo com a rede num período de tempo mais longo, geralmente 1 hora. Para
fornecer este serviço de sistema, é requerimento obrigatório que este deve ser mantido
até que a capacidade produtora perdida na perturbação seja reposta. Regra geral, as
reservas suplementares são colocadas em serviço durante um período mínimo
consecutivo de 2 horas.
Os custos principais associados a este serviço são o investimento inicial,
operação e manutenção de equipamentos.
2.3 – Alteração no Fornecimento de Serviços de Sistema pela
Integração de Produção Dispersa
A forte penetração, nos últimos anos, de produção dispersa tem levado à
alteração dos regimes de exploração das redes eléctricas de transporte e distribuição. No
âmbito deste trabalho, será analisada nos parágrafos seguintes a problemática criada
pela crescente penetração de produção dispersa, nomeadamente a de carácter
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- 24 -
intermitente, nas redes eléctricas. Será também avaliada, de forma sintética, a
capacidade de fornecimento de serviços de sistema por parte da energia eólica e da
energia da biomassa.
A produção dispersa deve ser classificada como “controlável” ou “não-
controlável”, de acordo com a sua capacidade de despacho, de forma a possibilitar uma
gestão tecnicamente eficiente dos sistemas de energia. As unidades produtoras
“controláveis” correspondem às que permitem controlo sobre a sua potência activa de
saída [Peças Lopes et al., 2002].
No caso da energia eólica, tradicionalmente factores como a imprevisibilidade
de produção (devido à sua própria natureza flutuante, dada a fonte primária ser o vento),
a dificuldade de despacho inerente à não regulação de produção da maior parte das
centrais (não garantia de potência), flutuações bruscas de tensão face ao seu valor
nominal, congestionamento de nós da rede, entre outras dificuldades, conduziram a
novos desafios de exploração e à alteração de procedimentos nas redes eléctricas [Peças
Lopes, 2005; Almeida, 2006]. Esta conjuntura levou ao acréscimo da necessidade de
fornecimento de serviços de sistema e de actividade do mercado de ajustes, conduzindo
a sobrecustos de operação e oportunidades de negócio acrescidas para os agentes de
mercado [Peças Lopes, 2005].
Porém, o crescente aparecimento de capacidade de controlo sobre a produção
nos parques eólicos tem vindo a alterar alguns destes conceitos. Este aparecimento tem
a ver com a necessidade destas unidades produtoras contribuírem também para a gestão
do sistema eléctrico de energia. Esta participação reflecte-se principalmente no
fornecimento de serviços de sistema envolvendo controlo primário de frequência,
controlo de tensão e energia reactiva e capacidade de despacho em caso de ser
necessário limitar temporariamente os níveis de produção eólica em situação de
emergência [Almeida, 2006]. Passamos, então, de um regime de exploração
caracterizado por imprevisibilidade e não-controlabilidade, para um cenário cada vez
mais previsível e controlável. Assim, a última tecnologia de turbinas eólicas será, em
princípio, capaz de fornecer controlo primário de frequência através do controlo da
potência eléctrica fornecida. Ao usar turbinas eólicas com controlo de ângulo de
incidência de vento nas pás, será possível fornecer resposta a elevações da frequência
nominal da rede, através da redução da sua potência de saída. Com vista à resposta a
abaixamentos de frequência, uma unidade produtora eólica parcialmente carregada
deverá ser capaz de rapidamente elevar a sua potência de saída até ao máximo, aquando
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- 25 -
de uma queda na frequência do sistema. Mais, deverá ainda ser capaz de voltar ao seu
valor anterior, quando a frequência do sistema recuperar. Claramente, para fornecer
resposta a abaixamentos de frequência, será necessário que a central de produção eólica
funcione em regime parcialmente carregado. Consequentemente, esta situação implica
que alguma da energia eólica disponível não seja utilizada. As centrais eólicas e, em
geral, toda a produção dispersa, tentam produzir sempre à capacidade máxima, dada a
boa remuneração conseguida [DTI, 2004]. Logo, terá de existir uma alteração no regime
de exploração destas centrais a fim de fornecer este serviço de sistema.
Em princípio, grandes centrais de biomassa serão capazes de contribuir para o
controlo primário de frequência, similarmente às centrais térmicas convencionais.
Porém, de forma a responder a abaixamentos na frequência do sistema, os geradores da
central terão de operar em modo parcialmente carregado. As centrais de biomassa,
possuindo elevada disponibilidade, têm capacidade para contribuir para o fornecimento
de serviços de sistema relacionados com a coordenação e operação, se assegurado o
fornecimento de combustível. Porém, a necessidade destes serviços tende a ser local e
dependente da capacidade da rede no ponto de interligação. Dado que as tecnologias de
biomassa utilizam geradores síncronos e estão equipadas com reguladores de tensão,
podem contribuir para o controlo de tensão na rede local, isto é, na rede onde estão
interligadas. As centrais de biomassa podem ainda fornecer algumas das perdas locais
de energia reactiva e aumentar a capacidade de transporte das linhas de transmissão de
energia existentes. O fornecimento de reserva secundária de frequência não será
possível, dado que é improvável que se consiga trazer a central de biomassa do estado
de frio até ao estado de integração com a rede em menos de 20 minutos [DTI, 2004].
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- 26 -
Capítulo 3 – Produção Dispersa
3.1 – Introdução
Produção dispersa refere-se habitualmente na literatura à produção conectada
nas redes de distribuição. A esta produção correspondem as chamadas energias
renováveis (energia eólica, biomassa, ondas, solar fotovoltaica, entre outras), centrais de
ciclo combinado, cogeração, microgeração, pilhas de combustível, entre outras fontes
de energia de menor expressão.
Tal como referido no Capítulo 1, na secção “Produção Dispersa”, a produção
dispersa permite a produção de energia mais próxima das cargas, como que se
“embebendo” nas redes eléctricas.
Ao longo deste Capítulo 3, vão ser descritas de forma sucinta as tecnologias de
produção dispersa (e renovável) envolvidas neste trabalho, i.e., as tecnologias eólica e
da biomassa.
3.2 – Produção de energia eólica
3.2.1 – Constituição genérica da produção de energia eólica ligada às
redes eléctricas
Os sistemas de produção eólica conectados às redes eléctricas incluem
actualmente os seguintes componentes essenciais:
• Gerador eléctrico;
• Turbina eólica;
• Sistema de supervisão e aquisição de dados (SCADA);
• Transformador de potência;
• Serviço de comunicação;
Há dois tipos básicos de turbinas eólicas, identificadas pela orientação do seu
eixo de rotação: turbinas de eixo horizontal e de eixo vertical. As turbinas de eixo
horizontal são as mais utilizadas e, por isso, serão as adoptadas ao longo deste
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- 27 -
trabalho [Anderson & Bose, 1983]. Os principais elementos que compõem um sistema
de produção eólico com turbinas de eixo horizontal são [Vianna et al., 2000]:
• Rotor;
• Eixo principal;
• Caixa de engrenagens;
• Eixo de alta velocidade;
• Gerador eléctrico;
• Sistema integrado de transmissão;
• Mancal de posicionamento e sistema de posicionamento;
• Torre;
• Sensores, controlo e sistemas de comunicação.
Na actualidade, os tipos de geradores eléctricos utilizados nos sistemas de
produção de energia eólica são essencialmente três [Almeida, 2006; Tande et al., 2004]:
• Gerador de indução convencional do tipo gaiola de esquilo (Squirrel Cage
Induction Generator, em inglês);
• Gerador síncrono de íman permanente (Permanent Magnetic Synchronous
Generator, em inglês);
• Gerador de indução duplamente alimentado (Doubly Fed Induction Generator,
em inglês).
Os aerogeradores de indução convencionais – conjuntos equipados com turbina
e gerador de indução convencional, entre outros equipamentos, destinados a converter
energia eólica em energia eléctrica – são simples e robustos, apresentando um baixo
custo de investimento, apesar da fraca controlabilidade disponibilizada. Por este motivo,
estão ainda bastante difundidos nas redes eléctricas actuais, sendo este o tipo de
aerogerador utilizado ao longo deste trabalho.
Nas secções seguintes estão descritos, de forma breve, os seguintes componentes
básicos de um sistema de produção de energia eólica:
• Gerador de indução convencional;
• Turbina eólica;
• Controlo de produção dos aerogeradores de indução convencionais.
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- 28 -
3.2.2. – Modelo do gerador de indução convencional
As máquinas de indução, quando funcionam como geradores produzem energia
eléctrica quando o seu veio gira acima da velocidade síncrona do motor de indução
equivalente. Esta tecnologia de geradores é mecânica e electricamente mais simples que
qualquer outro tipo de gerador existente. São ainda mais rígidos, não necessitando de
escovas ou comutadores. Os geradores de indução não são auto-excitados. Logo,
requerem uma fonte externa que lhes permita estabelecer o seu campo magnético
rotativo.
O enrolamento do rotor dos geradores de indução pode ser do tipo gaiola de
esquilo (squirrel cage induction generator, em inglês) ou pode ser do tipo bobinado
(round rotor induction generator, em inglês).
O enrolamento rotórico em gaiola de esquilo é constituído por uma gaiola de
alumínio, dopado com uma pequena percentagem de impurezas, que é obtida por
injecção. Será o gerador de indução com rotor em gaiola de esquilo a máquina de
indução utilizada ao longo deste trabalho.
O circuito eléctrico de um gerador de indução trifásico com rotor bobinado
contacta com a parte fixa da máquina através de um sistema colector de anéis – escovas
[Vaz Guedes, 1993].
A máquina de indução funciona, assim, como gerador nas situações em que a
velocidade angular do rotor é superior à velocidade angular do campo girante, ou seja,
para deslizamentos (s) negativos (Eq. 3.1).
s
s
n
nns
−=
No modo de funcionamento como gerador, a máquina funciona entre os pontos
correspondentes ao deslizamento (aproximadamente) nulo e o correspondente ao valor
máximo da intensidade de corrente admissível no estator, o qual, para a máquina a que
corresponde a característica representada na Figura 3.1, se verifica para um valor de s
igual a -0.8 %.
(Eq. 3.1)
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- 29 -
Figura 3.1: Característica binário (T)–velocidade da máquina de indução de rotor em gaiola de
esquilo (ns) [Vaz Guedes, 1993]
Este valor de -0,8 % é consideravelmente inferior àquele para o qual ocorre o
binário máximo. Em virtude da variação da velocidade admissível da máquina em
relação à velocidade de sincronismo ser muito pequena, na prática, esta máquina
comporta-se como tendo velocidade constante [Jesus & Castro, 2004].
É usual, para o modo de operação da máquina como motor, considerarem-se as
correntes como positivas quando estão a entrar nos enrolamentos do estator ou nos
enrolamentos do rotor. No caso do modo de operação como gerador, assume-se que as
correntes estão a sair dos enrolamentos do estator (negativas), enquanto que as correntes
do rotor estão a entrar nos seus enrolamentos (positivas). A partir destes pressupostos, o
conjunto de equações resultantes para o estator e para o rotor do gerador de indução do
tipo gaiola de esquilo são as seguintes [Almeida, 2006]:
Estator:
dt
diRv
dt
diRv
qs
dssqssqs
dsqssdssds
λλω
λλω
+−−=
+−−=
Rotor (em curto-circuito):
dt
diRv
dt
diRv
qr
drrsqrrqr
drqrrsdrrdr
λλωω
λλωω
+−−==
+−−==
)(0
)(0
Onde,
(Eq. 3.2)
(Eq. 3.3)
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- 30 -
• dsv e qsv são as tensões referidas ao estator do gerador de indução em
coordenadas de eixo directo d e de eixo em quadratura q, respectivamente, à
velocidade síncrona (em Volts – V);
• drv e qrv são as tensões referidas ao rotor do gerador de indução em coordenadas
de eixo directo d e de eixo em quadratura q, respectivamente, à velocidade
síncrona (em Volts – V);
• dsi e qsi são as correntes referidas ao estator do gerador de indução em
coordenadas de eixo directo d e de eixo em quadratura q, respectivamente, a
circular à velocidade síncrona (em Amperes – A);
• dri e qri são as correntes referidas ao rotor do gerador de indução em coordenadas
de eixo directo d e de eixo em quadratura q, respectivamente, a circular à
velocidade síncrona (em Amperes – A);
• sR e rR são as resistências referidas ao estator e rotor do gerador de indução,
respectivamente (em Ohms – Ω);
• sω e rω são as velocidades angulares do estator e do rotor, respectivamente (em
rad/s);
• dsλ e qsλ são os fluxos de fugas referidos ao estator em coordenadas de eixo
directo d e de eixo em quadratura q, respectivamente, a circular à velocidade
síncrona (em Webber – Wb);
• drλ e qrλ são os fluxos de fugas referidos ao rotor em coordenadas de eixo
directo d e de eixo em quadratura q, respectivamente, a circular à velocidade
síncrona (em Webber – Wb).
