Diego Moulins an Son
130
UNIVERSIDADE FEDERAL DO ESPÍRITO SANTO CENTRO TECNOLÓGICO DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA ELÉTRICA PROJETO DE GRADUAÇÃO PROJETO BÁSICO DE UM SISTEMA AEROGERADOR DIEGO MOULIN SANSON VITÓRIA – ES AGOSTO/2006
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UNIVERSIDADE FEDERAL DO ESPÍRITO SANTO
CENTRO TECNOLÓGICO DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA ELÉTRICA
PROJETO DE GRADUAÇÃO
PROJETO BÁSICO DE UM SISTEMA AEROGERADOR
DIEGO MOULIN SANSON
VITÓRIA – ES AGOSTO/2006
DIEGO MOULIN SANSON
PROJETO BÁSICO DE UM SISTEMA AEROGERADOR Parte manuscrita do Projeto de Graduação do aluno Diego Moulin Sanson, apresentado ao Departamento de Engenharia Elétrica do Centro Tecnológico da Universidade Federal do Espírito Santo, para obtenção do grau de Engenheiro Eletricista.
VITÓRIA – ES AGOSTO/2006
DIEGO MOULIN SANSON
PROJETO BÁSICO DE UM SISTEMA AEROGERADOR
COMISSÃO EXAMINADORA: ___________________________________ Prof. Dr. Wilson Correia Pinto de Aragão Filho. Orientador ___________________________________ Profa. Dra. Jussara Farias Fardin. Examinadora ___________________________________ Prof. Dr. Paulo José Mello Menegáz. Examinador
Vitória - ES, 22 de agosto de 2006
4
DEDICATÓRIA
Aos
Meus pais,
Domingos Sanson e
Maria Nelia Moulin Sanson,
Pais companheiros, sensatos e trabalhadores.
5
AGRADECIMENTOS
Ao professor Wilson Correia Pinto de Aragão Filho, pelo empenho e
companheirismo em minha orientação neste projeto de graduação.
Ao professor Gilberto Costa Drumond Sousa e a professora Jussara Farias
Fardin, pela paciência e disponibilidade para sanar diversas dúvidas.
Aos engenheiros da Escelsa, Jose Carlos Nader Ribeiro e Jose Romeu
Dellacqua, pelas informações técnicas de extrema importância.
Ao projetista Gustavo, da TRAFO SA, que passou todas as informações de
processos de fabricação de transformadores.
Aos colaboradores da Energest, em especial Fernando Hrasko, Julyeverson
dos Reis, Roberto Attademo, Jose Augusto Sava e Sávio da Rós, por oferecem infra-
estrutura, incentivo e apoio técnico.
6
LISTA DE FIGURAS
Figura 1 - Posicionamento de unidades geradoras 1 ................................................... 22
Figura 2 - Volume de ar cilíndrico 1 .......................................................................... 23
Figura 3 – Vestas V120 1 ........................................................................................... 39 Figura 4 - Modos de operação do GATDACE 1 ......................................................... 42 Figura 5 – Cicloconversor trifásico 1 .......................................................................... 43 Figura 6 – Conversor matriz 1 ..................................................................................... 44 Figura 7 – Ponte chaveada bidirecional 1 .................................................................... 44 Figura 8 – Chave back-to-back com emissor comum 1 .............................................. 45 Figura 9 – Chave back-to-back com coletor comum 1 ................................................ 45 Figura 10 – Conversores com conexão back-to-back 1 ............................................... 46 Figura 11 – Dois conversores com conexão back-to-back 1 ....................................... 49 Figura 12 – Tensão aplicada entre coletor e emissor do IGBT 1 ................................ 50 Figura 13 – Tensão de flutuação no capacitor 1 .......................................................... 52 Figura 14 - Modos de operação do GATDACE 1 ....................................................... 61 Figura 15 – Modelo de gerador assíncrono1 .............................................................. 61 Figura 16 - Modelo do GATDACE de grande porte 1 ............................................... 62 Figura 17 – Transformação de eixos 1 ....................................................................... 64 Figura 18 - Blocos para diagramas 1 ........................................................................... 64 Figura 19 - Sistemas estacionário, síncrono e rotórico 1 ............................................. 65 Figura 20 - Blocos para diagramas 1 ........................................................................... 65 Figura 21 - Modelo estacionário 1 ............................................................................... 66
7
Figura 22 - Modelo rotativo síncrono 1 ....................................................................... 67 Figura 23 - Modelo rotativo complexo síncrono 1 ...................................................... 67 Figura 24 – Estrutura básica de CVI 1 ......................................................................... 69 Figura 25 - Exemplo CVD de um gerador assíncrono 1 ............................................. 72 Figura 26 – GATDACE alimentado por conversor estático duplo back-to-back 1 .... 73 Figura 27 - Modelo vetorial rotativo complexo síncrono de um GATDACE 1 .......... 74 Figura 28 – Controle vetorial do conversor do lado do rotor (C1) .............................. 77 Figura 29 – Controle vetorial do conversor do lado do estator (C2) 1 ........................ 80