Os fluxos de fugas presentes nas equações 3.2 e 3.3 são definidos pelas equações
3.4 e 3.5:
Estator:
qrmqsssqs
drmdsssds
iLiL
iLiL
+−=
+−=
λ
λ
Rotor (em curto-circuito):
qsmqrrrqr
dsmdrrrdr
iLiL
iLiL
−=
−=
λ
λ
(Eq. 3.4)
(Eq. 3.5)
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- 31 -
Onde,
• ssL e rrL são as auto-indutâncias referidas ao estator e rotor, respectivamente
(em Henry – H);
• mL é a indutância mútua de magnetização entre os enrolamentos do estator e
do rotor (em Henry – H);
Sendo,
mrrr
msss
LLL
LLL
+=
+=
Onde sL e rL são as indutâncias de fugas do estator e do rotor, respectivamente.
3.2.3 – Modelo de turbina eólica
A turbina eólica é o componente do sistema de produção eólico que permite a
conversão da energia cinética do vento em energia mecânica do vento. Esta energia
mecânica tornar-se-á em seguida energia eléctrica, pela interacção com o gerador que
lhe está acoplado. Por outras palavras, a turbina eólica é a máquina primária do sistema
de produção eólico. Ao longo deste trabalho, será utilizada a tecnologia de turbinas
eólicas de eixo horizontal.
A potência mecânica (PM) de saída de uma turbina eólica é dada pela expressão:
3
2
1VACP PM ρ= (W)
Onde:
• ρ é a densidade do ar (kg/m3);
• A é a área varrida pelas pás da turbina eólica (m2);
• CP é o coeficiente de potência;
• V é a velocidade do vento (m/s).
O binário mecânico (TM) correspondente à potência mecânica descrita na Eq. 3.7
é dado pela Eq. 3.8:
(Eq. 3.7)
(Eq. 3.6)
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- 32 -
M
MM
PT
ω= (N.m)
Onde:
• ωM é a velocidade angular mecânica do gerador de indução (rad/s);
A densidade do ar é relativamente baixa (800 vezes menor que a da água, que
serve de fonte primária à produção hídrica). Logo, a turbina eólica terá de ser bastante
maior que uma turbina hidráulica. Dependendo do perfil de vento expectável, uma
turbina eólica de 1.5 MW deverá ter um rotor de diâmetro superior a 60 metros. Todas
as turbinas eólicas modernas utilizam a força ascendente proveniente das pás, para
orientar o rotor. É desejável uma velocidade angular elevada das pás, no sentido de
reduzir a razão de desmultiplicação (Gear Ratio, em inglês) requerida pela turbina
eólica (Eq. 3.9) [Burton et al., 2001].
GR
GB
ωω = (rad/s)
Onde:
• ωB é a velocidade angular das pás (rad/s);
• GR é a razão de desmultiplicação requerida pela turbina eólica – Gear Ratio
O coeficiente de potência CP reflecte a fracção de potência no vento que pode ser
convertida pela turbina em potência mecânica. Tem um valor máximo teórico de 0,593
(limite de Betz [Vianna et al., 2000 a2]) que dificilmente será atingido na prática (Eq.
3.10 [Anderson & Bose, 1983]).
( )2 0,1710,022 5,6
2PC e λλ β − ×= × − × −
Onde:
• β é o ângulo de incidência das pás (em inglês, pitch angle), em graus, que
regula a potência mecânica de saída da turbina eólica;
• λ é a relação de velocidade de extremidade das pás (tip speed ratio, em
inglês).
É comum os fabricantes de aerogeradores caracterizarem o desempenho de um
determinado rotor eólico a partir da curva λ×PC , sendo λ (tip speed ratio) definido por
(Eq. 3.11):
(Eq. 3.10)
(Eq. 3.8)
(Eq. 3.9)
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- 33 -
M
V
ωλ =
Melhoramentos contínuos no coeficiente de potência estão a ser procurados em
permanência pela indústria, através de pequenas alterações no formato do rotor e,
operando em modo de velocidade variável, é possível que mantenham o coeficiente de
potência máximo (óptimo) numa gama alargada de velocidades de vento. Porém, tais
melhoramentos têm um modesto incremento na quantidade de potência fornecida. A fim
de obter maiores incrementos na potência produzida, o aumento da área varrida pelas
pás da turbina (diâmetro do rotor) e a localização de turbinas eólicas em locais com
maiores velocidades de vento parecem ser as estratégias a tomar. Nos últimos 15 anos,
têm havido um contínuo crescimento das dimensões do diâmetro do rotor, desde 30
metros até mais de 60 metros na actualidade. A duplicação do diâmetro do rotor
conduziu à quadruplicação da potência de saída das turbinas. A influência da velocidade
do vento é mais pronunciada, dada a relação cúbica entre a velocidade do vento e a
potência mecânica produzida. Assim, uma duplicação de vento conduz a oito vezes
mais potência mecânica produzida à saída da turbina eólica. Desta forma, a preocupação
generalizada têm sido localizar centrais eólicas em zonas de maior velocidade de vento
e dispostas de forma optimizada dentro do próprio parque eólico (dadas questões como
o chamado efeito de esteira). Em certos países têm sido erguidas torres muito altas
(mais de 60 – 80 metros) para tirar partido do aumento da velocidade do vento com a
altura.
A Figura 3.2 mostra a potência eléctrica em função da velocidade do
aerogerador para diferentes velocidades de vento. O máximo ponto das curvas é o ponto
de onde se pode retirar a máxima potência para uma determinada velocidade de vento.
Figura 3.2: Potência eléctrica em função da velocidade do aerogerador. Curvas diferentes para diferentes
velocidades de vento [Muller, 2002]
(Eq. 3.11)
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- 34 -
Se a máquina não estiver a trabalhar no ponto máximo da curva de vento, diz-se
que está em deload, e é então possível através da compensação e/ou controlo de ângulo
de incidência das pás (pitch angle control, em inglês) fazer com que a máquina
contribua aumentando ou diminuindo a potência por ela entregue à rede.
A Figura 3.3 mostra a curva de potência activa produzida, em função da
velocidade do vento, do aerogerador de indução utilizado ao longo deste trabalho, o
Vestas V52 [Vestas, 2006].
Figura 3.3: Curva de potência activa fornecida em função da velocidade do vento do aerogerador Vestas
V52 [Vestas, 2006]
3.2.4 – Controlo de produção dos aerogeradores de indução convencionais
A tecnologia de produção eólica tem, historicamente, sido baseada em geradores
de indução chamados de velocidade fixa, com muito pouco controlo sobre a
performance dinâmica (passive stall turbines – turbinas com stall-passivo, em
português). Nos anos mais recentes, progressos significativos têm vindo a ser
efectuados no sentido do desenvolvimento de tecnologias active stall (stall-activo, em
português) e pitch angle control (controlo de ângulo de incidência, em português) para
turbinas eólicas de velocidade variável. Este desenvolvimento é importante, tanto em
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- 35 -
termos de incremento de eficiência das turbinas, como também de capacidade de
controlo [DTI, 2004].
Resumindo, os modos de controlo que são geralmente adoptados na tecnologia
eólica, assentam em estratégias aerodinâmicas que exploram [Anderson & Bose, 1983]:
• Os perfis das pás da turbina eólica, através do controlo por stall-passivo,
visando proteger o aerogerador durante velocidades extremas de vento. Este
controlo é tipicamente aplicado a aerogeradores convencionais com
potências nominais inferiores a 1MW;
• A orientação das pás da turbina através do controlo por stall-activo ou
controlo de ângulo de incidência (pitch angle control) de forma a compensar
variações da velocidade do rotor, bem como de proteger a integridade física
do sistema eólico em elevadas velocidades de vento.
Neste trabalho, será utilizado o controlo do ângulo de incidência (pitch angle
control) das pás da turbina eólica. Este controlo, como já havíamos referido no
parágrafo anterior, é efectuado com o objectivo de garantir a máxima produção de
potência activa por parte da turbina eólica (Figura 3.4).
Figura 3.4: Controlo de ângulo de pitch [Anderson & Bose, 1983]
Com base no fornecimento de potência activa (Pg) à rede por parte do gerador
de indução acoplado à turbina eólica, o controlo ajusta o ângulo β (Beta, na Figura 3.4)
das pás da turbina de forma a maximizar a potência mecânica de saída da turbina eólica.
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- 36 -
Figura 3.5: Esquema geral da integração do controlo de pitch no sistema de produção eólico
[adaptado de Almeida et al., 2006]
De forma genérica, este controlo fornece controlo integral (PI) de potência
activa fornecida pela máquina eléctrica. O controlo de ângulo de incidência inclui, para
este fim, um filtro de rejeição de banda com o intuito de reduzir as oscilações de
frequência dupla derivadas do efeito de corte do vento e de equilíbrio das pás [Anderson
& Bose, 1983]. Existe ainda um controlo que permite activar/desactivar o sistema de
controlo de ângulo de incidência das pás para velocidades médias do vento abaixo e
acima dos limites mínimo preestabelecidos.
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- 37 -
3.3 – Produção de Energia da Biomassa
3.3.1 – Constituição genérica da produção de energia da biomassa ligada às redes eléctricas
A energia da biomassa pode utilizar um vasto leque de tecnologias e de fontes de
combustível [Monteiro, 2004; Vianna e tal., 2000 a2]. O tamanho de uma central de
biomassa está limitado pela capacidade de transporte e armazenamento de
matéria-prima. Desta forma, não é expectável que o tamanho de uma central de
biomassa ultrapasse os 30 – 50 MW.
Em particular, a produção de energia eléctrica a partir de biomassa sólida utiliza
a tecnologia tradicional de turbina a vapor acoplada a geradores síncronos
convencionais. É esta a tecnologia que iremos adoptar para este trabalho dado que é a
tecnologia de conversão mais difundida comercialmente, fundamentalmente para
resíduos agro-industriais.
Assim, nas secções seguintes estão descritos, de forma breve, os componentes
básicos de um sistema de produção de energia da biomassa:
• Gerador síncrono;
• Turbina a vapor;
• Sistema de regulação de tensão;
• Sistema de regulação de velocidade.
3.3.2 – Modelo do gerador síncrono
O gerador síncrono é uma máquina eléctrica que promove uma transformação de
energia mecânica em energia eléctrica, com um rendimento energético muito elevado.
Esta transformação efectua-se com uma razão constante entre a frequência das forças
electromotrizes induzidas (f) e a velocidade angular de rotação da máquina (n).
npf ×=
Onde p é o número de pares de pólos do gerador síncrono.
(Eq. 3.12)
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- 38 -
Esta máquina eléctrica, de construção complexa, é projectada para produzir
força electromotriz com variação no tempo praticamente sinusoidal, formando um
sistema trifásico de grandezas praticamente simétrico. O gerador síncrono pode ser
construído tanto como máquina eléctrica de pólos salientes como máquina eléctrica de
indutor cilíndrico [Vaz Guedes, 1996]. Será o gerador síncrono de pólos salientes a
máquina síncrona utilizada ao longo deste trabalho.
Os geradores síncronos são geralmente máquinas de grande dimensão, com
potências eléctricas bastante elevadas e constantes de inércia significativas cujo
desempenho é crucial no modo como o sistema reage como um todo aquando da
existência de uma perturbação.
Na modelização do gerador síncrono, vamos assumir desprezáveis os transitórios
do estator por serem muito rápidos quando comparados com os fenómenos transitórios
associados ao rotor. As equações 3.13, 3.14, 3.15 e 3.16 – em coordenadas d-q,
baseadas na Teoria Generalizada das Máquinas Eléctricas – que regem o funcionamento
do gerador síncrono, estão apresentadas a seguir [Almeida, 2006].