Figura 30 – Esquema do VestasOnlineTM Business 1 .................................................. 82
Figura 31 – Esquema típico de um SVC 1 ................................................................. 84
Figura 32 – CR (Compensador de reativos / Banco de capacitores trifásico) 1 ......... 85
Figura 33 – Modelo genérico por fase de um gerador de indução 1 .......................... 86
Figura 34 – Modelo simplificado de um gerador de indução por fase, com carga e capacitor 1 .................................................................................................................... 86
Figura 35 – Modelo simplificado de um gerador de indução por fase, com carga paralela e capacitor 1 ................................................................................................... 87
Figura 36 – Modelo simplificado de um gerador de indução por fase, parâmetros em paralelo 1 ...................................................................................................................... 87
Figura 37 – Circuito equivalente de carga genérica 1 ................................................. 90
Figura 38 – Circuito equivalente de carga 1 ................................................................ 91
Figura 39 – Ilustração do banco de capacitores 1 ........................................................ 93
Figura 40 – Dimensões do capacitor LAELC 1 ........................................................... 94
Figura 41 – Características construtivas 1 ................................................................... 95
Figura 42 – Esquema de ligação YN,d1 1 ................................................................... 97
8
Figura 43 – Diagrama fasorial da ligação YN,d1 1 ..................................................... 97
Figura 44 – Linha média de núcleo trifásico 1 ............................................................ 99
Figura 45 – Seção de núcleo em degraus 1 ................................................................ 103
Figura 46 – Dimensões do transformador trifásico 1 ................................................ 107
Figura 47 – Esquema de ligação trifásica do transform. com dados calculados 1 .... 108
Figura 48 – Bobinagem helicoidal (Barra de cobre) 1 ............................................. 109
Figura 49 – Wirex Cable Cable (Cabo Eprovinil 105 Super 3,6/6kV a 12/20 kV)1 . 120
9
LISTA DE FOTOGRAFIAS
Fotografia 1 - Central eólica terrestre 1 ....................................................................... 21 Fotografia 2 - Central eólica no mar 1 ........................................................................ 21 Fotografia 3 – Turbina com 3 pás 1 ............................................................................. 28 Fotografia 4 – Pás de fibra de vidro 1 ......................................................................... 28 Fotografia 5 - Vestas V120 1 ...................................................................................... 41 Fotografia 6 – Telas do VestasOnlineTM Business 1 ................................................... 82 Fotografia 7 – Montagem do núcleo ferromagnético de transformador trifásico 1 .... 98 Fotografia 8 - Montagem de núcleo magnético na fábrica 1 ..................................... 104 Fotografia 9 – Processo de bobinagem 1 ................................................................... 106 Fotografia 10 – Bobinagem helicoidal vertical 1 ...................................................... 109 Fotografia 11 – Indicador de nível1 ........................................................................... 113 Fotografia 12– Relé de súbita pressão 1 .................................................................... 113 Fotografia 13 –Desumidificador de ar 1 .................................................................... 114 Fotografia 14 – Relé de gás 1 .................................................................................... 115 Fotografia 15 – Termômetro de óleo 1 ...................................................................... 115 Fotografia 16 - Parque eólico Micon 1 ...................................................................... 124 Fotografia 17 - Testes da turbina horizontal 1 ........................................................... 124
10
LISTA DE QUADROS
Quadro 1 – Fator de rugosidade 1 ............................................................................... 21
Quadro 2 - Principais tipos e formas de conexão de um sistema eólico 1 ................. 32
Quadro 3 – Características de geradores dos principais fabricantes 1 ....................... 38
Quadro 4 – Legenda do Vestas V120 1 ...................................................................... 40