Equações algébricas referidas ao estator em p.u.:
dsdqssqqs
qsqdssdds
iXirEv
iXirEv
''''
''''
+−=
−−=
Equação do movimento, em p.u./s:
)(2
1ω
ω∆−−= sem
s DTTHdt
d
Equação do ângulo eléctrico do rotor, em radianos:
0ωωδ
−= ss
dt
d
(Eq. 3.13)
(Eq. 3.14)
(Eq. 3.15)
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Equação do binário electromagnético, em p.u.:
qsdsqddsdqsqe iiXXiEiET )( '''''''' −++=
Onde,
• dsv e qsv são as tensões referidas ao estator do gerador síncrono em coordenadas
de eixo directo d e de eixo em quadratura q, respectivamente;
• dsi e qsi são as correntes referidas ao estator do gerador síncrono em coordenadas
de eixo directo d e de eixo em quadratura q, respectivamente;
• sr é a resistência referida ao estator do gerador síncrono;
• dX '' e qX '' são as reactâncias subtransitórias referidas ao estator do gerador
síncrono em coordenadas de eixo directo d e de eixo em quadratura q,
respectivamente;
• dX '' e qX '' são as reactâncias subtransitórias referidas ao estator do gerador
síncrono em coordenadas de eixo directo d e de eixo em quadratura q,
respectivamente;
• dE '' e qE '' são as forças electromotrizes subtransitórias referidas ao estator do
gerador síncrono em coordenadas de eixo directo d e de eixo em quadratura q,
respectivamente;
• mT e eT são os binários mecânico e eléctrico produzidos pela máquina primária e
pelo gerador síncrono, respectivamente;
• sω é a velocidade angular do rotor, sendo que 0ω =1 p.u. é a velocidade angular
síncrona;
• sD é o coeficiente de amortecimento associado às perdas mecânicas no rotor.
3.3.3 – Modelo de turbina a vapor
A máquina primária associada ao gerador síncrono adoptada neste trabalho foi a
turbina a vapor. A turbina a vapor é representada neste trabalho por um modelo
simplificado de primeira ordem [Almeida, 2006].
(Eq. 3.16)
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- 40 -
Figura 3.6: Modelo de primeira ordem que representa a turbina a vapor [adaptado de Almeida, 2006]
A equação diferencial associada ao modelo de turbina a vapor é:
CVT
TTdt
dT
p
mec
p
mec 11+−=
Onde,
• Tmec é o binário mecânico aplicado, a partir da máquina primária, ao gerador
síncrono (em p.u.);
• Tp é a constante de tempo do modelo de primeira ordem que representa a turbina
a vapor (em segundos);
• CV é a variação de fluxo de biomassa consumido pela turbina – válvula de
controlo (em p.u.).
3.3.4 – Sistema de regulação de tensão
A operação dos geradores síncronos é controlada por dispositivos de regulação
que asseguram bom comportamento em termos de frequência do sistema e de tensão aos
seus terminais.
O desempenho em termos de tensão está associado à existência de um regulador
automático de tensão (Automatic Voltage Regulator – AVR, em inglês). Este tem a
função de actuar sobre o circuito de excitação do gerador síncrono sempre que a tensão
aos terminais da máquina sofra variações relativamente a um valor especificado,
mantendo a tensão terminal e a potência reactiva dentro da gama de valores
especificados.
De entre os tipos de reguladores de tensão normalizados existentes, utilizou-se o
AVR IEEE tipo I conforme se descreve na Figura 3.7 [IEEE 2006].
(Eq. 3.17)
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- 41 -
Figura 3.7: Regulador de tensão IEEE tipo I utilizado neste trabalho [IEEE 2006]
Onde:
• VREF é a tensão de referência do regulador (em p.u.);
• VC é a tensão de entrada, à saída do sistema de rectificação (em p.u.);
• VF é a tensão de retroacção (feedback, em inglês) do sistema, para estabilização
do sistema de excitação (em p.u.);
• VR é a tensão de regulação, à saída do sistema de amplificação (em p.u.);
• VS é a tensão de estabilização do sistema (em p.u.);
• VX é a tensão à saída do bloco de saturação (em p.u.);
• KA, KE e KF são os ganhos referidos aos blocos de amplificação, excitação e
feedback (em p.u.);
• TA, TB e TC são constantes de tempo do regulador (em segundos);
• TF é a constante de tempo referido ao controlo de excitação (em segundos);
• SE[EFD] é uma função não-linear que representa a saturação correspondente à
tensão de excitação EFD (em p.u.)
• EFD é a tensão de excitação que interage com o gerador síncrono (em p.u.);
No bloco somador mais à esquerda na Figura 3.7, a tensão VC é subtraída à
tensão de referência do regulador VREF. A tensão VF é também subtraída e VS é
adicionada para criar um desvio (erro) de tensão. Em regime permanente, estes dois
últimos sinais são nulos. O sinal resultante do bloco somador é amplificado, originando
VR.
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As constantes de tempo TB e TC modelizam constantes de tempo inerentes ao
regulador de tensão. Porém estes valores são habitualmente pequenos, logo
desprezáveis.
A tensão de regulação VR é utilizada para controlar a excitação, que pode ser
efectuada separadamente ou em regime de auto-excitação.
O termo SE[EFD] é uma função não-linear com valores definidos em dois ou mais
valores de EFD. A saída deste bloco de saturação, VX, é o produto da entrada, EFD, com o
valor da função não-linear SE[EFD] a esta tensão de excitação.
EFD é a tensão de excitação que interage com o gerador síncrono.
3.3.5 – Sistema de Regulação de Velocidade
O desempenho em termos de frequência está geralmente associado ao regulador
de velocidade. O regulador de velocidade tem como função actuar na máquina primária
no sentido de variar a velocidade de rotação do gerador sempre que a potência activa
gerada pelo gerador síncrono sofra variações relativamente ao valor da potência
mecânica produzida pela turbina a vapor, ou sempre que a frequência da rede não
corresponda ao valor nominal. A cada gerador síncrono está associado a um sistema de
regulação de velocidade.
Neste trabalho, o regulador de velocidade adoptado é o modelo proposto por
Westinghouse – regulador de velocidade digital electrónico – hidráulico (Figura 3.8)
[Mello, F. P. et al., 1991].
Figura 3.8: Regulador de velocidade digital electrónico-hidráulico utilizado neste trabalho [Mello, F. P.
et al., 1991]
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Onde:
• w e wref são, respectivamente, a velocidade angular do gerador síncrono e a
velocidade angular de referência (em p.u.);
• R
1 é o controlo proporcional primário (em p.u.);
• T1 e T2 são as constantes de tempo de atraso e avanço do relé de velocidade
– Speed Relay em inglês (em segundos);
• T3 é a constante de tempo de abertura do pistão da válvula de controlo CV
(em segundos);
• CVo é o valor inicial (de referência) de abertura da válvula de controlo (em
p.u.).
A abertura do pistão da válvula de controlo é dependente da saída do relé de
velocidade, sujeita aos limites de variação instantânea de posição (Rate Limits, em
inglês) e de variação em regime permanente (Position Limits, em inglês) – saturação. O
ganho proporcional R
1 tem como função adaptar a entrada (desvio de velocidade
angular) à dinâmica do regulador.
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Capítulo 4 – Resultados da Simulação da Integração de
Produção Dispersa nas Redes de Distribuição
4.1 – Introdução
A integração de produção dispersa nas redes eléctricas tem alterado os seus
regimes de exploração, obrigando a novos procedimentos e a uma análise cuidada da
sua integração.
Ao longo deste Capítulo 4, serão apresentados os resultados da integração de
produção dispersa numa rede de distribuição de 15 kV, de perfil rural. Numa primeira
instância, será evidenciado o impacto da integração singular de um aerogerador de
indução directamente na rede de distribuição ao nível da potência activa fornecida e do
controlo de perfis de tensão. Em seguida, serão apresentados os resultados da
integração, na rede previamente estabelecida, da produção de energia da biomassa.
Estes resultados incidirão igualmente no impacto ao nível da potência activa fornecida e
do controlo de perfis de tensão na rede de distribuição.
4.2 – Rede de Distribuição implementada
A Figura 4.1 apresenta uma rede de distribuição radial de perfil rural de 15 kV
[Leite, 2004] com a integração de uma produção eólica de 0,8 MW (Vestas V52
[Vestas, 2006]), criada com o software PSCAD/EMTDC [Manitoba, 2006]. Uma
descrição deste software está disponível no Anexo B.1.
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- 45 -
Figura 4.1: Rede de distribuição de 15 kV simulada, já com integração da produção de energia eólica
A rede de distribuição implementada apresenta os seguintes componentes
essenciais:
• Uma subestação de 60/15 kV, com ligação em triângulo nos enrolamentos do
primário e em estrela com neutro no lado do secundário; a potência aparente do
transformador é de 2 MVA e sua reactância de fugas é de 6%; a tomada no
secundário do transformador está no seu valor nominal (1 p.u. 15 kV);
• Linhas de transmissão no nível de 15 kV, com perfil típico das redes de
distribuição (R>X);
• 10 cargas trifásicas equilibradas, de diferentes valores e modelizadas por uma
impedância fixa, que configuram uma potência aparente total de 91,76 kVA em
horário de vazio e de 1,88 MVA em horário de cheias;
A montante da subestação 60/15 kV, a rede de distribuição apresenta uma
potência de curto-circuito de 250 MVA e o rácio entre reactância e resistência é de 1,5
( 5,1=R
X). Os dados completos acerca da rede de distribuição implementada estão
apresentados no Anexo C.1.
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4.3 – Integração da Produção de Energia Eólica na Rede de
Distribuição implementada
4.3.1 – Condições de Integração
O aerogerador de indução considerado neste trabalho é ligado à rede eléctrica de
distribuição de forma directa (i.e. sem conversor de potência). Em horário de vazio, a
produção dispersa renovável não pode fornecer potência reactiva às redes, segundo o
regulamento tarifário português. Em horário de cheias, também segundo o regulamento
tarifário português, a tg φ deve ser igual ou superior a 0.4, em que φ é o ângulo de fase
entre corrente e tensão à saída da produção dispersa renovável. Por outras palavras, a
produção dispersa renovável deve fornecer em energia reactiva um mínimo de 40% da
energia activa fornecida. Para cumprir estes requisitos, é necessário compensar a
energia reactiva importada da rede [Castro, 2004]. A compensação de energia reactiva é
efectuada por um banco de condensadores, integrado no sistema à saída da produção
dispersa. Este banco de condensadores foi dimensionado com base no fornecimento de
energia activa pela produção dispersa à rede [Sobrink et al., 1998]. Os valores obtidos
para o banco de condensadores estão apresentados no Anexo F.1.
O Decreto-Lei 312/2001 eliminou as restrições à potência de ligação das
instalações de produção em regime especial renovável. O Decreto-Lei 168/99
estabelecia que a potência de ligação estava limitada a 8% da potência de curto-circuito
no ponto de interligação [Castro, 2004]. Se a limitação estabelecida no Decreto-Lei
168/99 ainda estivesse em vigor, a potência máxima de ligação seria de 1,59 MVA no
ponto de interligação considerado neste trabalho. Os cálculos relativos a este ponto
encontram-se no Anexo C.3.
O transformador que liga a produção de energia eólica à rede de distribuição
considerada tem ligação YO/∆, potência aparente de 1 MVA e reactância de fugas de
6%.
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- 47 -
4.3.2 – Resultados da Simulação
Nas Figuras 4.2 e 4.3, são apresentadas as potências activa (Pfornecido) e reactiva
(Qfornecido) fornecidas às cargas (à saída da subestação 60/15 kV) em horário de vazio e
cheias, respectivamente:
P e Q fornecidos
0 10 20 30 40 50 60 ... ... ...
-1.50
-1.00
-0.50
0.00
0.50
1.00
1.50
2.00
P e
Q (M
W,M
VAr)
P fornecido Q fornecido
t1
-1.50
-1.00
-0.50
0.00
0.50
1.00
1.50
2.00
P e
Q forn
eci
dos
(MW
,MVAr)
Figura 4.2: Potência activa (Pfornecido) e potência reactiva (Qfornecido) medidas à saída da subestação
60/15 kV, em horário de vazio
P e Q fornecidos
0 10 20 30 40 50 60 ... ... ...
-2.00
-1.50
-1.00
-0.50
0.00
0.50
1.00
1.50
2.00
P e
Q (M
W,M
VAr)
P fornecido Q fornecido
t1
Figura 4.3: Potência activa (Pfornecido) e potência reactiva (Qfornecido) medidas à saída da subestação
60/15 kV, em horário de cheias
Na Figura 4.4 está apresentado o perfil de vento (Wind speed) considerado
nesta simulação. Os dados específicos do vento considerado para este trabalho estão
apresentados no Anexo D.3. A Figura 4.5 mostra o binário motor (Tturbine) entregue pela
turbina eólica à máquina de indução, nas condições de vento apresentadas na Figura 4.4.
Notar que aquando de variações bruscas de velocidade do vento, o binário motor
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- 48 -
entregue pela turbina eólica desvia-se do valor nominal (1 p.u.), dada a sua forte
correlação.
0.0
2.5 5.0
7.5 10.0
12.5 15.0
17.5 20.0
Vw (m/s)
Wind speed
20.0 30.0 40.0 50.0 60.0 ... ... ...
t1
Figura 4.4: Perfil de vento (Wind speed) considerado na simulação
20.0 30.0 40.0 50.0 60.0 ... ... ...
t1
0.00 0.10 0.20 0.30 0.40 0.50 0.60 0.70 0.80 0.90 1.00 1.10
Tm (pu
)
Tturbine
Figura 4.5: Binário motor (Tturbine) entregue pela turbina eólica
Ao binário motor (Tturbine) entregue pela turbina eólico corresponde a produção
de energia activa pela máquina de indução (P) apresentada na Figura 4.6. O sinal
negativo refere-se a fornecimento de energia à rede de distribuição.
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-1.60 -1.40 -1.20 -1.00 -0.80 -0.60 -0.40 -0.20 0.00 0.20 0.40
P (MW
)
P
20.0 30.0 40.0 50.0 60.0 ... ... ...
t1
Figura 4.6: Potência eléctrica (P) entregue pela máquina de indução à rede de distribuição
As Figuras 4.2 e 4.3 mostram que, antes da integração da produção de energia
eólica no instante t1, as potências activa (Pfornecido) e reactiva (Qfornecido) fornecidas às
cargas provinham da rede a montante da subestação 60/15 kV. No instante t1, em que é
integrada a produção de energia eólica com o perfil de vento mostrado na Figura 4.4,
existem alterações em Pfornecido e Qfornecido medidas à saída da subestação 60/15 kV. A
Figura 4.2 mostrou ainda que a integração da produção de energia eólica no instante t1
conduziu a um fornecimento de potência activa à rede a montante da subestação
60/15 kV. A Figura 4.3 evidenciou uma diminuição de Pfornecido à saída da subestação
60/15 kV, pela integração da produção de energia eólica no instante t1.
As Figuras 4.7 e 4.8 mostram os perfis de tensão medidos à saída da subestação
60/15 kV.
Tensão à saída da Subestação 60/15 kV
0 10 20 30 40 50 60 ... ... ...
14.00
14.20
14.40
14.60
14.80
15.00
15.20
15.40
15.60
15.80
16.00
V S
ube
staç
ão
(KV)
RMS
30 40 50 60 ... ... ...
t1
Figura 4.7: Perfil de tensão (RMS) à saída da subestação 60/15 kV, em horário de vazio
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Tensão à saída da Subestação 60/15 kV
0 10 20 30 40 50 60 ... ... ...
14.00
14.20
14.40
14.60
14.80
15.00
15.20
15.40
15.60
15.80
16.00
V s
ubest
açã
o (KV)
RMS
t1 Figura 4.8: Perfil de tensão (RMS) à saída da subestação 60/15 kV, em horário de cheias
Nas Figuras 4.7 e 4.8, antes da integração da produção de energia eólica no
instante t1, os perfis de tensão medidos à saída da subestação 60/15 kV são constantes,
com valores médios aproximados de 14.9 kV e 14.7 kV respectivamente. No instante t1,
em que é integrada a produção de energia eólica com o perfil de vento mostrado na
Figura 4.4, os perfis de tensão medidos à saída da subestação 60/15 kV alteram-se. Na
Figura 4.7, o perfil de tensão sofre variação brusca aquando da integração da produção
de energia eólica no instante t1 e, em seguida, perturbações aquando de variações
rápidas de perfil de vento (Wind speed). Na Figura 4.8, o perfil de tensão sofre
variação brusca aquando da integração da produção de energia eólica no instante t1 e,
em seguida, o valor médio do perfil de tensão medido à saída da subestação 60/15 kV
sobe para aproximadamente 15 kV. Na Figura 4.8 está também evidenciado que, para o
mesmo perfil de vento mostrado na Figura 4.4, as perturbações após a integração da
produção de energia eólica no instante t1 são menos acentuadas que as mostradas na
Figura 4.7.
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- 51 -
4.4 – Integração Cooperativa da Produção de Energia Eólica e
da Produção de Energia da Biomassa na Rede de Distribuição
Implementada
4.4.1 – Condições de Integração
A produção de energia da biomassa a integrar na rede de distribuição
considerada na Figura 4.9 será efectuada tendo em conta o modelo considerado no
Capítulo 3, Secção “Produção de Energia da Biomassa”. Assim, estamos em presença
de uma central térmica com turbina a vapor convencional acoplada a um gerador
síncrono de 0,8 MW [Leite, 2004].
Figura 4.9: Rede de distribuição de 15 kV simulada, já com integração da produção de energia eólica e
de energia da biomassa
Os parâmetros específicos relativos a cada um dos componentes da produção de
energia da biomassa simulada neste trabalho estão indicados nos Anexos D.1, D.4 e E.2.
Assim como efectuado para a produção de energia eólica, foi dimensionado um
banco de condensadores para que se possam cumprir os valores regulamentares em
vigor em Portugal no que respeita à produção de energia reactiva por parte da produção
dispersa. Relembra-se que em horário de vazio, a produção dispersa não pode fornecer
potência reactiva às redes. Em horário de cheias, a tg φ deve ser igual ou superior a 0.4,
COOPERAÇÃO DE FONTES DE ENERGIA RENOVÁVEL PARA PROVIDENCIAR SERVIÇOS DE SISTEMA À REDE ELÉCTRICA DE DISTRIBUIÇÃO
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em que φ é o ângulo de fase entre corrente e tensão à saída da produção dispersa. Os
valores obtidos para o banco de condensadores estão apresentados no Anexo F.1.
O transformador que liga a produção de energia eólica à rede de distribuição
considerada tem ligação YO/∆, potência aparente de 1 MVA e reactância de fugas de
6%.
4.4.2 – Controlo Adaptativo da Produção de Energia Eólica com a Energia
da Biomassa
Para efectuar o controlo adaptativo entre as produções de energia eólica e de
energia da biomassa, ao nível da potência activa, utilizou-se o controlo indicado no
diagrama de blocos da Figura 4.10.
Figura 4.10: Diagrama de blocos do controlo adaptativo entre a produção de energia eólica e a produção
de energia da biomassa
Onde:
• Vwind, wref e β são, respectivamente, a velocidade do vento (em m/s), a
velocidade angular de referência do gerador de indução da produção eólica
(em p.u.) e o ângulo de incidência de vento nas pás (em graus);
• Tturbine é o binário motor entregue pela turbina eólica (p.u.);
• C1 é um valor real constante;
• Rcomp é um ganho proporcional;
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- 53 -
• Tactual é o valor do binário motor entregue pela turbina eólica, adaptado à
sensibilidade do bloco “Regulador de Velocidade da Produção de Energia da
Biomassa”;
• Tref é o valor do binário motor de referência, adaptado à sensibilidade do
bloco “Regulador de Velocidade da Produção de Energia da Biomassa”;
• CV é o valor da abertura da válvula de controlo (em p.u.);
• TP é a constante de tempo do modelo de primeira ordem que representa a
turbina a vapor (em segundos);
• Tbiomassa é o binário motor entregue pela turbina a vapor ao gerador síncrono
que lhe está acoplado (em p.u.).
O controlo apresentado na Figura 4.10 assenta em 2 blocos essenciais, que
interagem com a turbina a vapor: o bloco “Correcção do Binário Eólico” e o bloco
“Regulador de Velocidade da Produção de Energia da Biomassa”. Os parâmetros
definidos para cada um destes blocos nas simulações estão apresentados nos Anexos E.1
e E.2.
O bloco “Correcção do Binário Eólico” tem como função recolher, em
tempo-real, o valor do binário motor emitido pela turbina eólica Tturbine, corrigindo-o do
valor nominal (1 p.u.) e adaptando-o à sensibilidade do bloco “Regulador de Velocidade
da Produção de Energia da Biomassa” através do ganho proporcional Rcomp. Com este
procedimento, origina-se Tactual. Tref é o valor de binário motor de referência, obtido
através da adaptação do valor de C1 à sensibilidade do bloco “Regulador de Velocidade
da Produção de Energia da Biomassa”. C1 apresenta-se neste bloco “Correcção do
Binário Eólico” apenas como uma variável auxiliar sem interferência no modelo. C1
surge então porque que o modelo do “Regulador de Velocidade da Produção de Energia
da Biomassa” requer duas entradas – um valor actual e uma referência. A saturação tem
como objectivo manter Tturbine dentro dos valores pré-estabelecidos.
O bloco “Regulador de Velocidade da Produção de Energia da Biomassa” já foi
anteriormente descrito na Subsecção “Sistema de Regulação de Velocidade” do
Capítulo 3. A única diferença sensível em relação ao modelo apresentado anteriormente
é a entrada do bloco, que não é um desvio de velocidade angular mas sim um desvio de
binário motor, Tcorr (Figura 4.11).
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Figura 4.11: Diagrama de blocos do “Regulador de Velocidade da Produção de Energia da Biomassa”
[adaptado de Mello., F. P. et al., 1991]
Onde:
• Tcorr é a correcção face ao valor nominal (1 p.u.) do binário entregue pela
turbina eólica ao gerador de indução (em p.u.);
• R
1 é o controlo proporcional primário (em p.u.);
• T1 e T2 são as constantes de tempo de atraso e avanço do relé de
velocidade – Speed Relay em inglês (em segundos);
• T3 é a constante de tempo de abertura do pistão da válvula de controlo CV
(em segundos);
• CVo é o valor inicial (de referência) de abertura da válvula de controlo (em
p.u.).
Esta correcção de binário Tcorr reflecte o desvio relativamente ao valor nominal
(1 p.u.) do binário motor entregue pela turbina eólica. De relembrar que estes desvios
face ao valor nominal se devem às flutuações do vento, que devido à tecnologia de
aerogerador considerada neste trabalho se tornam mais evidentes.
Com base nas medidas em tempo-real de Tcorr, o bloco “Regulador de
Velocidade da Produção de Energia da Biomassa” varia o valor da abertura da válvula
de controlo CV. Esta variação é realizada pela junção da contribuição de Tcorr ao valor
inicial (de referência) da válvula de controlo CVO em cada momento, sendo assim um
controlo com retroacção negativa (feedback, em inglês).
A variação da abertura da válvula de controlo CV vai variar, consequentemente,
o volume de vapor transmitido pela caldeira à turbina a vapor, variando, por sua vez, o
binário motor Tbiomassa entregue ao gerador síncrono.
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- 55 -
O diagrama de blocos da Figura 4.11 pode ser também representado pelas
funções de transferência no domínio de Laplace [Martins de Carvalho, 2000]:
)()( sYCVsZ O −=
Onde:
)(1
1)(
3
sRT
sY+
=
)1(
)1)(1()(
1
2
sTRR
sTTsR
comp
turbine
+××+−
=
4.4.3 – Resultados da Simulação
Nesta Subsecção, por simplificação, vamos apenas apresentar os resultados para
a rede de distribuição apenas em horário de cheias. Na Figura 4.12 são apresentadas as
potências activa (Pfornecido) e reactiva (Qfornecido) fornecidas às cargas (à saída da
subestação 60/15 kV), em horário de cheias:
P e Q fornecidos
0 10 20 30 40 50 60 ... ... ...
-2.00
-1.50
-1.00
-0.50
0.00
0.50
1.00
1.50
2.00
P e
Q (M
W,M
VAr)
P fornecido Q fornecido
t2t1 Figura 4.12: Potência activa (Pfornecido) e potência reactiva (Qfornecido) medidas à saída da subestação
60/15 kV, em horário de cheias
O instante t1 corresponde ao momento da integração da produção de energia
eólica, nas mesmas condições da secção “Integração da Produção de Energia Eólica na
Rede de Distribuição implementada”. O instante t2 corresponde ao momento da
(eq. 4.2)
(eq. 4.3)
(eq. 4.1)
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integração da produção de energia da biomassa, com o controlo adaptativo descrito em
“Controlo Adaptativo da Produção de Energia Eólica com a Energia da Biomassa”.
Na Figura 4.13, são apresentados comparativamente os perfis de potência activa
fornecida à saída da subestação (Pfornecido), já com produção de energia da biomassa com
e sem controlo adaptativo, respectivamente, em horário de cheias. Pfornecido sem o controlo cooperativo
0 10 20 30 40 50 60 ... ... ...
0.00
0.50
1.00
1.50
2.00
Pfo
rneci
do (M
W)
P fornecido
t3
Pfornecido com o controlo cooperativo
0 10 20 30 40 50 60 ... ... ...
0.00
0.50
1.00
1.50
2.00
Pfo
rneci
do (M
W)
P fornecido
t3 Figura 4.13: Potência activa medida à saída da subestação 60/15 kV (Pfornecido), com e sem controlo
adaptativo, respectivamente, em horário de cheias
Não considerando o período transitório da integração da produção de energia da
biomassa, representado pelo tempo compreendido entre o início da simulação e o
instante t3, a variação de potência activa na simulação no caso de ter ou não controlo
adaptativo (∆Pfornecido_com_controlo e ∆Pfornecido_sem_controlo, respectivamente) é a seguinte:
MWPPP
MWPPP
mínimocontrolocomfornecidomáximocontrolocomfornecidocontrolocomfornecido
mínimocontrolosemfornecidomáximocontrolosemfornecidocontrolosemfornecido
3448,08214,01662,1
3561,07922,01483,1
________
________
=−=−=∆
=−=−=∆
A estas variações, ∆Pfornecido_com_controlo e ∆Pfornecido_sem_controlo, corresponde a
seguinte relação.
%2,3%1001(%)__
__ ≅×
∆
∆−=
controlosemfornecido
controlocomfornecido
P
PVariação
Esta relação mostra que a gama de variação de potência activa fornecida à saída
da subestação baixa cerca de 3,2%, quando estamos na presença de uma central de
produção de energia da biomassa cooperativamente ligada à central de produção de
energia eólica pelo algoritmo indicado na Figura 4.10, em comparação com a situação
de não existir controlo adaptativo. O regulador de velocidade do gerador síncrono, na
situação de não existir controlo adaptativo, foi ajustado para existir um fornecimento de
energia activa igual em valor médio à situação com controlo adaptativo. Este
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procedimento deveu-se à necessidade de assegurar que não existiriam diferenças de
fornecimento de potência activa em nenhuma das duas situações.
Na Figura 4.14, são mostrados os gráficos do binário motor entregue pela
turbina a vapor ao gerador síncrono Tbiomassa e a correcção do binário motor da turbina
eólica Tcorr que lhe deu origem, em horário de cheias.
Biomass : Graphs
0 10 20 30 40 50 60 ... ... ...
-0.10 0.00 0.10 0.20 0.30 0.40 0.50 0.60 0.70 0.80 0.90 1.00 1.10
T (p.
u.)
Tbiomassa correccaoTturbine
t2
Tbiomassa Tcorr
Figura 4.14: Binário motor entregue pela turbina a vapor ao gerador síncrono (Tbiomassa) e correcção do
binário motor da turbina eólica (Tcorr), em horário de cheias
De salientar que o off-set entre os dois sinais se deve a um binário motor
constante de base, predefinido pelo utilizador, de 0,5 p.u. (ao qual se acrescenta a
correcção de binário da turbina eólica). Este binário motor constante de base de 0,5 p.u.
significa que, no pior caso, o gerador síncrono está carregado a 50% da sua capacidade
produtora máxima. O instante t2 da Figura 4.14 corresponde ao momento da integração
da produção de energia da biomassa, com o controlo adaptativo descrito em “Controlo
Adaptativo da Produção de Energia Eólica com a Energia da Biomassa”.
O binário motor da turbina a vapor Tbiomassa conduziu ao fornecimento das
energias activa Prede e reactiva Qrede indicadas na Figura 4.15. Recorde-se que o sinal
negativo se refere a fornecimento de energia.
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Potências Activa e Reactiva à saída do gerador síncrono
0 10 20 30 40 50 60 ... ... ...
-1.00
-0.80
-0.60
-0.40
-0.20
0.00
0.20
P e
Q à
saíd
a (M
W,M
VAr)
Prede Qrede
t2 Figura 4.15: Potências activa (Prede) e reactiva (Qrede) medidas à saída da produção de energia da
biomassa
De relembrar que o valor de energia reactiva apresentado Qrede já inclui o
fornecimento de energia reactiva à rede de distribuição assegurado por um banco de
condensadores, cujos dimensionamento está apresentado no Anexo F.1.
A Figura 4.16 mostra o perfil de tensão à saída da subestação 60/15 kV, em
horário de cheias, nas condições actuais.
Tensão à saída da Subestação 60/15 kV
0 10 20 30 40 50 60 ... ... ...
14.00
14.20
14.40
14.60
14.80
15.00
15.20
15.40
15.60
15.80
16.00
V s
ubes
taçã
o (KV)
RMS
t1 t2 Figura 4.16: Perfil de tensão (RMS) à saída da subestação 60/15 kV, em horário de cheias
Na Figura 4.16, antes da integração da produção de energia eólica no instante t1,
o perfil de tensão medido à saída da subestação 60/15 kV é constante, com valor médio
aproximado de 14.7 kV. No instante t1, em que é integrada a produção de energia eólica
com o perfil de vento mostrado na Figura 4.4, o perfil de tensão medido à saída da
subestação 60/15 kV altera-se. O perfil de tensão sofre variação brusca aquando da
integração da produção de energia eólica no instante t1 e, em seguida, o valor médio do
perfil de tensão medido à saída da subestação 60/15 kV sobe para aproximadamente
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15 kV, ainda que com perturbações no valor de tensão medido. Aquando de t2, instante
em que é integrada a produção de energia da biomassa, com o controlo adaptativo
descrito em “Controlo Adaptativo da Produção de Energia Eólica com a Energia da
Biomassa”, existem também alterações no perfil de tensão. Em t2, após um período
transitório, o valor médio do perfil de tensão sobe para cerca de 15.1 kV, com algumas
flutuações de valor até ao fim da simulação.
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Capítulo 5 – Conclusões
Os resultados do presente trabalho, apresentados no Capítulo 4, conduziram às
seguintes conclusões:
1. Ao nível do Balanço entre Produção e Consumo
• As Figuras 4.2 e 4.3 do Capítulo 4 mostraram que, ao nível do balanço entre
produção e consumo, existem efeitos variáveis importantes na produção de
energia activa pela penetração de produção de energia eólica, pelo seu carácter
intermitente. Tanto na Figura 4.2, referida à rede em horário de vazio, como na
Figura 4.3, referida à rede em horário de cheias, ficou evidenciado que
alterações rápidas no perfil de vento e, consequentemente, na produção de
energia activa e reactiva por parte do aerogerador de indução, conduzem a
perturbações importantes no balanço de energia entre produção e consumo.
• A crescente penetração de produção de energia intermitente e imprevisível nas
redes de distribuição, como a produção de energia eólica modelizada neste
trabalho, aumentará no futuro a procura de controlo primário de frequência e de
reservas operacionais.
• O aerogerador de indução, tecnologia considerada neste trabalho, apresenta uma
baixa inércia, ao contrário da tecnologia de aerogeradores duplamente
alimentados [Ekanayake, J. & Jenkins, N., 2004]. As variações de binário motor
da turbina eólica, advindas das flutuações de velocidade do vento, conduzem a
efeitos significativos nas potências activa e reactiva fornecidas pelo aerogerador
de indução à rede de distribuição.
• A penetração de produção dispersa não intermitente, tal como a produção de
biomassa modelizada neste trabalho, pode contribuir para o controlo de
frequência da mesma forma que as centrais térmicas convencionais. Para
fornecer assistência a abaixamentos da frequência nominal do sistema, necessita
de funcionar em modo parcialmente carregado.
• O controlo adaptativo apresentado no Capítulo 4, na Secção “Controlo
Adaptativo da Produção de Energia Eólica com a Energia da Biomassa”, apesar
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de apresentar uma ligeira melhoria ao nível da diminuição da gama de potência
activa requerida à subestação 60/15 kV, parece não ter um significativo interesse
ao nível do controlo do balanço entre produção e consumo.
• O regulador de velocidade da turbina a vapor não tem capacidade de resposta
suficientemente rápida para conseguir seguir o sinal de correcção de binário
Tcorr introduzido, como está evidenciado na Figura 4.14. Logo, a produção de
energia da biomassa não é capaz de compensar da forma mais eficaz o
abaixamento de produção da energia eólica.
• A potência aparente da produção de energia eólica e da produção de energia da
biomassa deve ser semelhante para que se possa efectuar a correcção do binário
motor da energia eólica. Caso contrário, os binários motores da produção de
energia eólica e da produção de energia da biomassa não seriam equiparáveis.
• Para o operador da produção de energia da biomassa poder saber qual o binário
constante de base a definir para cada período de produção, ao qual se vai
acrescentar o valor de correcção de binário, deve ter presente uma previsão de
vento o mais precisa possível. Essa previsão de vento conduzirá a uma gama de
correcção de binário previsível. Na actualidade, o valor médio aproximado do
erro de produção eólica é de 6% da potência activa a fornecer, com uma hora de
antecedência [Czisch, 2001].
• Para o caso de baixas velocidades de vento, que conduzam a binários motores
baixos à saída da turbina eólica, parece ser economicamente inviável a
cooperação entre as produções dispersas consideradas com o controlo
apresentado neste trabalho.
2. Ao nível do controlo dos perfis de tensão
• Os parques eólicos que utilizam a tecnologia de aerogeradores de indução e não
dispõem de equipamentos tipo FACTS (SVC, STATCOM ou UPFC), como é o
caso do aerogerador modelizado neste trabalho, apresentam grandes limitações
no controlo de perfis de tensão. O fornecimento deste tipo de serviço de sistema,
recorrendo ao controlo de escalões de bancos de condensadores, é de
implementação complexa. Isto deve-se à elevada taxa de comutação dos
escalões das baterias e à sua ineficiência em situações de colapso de tensão. É
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necessário, porém, referir que o controlo de tensão em redes de distribuição do
tipo considerado neste trabalho não depende unicamente da energia reactiva
produzida, pois a relação entre reactância e resistência na rede é de apenas 1,5.
• As Figuras 4.7 e 4.8 evidenciaram alterações ao nível dos perfis de tensão,
aquando da integração de produção de energia eólica. As alterações bruscas de
produção de energia activa e reactiva a partir do instante t1 levaram à alteração
dos perfis de tensão na rede. Sabendo que uma rede rural tem predominância de
cargas de tipo impedância constante, os perfis de tensão condicionaram o
fornecimento de energia activa por parte do operador de sistema. Os perfis de
tensão obtidos afectaram também a qualidade de serviço das cargas da rede de
distribuição.
3. Ao nível da reposição de serviço após uma falha
• O aerogerador de indução considerado neste trabalho, para poder produzir
energia eléctrica, tem que absorver da rede quer energia activa quer energia
reactiva. Esta energia pode ser gasta quer para reposicionamento da nacelle da
turbina, quer mesmo para a excitação da máquina de indução. A reposição de
serviço após um acidente não poderá nestas condições ser assegurada pela
produção de energia eólica. Desta forma, o operador de sistema deverá, no
despacho, contemplar o funcionamento de grupos geradores capazes de repor de
forma autónoma o serviço após um acidente. Assim, apesar do aumento
contínuo de produção dispersa, o operador do sistema deverá manter em
funcionamento grupos geradores que assegurem a reposição autónoma de
serviço após um apagão.
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Capítulo 6 – Trabalhos Futuros
Os resultados do presente trabalho, apresentados no Capítulo 4, poderão constituir a
base para futuros trabalhos de investigação. Em seguida, estão apresentadas algumas
sugestões neste âmbito.
• O controlo adaptativo/cooperativo de produção dispersa para fornecimento de
serviços de sistema, fundamentalmente renováveis, deve continuar a ser objecto
de estudo no futuro, nomeadamente no que diz respeito a serviços de sistema
relacionados com o controlo de tensão e energia reactiva.
• No âmbito do controlo adaptativo de produção dispersa para fornecimento de
serviços de sistema relacionados com o balanço entre produção e consumo,
devem ser encontrados algoritmos que permitam uma resposta rápida de
unidades produtoras não intermitentes.
• No que concerne à produção de energia da biomassa, será necessária a
realização de estudos que averiguem a viabilidade económica da operação em
modo parcialmente carregado, em função à remuneração actual da Produção em
Regime Especial em Portugal.
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Junho 2002
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PROJECTO, SEMINÁRIO OU TRABALHO DE FIM DE CURSO
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Anexo A
A.1. – Sistema p.u.
O sistema "por unidade", ou sistema p.u., consiste na definição de valores de
base para as grandezas fundamentais, seguida da substituição dos valores das variáveis e
constantes (expressas no Sistema Internacional de unidades) pelas suas relações com os
valores de base predefinidos.
Num sistema de energia, definem-se vulgarmente como bases independentes a
potência aparente total Sbase para o sistema e a tensão composta Vbase num barramento
determinado. Estas duas bases conduzem à definição de duas outras grandezas: a
impedância de base Zbase e a corrente de base Ibase, para uma dada zona.
base
basebase
S
VZ
2)(=
base
basebase
V
SI
×=
3
Definidas as bases, todos os dados fornecidos no sistema devem ser convertidos para o
sistema p.u.. No que respeita às características das máquinas (transformadores,
geradores, etc.), os dados são geralmente fornecidos em valores percentuais, referidos
aos valores nominais de potência e tensão da máquina. A compatibilização desses
valores com as bases definidas para a rede em estudo requer uma mudança de base,
dada pela expressão A3 [Matos, 2003].
2
_
_
_
__
.._
..
××=
novabase
base
antigabase
base
antigabase
base
novabase
baseantigabase
up
novabase
upV
V
S
SZZ
(Eq. A1)
(Eq. A2)
Eq. A3
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Anexo B
B.1. – Software PSCAD/EMTDC
PSCAD e EMTDC são um conjunto de software que permite ao utilizador obter
um enorme leque de simulações, essencialmente para estudo de transitórios
electromagnéticos. Na verdade, o EMTDC é o software que efectua efectivamente a
análise transitória enquanto que o PSCAD é um grupo de vários módulos de software
que se tornam a interface gráfica, i.e. face visível, do EMTDC.
O PSCAD/EMTDC apresenta uma grande gama de modelos para sistemas de
energia e de electrónica de potência, tais como: modelos de linhas de transmissão e
cabos, transformadores (com e sem saturação), máquinas eléctricas rotativas
(assíncronas, síncronas, DC), turbinas (hidráulicas, a vapor e eólicas), conversores e
FACTS, blocos de controlo e relés.
O grande ponto forte do PSCAD/EMTDC reside na sua capacidade de
disponibilizar funções, módulos e modelos predefinidos (manipuláveis pelo utilizador) e
interligá-los com circuitos eléctricos ou sistemas de controlo. É também possível criar
novos módulos fazendo uso da linguagem de programação Fortran. A operação de
qualquer modelo pode ser testada na presença de perturbações, a fim de observar a sua
resposta.
O PSCAD/EMTDC é desenvolvido pelo HVDC Research Centre, de Winnipeg,
Canadá. A versão actual do software é a versão 4.2.1., a versão utilizada ao longo deste
trabalho. Uma versão de demonstração deste software pode ser descarregada livremente
em https://pscad.com/download-download.php [Manitoba, 2006].
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Anexo C
C.1. – Rede de Distribuição Implementada
Nas Tabelas C1 e C2 são apresentados os dados característicos das cargas da
rede de distribuição implementada neste trabalho, em horário de vazio e de cheias
respectivamente [Leite, 2004].
Carga RL (Ω) LL (H) XL (ohm)
1 24200 379,35 119176,3173
2 2240,741 35,1253 11034,93844
3 15125 237,0959 74485,87376
4 1753 27,5 8639,379797
5 24200 379,3534 119177,3855
6 2240,741 35,1253 11034,93844
7 12100 189,6767 59588,69273
8 13444,4 210,7519 66209,66208
9 4840 75,87 23835,26346
10 13444,4 210,7519 66209,66208
TOTAL 113.588,282 1.780,600 559.392,114
Tabela C1: Parâmetros característicos das cargas em horário de vazio
Carga RL (Ω) LL (H) XL (ohm)
1 24200 379,35 119176,3173
2 2240,741 35,1253 11034,93844
3 15125 237,0959 74485,87376
4 1753 27,5 8639,379797
5 24200 379,3534 119177,3855
6 2240,741 35,1253 11034,93844
7 12100 189,6767 59588,69273
8 13444,4 210,7519 66209,66208
9 4840 75,87 23835,26346
10 13444,4 210,7519 66209,66208
TOTAL 113.588,282 1.780,600 559.392,114
Tabela C2: Parâmetros característicos das cargas em horário de cheias
A partir das equações C1 e C2, podemos saber quais as potências activa PL e
reactiva QL absorvidas por cada uma das cargas.
LLL jQPS += (Eq. C1)
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LL
LLjXR
VjQP
+=+
2
Onde SL é a potência aparente absorvida por cada uma das cargas (em W); RL e
XL representam, respectivamente, a resistência e reactância que caracterizam cada uma
das cargas (em Ω) e V representa a tensão a que estão submetidas (em Volt).
Vamos pressupor que não existem quedas de tensão no sistema, isto é, que a
tensão V se mantém em 15 kV ao longo de toda a rede. Os resultados para cada uma das
cargas, em horário de vazio e cheias respectivamente, estão apresentados nas Tabelas
C3 e C4:
Carga SL (VA) PL (W) QL (Var)
1 1850,199157 368,1881488 1813,194531
2 19981,9869 3976,367197 19582,34675
3 2960,29287 589,0907772 2901,087026
4 25523,41465 5075,478005 25013,68063
5 1850,183231 368,1818103 1813,179567
6 19981,9869 3976,367197 19582,34675
7 3700,366462 736,3636207 3626,359135
8 3330,330083 662,7251742 3263,723917
9 9250,995785 1840,940744 9065,972656
10 3330,330083 662,7251742 3263,723917
TOTAL 91.760,08612 18.256,42785 89.925,61488
kW 91,76008612 18,25642785 89,92561488
Tabela C3: Potências aparente, activa e reactiva absorvidas por cada uma das cargas do sistema em
horário de vazio
(Eq. C2)
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Carga SL (VA) PL (W) QL (Var)
1 64500,10704 63199,02976 12889,78067
2 409839,1348 401630,4295 81615,65129
3 62606,98007 61355,33682 12456,18711
4 521781,3359 511356,8232 103778,4267
5 524,6800005 2,636657852 524,6733755
6 409839,1348 401630,4295 81615,65129
7 193592,9437 189723,1179 38514,49575
8 66415,54159 65087,11212 13217,11014
9 77804,8393 76248,36718 15484,81582
10 68309,11604 66943,48826 13590,61123
TOTAL 1.875.213,81326 1.837.176,77088 373.687,40334
kW 1875,213813 1837,176771 373,6874033
Tabela C4: Potências aparente, activa e reactiva absorvidas por cada uma das cargas do sistema em
horário de cheias
C.2. – Dados da rede a montante da subestação 60/15 kV
A rede a montante da subestação de 60 kV/15 kV apresentada pode ser
modelizada através do equivalente de Thèvenin representado na Figura C1:
Figura C1: Equivalente Thèvenin que representa a rede a montante da subestação 60/15 kV
Assumindo uma potência de curto-circuito Scc de 250 MVA e um rácio 5,1=R
X,
obtemos os valores de R e X que representam a rede a montante do primário da
subestação. Assim, temos:
22
2
XR
VSCC
+=
+×
=2
2
1R
XR
VScc
(Eq. C3)
(Eq. C4)
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Para obtermos R a partir da equação C4, é necessário substituir Scc e R
X, para
obtermos:
( ))(
Ω=+××
×= 7,98
5,1110250
106026
23
R
Tendo em conta o rácio 5,1=R
X, o valor de X é:
Ω=×= 11,987,985,1X
Os parâmetros R e X agora obtidos são os parâmetros da impedância equivalente
de Thèvenin descrita na Figura C1. Para a integração destes valores no software
PSCAD/EMTDC 4.2.1. será necessário transformar a reactância X em indutância L.
Será necessária, assim, a seguinte conversão:
LfLX ××=×= )2( πω
Onde X é a reactância obtida em Ω, ω é a frequência angular em rad.s-1
(frequência da rede, f, 50Hz) e L a indutância a obter em H.
Assim:
HL 0,038502
98,11=
××=
π
C.3. – Potência máxima de ligação de produção dispersa
renovável na rede de distribuição considerada no trabalho
A potência de ligação de produção dispersa renovável em redes de distribuição
estava limitada, até à revogação do que a este assunto respeitava no Decreto-Lei 168/99,
a 8 % da potência de curto-circuito no local da integração [Castro, 2004].
Nesta alínea, será calculada qual seria a potência máxima a integrar no ponto de
interligação considerado neste trabalho para as produções de energia eólica e da
biomassa, caso a limitação ainda estivesse em vigor.
Assim, assumindo os seguintes valores de base:
(Eq. C5)
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Sbase (MVA) Vbase_AT (V) Vbase_MT (V) Zbase_MT (Ω) Zbase_AT (Ω)
2 60000 15000 112,5 1800 Tabela C5: Valores de base considerados para a rede de distribuição
Podemos agora calcular o equivalente da rede até ao ponto de interligação com a
produção dispersa.
Impedância a montante da Subestação 60/15 kV
R montante (p.u.) X montante (p.u.)
0,004437 2,119E-05
Reactância de fugas do transformador da Subestação 60/15 kV
X transf (p.u.)
0,06
Impedância entre a Subestação 60/15 kV e o ponto de interligação
R rede (p.u.) X rede (p.u.)
0,05064 0,02453
Tabela C6: Impedâncias ao longo da rede de distribuição
Na Figura C2, está apresentado o esquema unifilar da rede desde a central a
montante da subestação 60/15 kV até ao ponto de interligação da produção dispersa.
0,004437 [pu] 2,119E-05 [pu] 0.06 [pu] 0,05064 [pu] 0,02453 [pu]
Rede a montante
Scc= 250 MVA
Subestação Rede equivalente após a Subestação
até à Produção Dispersa
Figura C2: Esquema unifilar da rede desde a central a montante da subestação 60/15 kV até ao ponto de
interligação
Com base no esquema unifilar da Figura C2, podemos calcular a potência de
curto-circuito no ponto de interligação.
rededortransformatemoneequivalent ZZZZ ++= tan
eequivalent
ccZ
S1
= (Eq. C7)
(Eq. C6)
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Requivalente (p.u.) Zequivalente (p.u.)
0,0551 0,0846
|Zequivalente| (p.u.)
0,10091
Scc (p.u.)
9,9097
Scc (MVA)
19,81946495
8% Scc (MVA)
1,5856 Tabela C7: Potência de curto-circuito no ponto de interligação da produção dispersa
Da Tabela C7 retira-se que a potência máxima de ligação de produção dispersa
renovável no ponto de interligação considerado é de cerca de 1,59 MVA.
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ANEXO D
D.1. – Dados dos geradores considerados no trabalho
Na Tabela D1, estão apresentados os parâmetros do gerador de indução da
produção de energia eólica, utilizados nas simulações descritas no Capítulo 4 [Leite,
2004].
Potência nominal 800 KW
Tensão nominal 0,69 kV
Resistência estatórica 0,008549 p.u.
Reactância estatórica 0,09742 p.u.
Reactância de magnetização 4,50534 p.u.
Resistência rotórica 0,008549 p.u.
Reactância rotórica 0,127074 p.u.
Momento de inércia (J=2H) 0,302 s
Numero de pólos 6
Velocidade nominal 1000 RPM
Velocidade angular de referência 1,025 p.u.
Deslizamento 2,5 %
Tabela D1: Parâmetros do gerador de indução considerado neste trabalho
Na Tabela D2, estão apresentados os parâmetros do gerador síncrono da
produção de energia da biomassa, utilizados nas simulações descritas no Capítulo 4. O
gerador síncrono funciona com factor de potência unitário [Leite, 2004].
Potência nominal 800 kW
Tensão nominal 0,69 kV
Frequência angular de base 314,159 rad/s
Resistência de perdas no ferro 300 p.u.
Amortecimento mecânico 0 p.u.
Resistência de neutro à terra 1000 p.u.
Reactância de neutro à terra 0 p.u.
Resistência da armadura 0,0051716 p.u.
Reactância directa não saturada 1.014 p.u.
Reactância quadratura não saturada 0.77 p.u.
Constante de inércia 2 s
Tabela D2: Parâmetros do gerador síncrono considerado neste trabalho
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D.2. – Turbina eólica considerada no trabalho
Para as simulações efectuadas ao longo deste trabalho, no que respeita à turbina
eólica, foram utilizados os parâmetros descritos na Tabela D3. Os valores de β, λ e CP
apresentados referem-se ao ponto de funcionamento de fornecimento à potência
máxima [Anderson & Bose, 1983].
λ – relação de velocidade de extremidade das pás 17,62679083
R – raio varrido pelas pás 26 m
Vwind – base 15 m/s
ωM – velocidade angular mecânica do gerador de indução 104,7 rad/s
ωB – velocidade angular das pás 1,903636364 rad/s
ρ – densidade do ar 1,229 kg/m3
CP – coeficiente de potência 0,198919726
β – ângulo de incidência de vento nas pás (pitch angle) 13,59053362 º
GR – razão de desmultiplicação (gear ratio) 55
Tabela D3: Parâmetros da turbina eólica considerada neste trabalho
D.3. – Parâmetros do vento considerado no trabalho
O modelo de simulação de vento do PSCAD/EMTDC obedece à seguinte
equação [Anderson & Bose, 1983; Seul-Ki et al., 2004]:
noiserampgustbasewind VVVVV +++=
Onde:
• Vbase corresponde a uma velocidade de vento constante definida pelo utilizador
(em m/s);
• Vgust representa uma função sinusoidal com frequência e parametrização (início,
duração) ajustáveis, que representa picos de velocidade de vento;
• Vramp expressa uma função que permite modelizar uma rampa, com início e fim
controláveis, tendo em conta o valor de Vbase;
• Vnoise pretende representar efeitos de turbulência através de uma função que
compreende parâmetros como: o coeficiente de relevo do solo kn, o factor de
turbulência F, a amplitude de ruído ∆W e um valor entre 1 e 99 para geração de
(eq. D1)
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uma função de probabilidade aleatória uniformemente distribuída entre 0 e 2π
(componente aleatória).
No caso deste trabalho, os parâmetros definidos foram os seguintes:
• VBASE= 15 m/s.
• VGUST= +2 m/s; tempo de duração de VGUST= 1 s; momento de arranque de
VGUST = 10 s, número de Gusts= 1.
• VRAMP= +1 m/s; tempo de duração de VRAMP = 2 s; momento de arranque de
VRAMP= 20 s, número de Ramps= 1.
• VNOISE kn= 0.004, F= 600 m, ∆W= 2,0 rad/s, componente aleatória= 8.
D.4 – Dados da turbina a vapor considerada no trabalho
O modelo considerado para a turbina a vapor neste trabalho consistia apenas de
um modelo de primeira ordem, como descrito na Figura D1.
Figura D1: Modelo de primeira ordem que representa a turbina a vapor
No presente trabalho, o valor de TP, constante de tempo do modelo de primeira ordem
que representa a turbina a vapor, foi considerado TP= 0,2 segundos [Saadat, 1999].
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ANEXO E
E.1 – Parâmetros do bloco “Correcção do Binário Eólico”
Os parâmetros considerados para o bloco “Correcção do Binário Eólico” foram
os seguintes:
• Rcomp= 10 p.u.
• C1= 0,6 p.u.
• Saturação mínimo= 0 p.u., máximo= 1 p.u.
E.2 – Parâmetros do Regulador de Velocidade da Produção de
Energia da Biomassa
Os parâmetros considerados para o regulador de velocidade da produção de
energia da biomassa foram os seguintes [Mello, F. P. et al., 1991]:
• R= 10 p.u.
• T1= 7,5 p.u.
• T2= 2,8 p.u.
• T3= 0,1 p.u.
• Limitador de variações abertura= -0,4 pu/s; fecho=0,5 pu/s
• Saturação mínimo= 0 p.u., máximo= 1 p.u.
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ANEXO F
F.1 – Compensação do factor de potência da produção de
energia eólica
Para compensar o factor de potência da produção de energia eólica considerada
neste trabalho, cumprindo as disposições regulamentares em Portugal, foi dimensionado
um banco de condensadores com dois escalões. O esquema de integração do banco de
condensadores está mostrado na Figura F1.
Figura F1: Integração do banco de condensadores na produção de energia eólica
Em horário de vazio, a produção dispersa renovável não pode fornecer potência
reactiva às redes, segundo o regulamento tarifário português. Em horário de cheias,
também segundo o regulamento tarifário português, a tg φ deve ser igual ou superior a
0.4, em que φ é o ângulo de fase entre corrente e tensão à saída da produção dispersa
renovável. Por outras palavras, a produção dispersa renovável deve fornecer em energia
reactiva um mínimo de 40% da energia activa fornecida [Castro, 2004].
A equação F1 permite calcular o valor dos condensadores a integrar no banco de
condensadores [Sobrink et al., 1998].
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2V
QconsumidaC
×=
ω
Onde C é a capacidade de cada condensador a integrar por fase (em F),
Qconsumida é a potência reactiva consumida pela máquina eléctrica em vazio (potência
activa fornecida nula) em VAr e V é a tensão aos terminais da máquina, em Volt.
No caso do aerogerador de indução, o consumo de energia reactiva em vazio é
de 360 kVAr (valor medido através do software PSCAD/EMTDC). Para o caso da rede
em horário de vazio:
Potência a compensar (Var)
360000
V
690
C (µF)
2406,88
Tabela F1: Valor dos condensadores a integrar na rede, em horário de vazio
O valor dos condensadores a integrar é de 2406,88 µF, por fase. Para o caso da
rede em horário de cheias, temos de acrescentar ao valor de 360 kVAr obtido
anteriormente, pelo menos 40% da energia activa fornecida no regime de
funcionamento à plena carga. Esse valor corresponde a 320 kVAr. Assim, para o caso
da rede em horário de cheias, a potência reactiva total a compensar totaliza 680 kVAr.
Potência a compensar (Var)
680000
V
690
C (µF)
4546,33
Tabela F2: Valor dos condensadores a integrar na rede, em horário de cheias
(Eq. F1)
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O valor dos condensadores a integrar nestas condições é de 4546,33 µF, por
fase.
Para efectuar a compensação acima dimensionada, escolheram-se condensadores
WindCap, da EPCOS [EPCOS, 2007]. Os dois valores dimensionados para cada um dos
condensadores, 2406,88 µF e 4546,33 µF, não são valores normalizados. Os diversos
condensadores ligados em paralelo deverão perfazer então, principalmente no caso da
rede em vazio, os valores mais aproximados possíveis aos calculados.
No caso do gerador síncrono, como funciona com factor de potência unitário,
apenas será incluído na produção de energia da biomassa o banco de compensadores
correspondente a 40 % da produção de energia activa. Isto corresponde ao valor de
4546,33 µF, por fase.
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XCLEEE, Ilha da Madeira, 5-7 Julho de 2007
O Impacto nos Serviços de Sistema devido ao Aumento da Integração de Produção Dispersa
José Barros (1), Hélder Leite (2)
Faculdade de Engenharia da Universidade do Porto Rua do Dr. Roberto Frias, S/N, 4200 – 465 Porto, Portugal
([email protected] (1), [email protected] (2)) Palavras-chave: Serviços de sistema, produção dispersa, rede de distribuição
1. Introdução A alteração climática é um problema actual, aceite pela comunidade científica, que tem cada vez mais relevo na vida do Ser Humano. Este é um problema que a sociedade de hoje tem de resolver, e esta resolução passa por existir um impacto na economia actual. Para travar a continuação das alterações climáticas, no final de 1997 foi celebrado o protocolo de Quioto, onde foram estabelecidos limites quantificados para a emissão de gases geradores de efeito de estufa para o período 2008-2012. Portugal, nesse protocolo de Quioto assumiu o objectivo de atingir uma quota de 39 % do consumo bruto de electricidade a partir de fontes de energia renovável até 2010 [1]. Já no corrente ano, a 24 de Janeiro de 2007, o Governo Português actualizou este objectivo para 45 % do consumo bruto de electricidade para o mesmo período [2]. Para atingir o objectivo proposto pelo Governo Português, terá que existir nos próximos anos uma forte penetração de produção dispersa nas redes de distribuição. Desta produção dispersa, a produção de energia a partir do vento, energia eólica, irá ter uma elevada quota de produção. A energia eólica, devido ao seu carácter intermitente e de pouca previsibilidade, conduz a vários desafios para os operadores das redes de distribuição e consequentemente para a rede de transporte. Ou seja, a energia eólica conduz a um acréscimo na quantidade de serviços de sistema requeridos pela rede de distribuição à rede de transporte. Esse acréscimo nos requisitos dos serviços de sistema poderá conduzir a um sobrecusto na operação da rede de transporte onde exista a inclusão de energia eólica [3]. Neste artigo, pretende-se evidenciar o impacto nos serviços de sistema devido ao aumento de produção eólica nas redes de distribuição. Será analisado o impacto da inclusão de energia eólica nas redes de distribuição: no balanço entre produção e consumo, controlo dos perfis de tensão e reposição de serviço após um acidente.
Resumo O aumento da produção dispersa nas redes de distribuição cria novos desafios à exploração das redes eléctricas. Este artigo descreveu, mostrando através de simulação no software PSCAD/EMTDC, as alterações provocadas nos serviços de sistema num sistema eléctrico de energia com a introdução de uma produção dispersa. Ou seja, foi mostrado através de simulação, como um aerogerador ligado directamente à rede poderá ter impacto nos serviços de sistema, tais como: balanço entre produção e consumo, controlo dos perfis de tensão e reposição de serviço após um acidente.
Anexo G
G.1
XCLEEE, Ilha da Madeira, 5-7 Julho de 2007
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Uma rede de distribuição típica de 15 kV será simulada, assim como a integração de uma turbina eólica de velocidade fixa acoplada a uma máquina de indução ligada directamente à rede. Esta simulação será realizada com ajuda do software PSCAD/EMTDC e os resultados serão mostrados na Secção 3. 2. Serviços de Sistema nas redes de distribuição de energia [3] A gestão de Serviços de Sistema é fundamental para assegurar a adequada operação das redes eléctricas. Como exemplo dos objectivos dos serviços de sistemas temos: balanço entre produção e consumo, controlo dos perfis de tensão na rede e a reposição de serviço após um acidente. O balanço entre produção e consumo é crucial na estabilidade do sistema, dados os desvios da frequência nominal da rede que desequilíbrios neste balanço podem causar. O balanço entre produção e consumo é assegurado pela mobilização de energia de reserva suficiente para eventual subida inesperada de consumos, possíveis grupos produtoras que possam sair de serviço ou algum desfasamento da frequência fundamental da rede. Os perfis de tensão nas redes de distribuição dependem do consumo de energia activa e reactiva, em cada momento. Se as cargas forem aproximadas por uma impedância, i.e. aproximação plausível para redes rurais, a potência aparente absorvida pelas cargas dependerá apenas da tensão a que estiverem submetidas. A capacidade de um grupo gerador entrar em serviço após um acidente (poder passar do estado de não-operação para o estado de operação por si só, i.e. sem a assistência da rede eléctrica) corresponde à chamada capacidade de Arranque Autónomo (em inglês, Black Start). Em situação de falha de energia, este serviço de sistema poder-se-á tornar bastante útil para reposição de serviço eléctrico. A. Simulação de uma rede de distribuição típica no software PSCAD/EMTDC
A Figura 1 apresenta o esquema unifilar da rede de distribuição simulada, que é uma rede de perfil rural, com integração da produção dispersa, modelada no software PSCAD/EMTDC [4].
Figura 1 – Rede de distribuição de 15 kV simulada
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O esquema unifilar da rede de distribuição modelada apresenta uma subestação de 60/15 kV, com potência aparente do transformador de 2 MVA e reactância de fugas de 6%; a montante da subestação 60/15 kV, a rede apresenta uma potência de curto-circuito de 250 MVA e o rácio entre reactância e resistência é de 1,5. A rede de distribuição é uma rede de média tensão (15 kV). As cargas consideradas são modeladas por uma impedância fixa. As cargas têm uma potência aparente total aproximada de 91.76 kVA em horário de vazio e de 1.88 MVA em horário de cheias. B. Modelação da Turbina eólica
A turbina eólica considerada para a produção dispersa é modelada no PSCAD/EMTDC pelas equações (1), (2), (3) e (4) [6,7].
GR
GB
ωω =
G
windP
MP
VCR
P
32
2
1ρπ
=
B
WINDV
ωλ
×=
237,2 B
GMM
PT
ω
ω×=
Onde: TABELA I – PARÂMETROS DA TURBINA
ωB Velocidade angular das pás da turbina (rad/s) ωG Velocidade angular da máquina de indução (rad/s) GR Gear ratio (em português, caixa de engrenagens) λ Tip speed ratio (em português, relação de velocidade da extremidade das pás) R Raio das pás (m)
2,237xVwind Velocidade do vento (mi/h) PM Potência mecânica da turbina (p.u.) PG Potência aparente de base do gerador (MVA) ρ Densidade do ar (kg/m3) CP Coeficiente de potência da turbina TM Binário mecânico da turbina (p.u.)
Em função da relação de velocidade da extremidade das pás, λ, o coeficiente de potência da turbina CP é dado por (5):
( )2 0,1710,022 5,6
2PC e λλ β − ×= × − × −
Onde β é o ângulo de incidência das pás (em inglês, pitch angle), em graus, que regula a potência de saída da produção dispersa. A potência de saída da produção dispersa será regulada na simulação para o seu valor nominal, através do controlo de ângulo de incidência. C. Modelação da Máquina de indução [9] A ligação da máquina de indução considerada nesta simulação é efectuada de forma directa (i.e. sem conversor de potência). Em horário de vazio, a produção dispersa não pode fornecer potência reactiva (Q) à rede, segundo o regulamento tarifário português. Em horário de cheias, também segundo o regulamento tarifário português, a tg φ deve ser igual ou superior a 0.4, em que φ é o ângulo de fase entre corrente e tensão à saída
(1)
(2)
(3)
(4)
(5)
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da produção dispersa. Para cumprir estes requisitos, é necessário compensar a energia reactiva importada da rede. C.1. Compensação de Energia Reactiva A compensação de energia reactiva é efectuada por um banco de condensadores, integrado no sistema à saída da produção dispersa. Este banco de condensadores foi dimensionado com base no fornecimento de energia activa pela produção dispersa à rede. 3. Impacto do aerogerador no consumo de energia activa e reactiva na subestação 60/15 kV, em horário de vazio e cheias Nas Figura 2 e 3, são apresentadas as potências activa (Pfornecido) e reactiva (Qfornecido) fornecidas às cargas (à saída da subestação 60/15 kV) em horário de vazio e cheias, respectivamente:
P e Q fornecidos
0 10 20 30 40 50 60 ...
... ...
-1.50
-1.00
-0.50
0.00
0.50
1.00
1.50
2.00
P e
Q (M
W,M
VAr)
P fornecido Q fornecido
t1
-1.50
-1.00
-0.50
0.00
0.50
1.00
1.50
2.00
P e
Q forn
eci
dos (M
W,M
VAr)
Figura 2 – Potência activa (Pfornecido) e potência reactiva (Qfornecido) medidas à saída da subestação 60/15 kV, em horário de vazio
P e Q fornecidos
0 10 20 30 40 50 60 ...
... ...
-2.00
-1.50
-1.00
-0.50
0.00
0.50
1.00
1.50
2.00
P e
Q (M
W,M
VAr)
P fornecido Q fornecido
30 40 50 60 ...
... ...
Figura 3 – Potência activa (Pfornecido) e potência reactiva (Qfornecido) medidas à saída da subestação 60/15 kV, em horário de cheias
0.0
2.5
5.0
7.5
10.0
12.5
15.0
17.5
20.0
Vw (m/s)
Wind speed
20.0 30.0 40.0 50.0 60.0 ...
... ...
t1
Figura 4 – Perfil de vento (Wind speed) considerado na simulação
As Figuras 2 e 3 mostram que, antes da integração da produção dispersa no instante t1, as potências activa (Pfornecido) e reactiva (Qfornecido) fornecidas às cargas provinham da rede a montante da subestação 60/15 kV. No instante t1, em que é integrada a produção dispersa com o perfil de vento mostrado na Figura 4, existem alterações em Pfornecido e Qfornecido medidas à saída da subestação 60/15 kV. A Figura 2 mostrou ainda que a integração da produção dispersa no instante t1 conduziu a um fornecimento de potência activa à rede a montante da subestação 60/15 kV. A Figura 4 evidenciou uma diminuição de Pfornecido à saída da subestação 60/15 kV, pela integração da produção dispersa no instante t1.
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3.1. Impacto do aerogerador no perfil de tensão à saída da subestação 60/15 kV As Figuras 5 e 6 mostram os perfis de tensão medidos à saída da subestação 60/15 kV. Nas Figuras 5 e 6, antes da integração da produção dispersa no instante t1, os perfis de tensão medidos à saída da subestação 60/15 kV são constantes, com valores médios aproximados de 14.9 kV e 14.7 kV respectivamente. No instante t1, em que é integrada a produção dispersa com o perfil de vento mostrado na Figura 4, os perfis de tensão medidos à saída da subestação 60/15 kV alteram-se. Na Figura 5, o perfil de tensão sofre variação brusca aquando da integração da produção dispersa no instante t1 e, em seguida, perturbações aquando de variações rápidas de perfil de vento (Wind speed). Na Figura 6, o perfil de tensão sofre variação brusca aquando da integração da produção dispersa no instante t1 e, em seguida, o valor médio do perfil de tensão medido à saída da subestação 60/15 kV sobe para aproximadamente 15 kV. Na Figura 6 está também evidenciado que, para o mesmo perfil de vento mostrado na Figura 4, as perturbações após a integração da produção dispersa no instante t1 são menos acentuadas que as mostradas na Figura 5.
Tensão à saída da Subestação 60/15 kV
0 10 20 30 40 50 60 ...
... ...
14.00
14.20
14.40
14.60
14.80
15.00
15.20
15.40
15.60
15.80
16.00
V S
ubest
ação (KV)
RMS
30 40 50 60 ...
... ...
t1 Figura 5 – Perfil de tensão (RMS) à saída da subestação 60/15 kV, em horário de vazio
Tensão à saída da Subestação 60/15 kV
0 10 20 30 40 50 60 ...
... ...
14.00
14.20
14.40
14.60
14.80
15.00
15.20
15.40
15.60
15.80
16.00
V s
ubest
ação (KV)
RMS
t1 Figura 6 – Perfil de tensão (RMS) à saída da subestação 60/15 kV, em horário de cheias
4. Serviços de Sistema requeridos pela Integração da Produção Dispersa: Comentários A simulação permitiu retirar algumas conclusões sobre as potências (activa e reactiva) e perfis de tensão à saída da subestação de 60/15 kV, segundo as condições da experiência. As Figuras 2 e 3 mostraram que, ao nível do balanço entre produção e consumo, existem efeitos variáveis importantes na produção de energia activa pela penetração de produção dispersa de carácter intermitente. Tanto na Figura 2, referida à rede em horário de vazio, como na Figura 3, referida à rede em horário de cheias, ficou evidenciado que alterações rápidas no perfil de vento e, consequentemente, na produção de energia activa e reactiva por parte do aerogerador, conduzem a perturbações importantes no balanço de energia entre produção e consumo. As Figuras 4 e 5 mostraram que, ao nível dos perfis de tensão, a integração de produção dispersa criou alterações. As alterações bruscas de produção de energia activa e reactiva a partir do instante t1 levaram à alteração dos perfis de tensão na rede. Sabendo que uma rede rural tem uma predominância de cargas de tipo impedância constante, os perfis de tensão condicionaram o fornecimento de energia activa por parte do operador do sistema. O aerogerador, para poder produzir energia eléctrica, tem que absorver da rede quer energia activa quer energia reactiva. Esta energia pode ser gasta quer para reposicionamento da nacelle da turbina, quer mesmo para a excitação da máquina de
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indução. A reposição de serviço após um acidente não poderá nestas condições ser assegurada pela produção dispersa. Desta forma, o operador de sistema deverá, no despacho, contemplar o funcionamento de grupos geradores capazes de repor de forma autónoma o serviço após um acidente. Assim, apesar do aumento contínuo de produção dispersa, o operador do sistema deverá manter em funcionamento grupos geradores que assegurem a reposição autónoma de serviço após um apagão. 5. Apêndice TABELA II – DADOS DA TURBINA Número de pás 3
λ 17,62679083 Raio das pás 26 m VVENTO (BASE) 15 m/s ωGERADOR 104,7 rad/s ωVEIO 1,903636364 rad/s ρAR 1,229 kg/m3
Gear Ratio 55 η GearBox 0,97 p.u.
TABELA III – DADOS DA MÁQUINA DE INDUÇÃO [4] Potência nominal 800 KW Tensão nominal 0,69 kV
Resistência estatórica 0,008549 p.u. Reactância estatórica 0,09742 p.u.
Reactância de magnetização 4,50534 p.u. Resistência rotórica 0,008549 p.u. Reactância rotórica 0,127074 p.u. Numero de pólos 6 Velocidade nominal 1000 RPM Deslizamento 2,5 %
DADOS DO VENTO VBASE= 15 m/s; VRAJADA= +2 m/s; VRAMPA= +1 m/s; VRUÍDO KN=0.004, N=50, ∆W=2,0 rad/s
TABELA IV – DADOS DOS TRANSFORMADORES Subestação Produção Dispersa
60 / 15 kV (∆ / Yo) 0,69 kV / 15 kV (Yo / ∆) Potência do
Transformador Reactância de fugas
2 MVA 6 %
Potência do Transformador
Reactância de fugas
1 MVA 6 % Referências [1] Ana Estanqueiro, Aproveitamento do Potencial Eólico Sustentável em Portugal, http://www.energiasrenovaveis.com/docs/apresentacao_eolica_ana_estanqueiro.pdf, INETI, Lisboa, 2005; [2] Intervenção do Primeiro-Ministro no debate mensal na Assembleia da República sobre Alterações Climáticas, Debate mensal: Alterações Climáticas, Lisboa, 24 de Janeiro de 2007; [3] J. A. Peças Lopes, Textos de apoio, http://www.fe.up.pt/~jpl/textos_apoio.htm – acedido em 17/4/2007; [4] Hélder Leite, Modelling and Real-time Testing of an Automatic Voltage Controller to
Increase the Amount of Distributed Generation, Ph.D. Thesis, UMIST, Manchester, 2004; [5] R. Raineri, S. Ríos, D. Schiele, Technical and economic aspects of ancillary services
markets in the electric power industry: an international comparison, Energy Policy Journal number 34 pp. 1540 – 1555, 2006; [6] P.M. Anderson, Anjan Bose, Stability Simulation Of Wind Turbine Systems, Transactions On Power Apparatus And Systems. Vol. PAS 102, No. 12 pp. 3791-3795, IEEE, December 1983; [7] Manitoba HVDC Research Center Inc., PSCAD/EMTDC Power System Simulation Software
User’s Manual, Canada, EMTDC version 4.2, 2006; [8] Kannan Rajendiran, W.W.L.Keerthipala, C.V. Nayar, PSCAD/EMTDC Based Simulation of
a Wind-Diesel Conversion Scheme, Power Engineering Society Winter Meeting, Volume 1 pp. 505 – 510, IEEE, January 2000; [9] John Olav G Tande et al, Dynamic Models Of Wind Farms For Power System Studies –
Status By Iea Wind R&D Annex 21, EWEC’04, London, 22-25 November 2004; [10] Department of Trade and Industry (DTI) of the British Government, Ancillary Service
Provision from Distributed Generation, http://www.dti.gov.uk/files/file15163.pdf – acedido em 17/4/2007, 2004; [11] Gregor Czisch, Global Renewable Energy Potential – Approaches to its Use, http://www.iset.uni-kassel.de – acedido em 17/4/2007, Ph.D. Thesis presentation, ISET, Magdeburg – Germany, September 2001.