Quadro 5 – Principais características do Vestas 120 1 ................................................ 41
Quadro 6 – Características de IGBT Semikron 1 ........................................................ 51
Quadro 7 – Características do capacitor EPCOS 1 ..................................................... 53
Quadro 8 – Valores convencionais de proteção contra sobre e sub tensão 1 .............. 56
Quadro 9 – Funções do VestasOnlineTM Business 1 .................................................... 82
Quadro 10 – Características construtivas de gerador assíncrono de grande porte 1 ... 89
Quadro 11 – Características técnicas do capacitor LAELC 1 .................................... 94
Quadro 12 – Legenda das características construtivas 1 ............................................. 95
Quadro 13 – Ampacidade de barras de cobre 1 ......................................................... 111
Quadro 14 – Capacidade de condução de corrente elétrica 1 .................................... 118
Quadro 15– Legenda (Cabo Eprovinil 105 S Super 3,6/6kV a 12/20 kV) 1 ............. 120
Quadro 16 – Principais características (Cabo Eprovinil 105 Super 6/10kV) 1 ......... 121
Quadro 17 - Quadro geral 1 ....................................................................................... 122
Quadro 18 - Principais usinas eólicas no Brasil 1 .................................................... 125
11
LISTA DE GRÁFICOS
Gráfico 1 – Potência x Velocidade 1 .......................................................................... 25
Gráfico 2 - Curva de Potência 1 ................................................................................. 26
Gráfico 3 – Potência elétrica (Velocidade fixa) 1 ....................................................... 29
Gráfico 4 – Potência elétrica (Velocidade variável) 1 ................................................. 30
Gráfico 5 - Curva de Potência 1 ................................................................................. 36
Gráfico 6 – Tensões de um cicloconversor 1 ............................................................... 43
Gráfico 7 – Tensões senoidais 1 .................................................................................. 43
Gráfico 8 – Curva característica do controle de passo ou pitch 1 ............................... 59
Gráfico 9 – Curva característica do controle de deslocamento do vento ou estol 1 .... 60
Gráfico 10 – Grupo de curvas: Torque x Escorregamento 1 ....................................... 63
Gráfico 11 – Carregamento elétrico para transformadores 1 ................................... 106
12
SIMBOLOGIA
λ Fluxo concatenado com o enrolamento
λds Fluxo do estator – eixo direto
λqs Fluxo do estator – eixo em quadratura
λdr Fluxo do rotor – eixo direto
λqr Fluxo do rotor – eixo em quadratura
I Corrente no enrolamento
is Corrente do estator
ids Corrente do estator – eixo direto
iqs Corrente do estator – eixo em quadratura
ir Corrente do rotor
idr Corrente do rotor – eixo direto
iqr Corrente do rotor – eixo em quadratura
V Tensão de fase
vs Tensão do estator
vds Tensão do estator – eixo direto
vqs Tensão do estator – eixo em quadratura
vr Tensão do rotor
vdr Tensão do rotor – eixo direto
vqr Tensão do rotor – eixo em quadratura
R Resistência por fase
Rs Resistência do estator
Rr Resistência do rotor
Rm Resistência de perdas no núcleo
L Indutância por fase
Lls Indutância própria do estator
Llr Indutância própria do rotor
Lm Indutância mútua
13
ωe Velocidade angular síncrona
θe Ângulo entre eixo estacionário e eixo rotativo síncrono
ωr Velocidade angular do rotor
S Escorregamento
P Número de pólos
14
GLOSSÁRIO
ABNT / NBR – Associação Brasileira de Normas Técnicas / Norma Brasileira.
ANSI – “American National Standards Institute” ou em português “Instituto nacional
americano de padrões”.
ASVC – “Advanced Static Var Compensator” ou em português “Compensador
estático de potência reativa avançado”.
AT – Alta tensão.
BT – Baixa tensão.
CC – Corrente Contínua.
Cp – Coeficiente de potência.
CVD – Controle Vetorial Direto.
CVI – Controle Vetorial Indireto.
GATDACE – Gerador Assíncrono Trifásico Duplamente Alimentado Com Escovas.
IGBT - “Insulated Gate Bipolar Transistor” ou em português “Transistor bipolar de
gatilho separado”.
Nacela – Ambiente localizado no ponto mais alto da torre. Acomoda o gerador elétrico
e seus componentes auxiliares.
PWM – “Pulse Width Modulation”ou em português “Modulação com largura de
pulsos”.
SCADA – “Supervisory Control And Data Acquisition” ou em português “Aquisição
de informações e controle supervisório”.
STATCOM – “Static Compensator” ou em português “Compensador estático”.
SVC – “Static Var Compensator” ou em português “Compensador estático de potência
reativa”.
TC – Transformador de Corrente.
TCR – “Thyristors Cotrolled Reactor” ou em português “reator controlado a tiristor”.
TP – Transformador de Potencial.
TSC – “Thyristors Switched Capacitor” ou em português “capacitor chaveado a
tiristor”.
15
SUMÁRIO
1 INTRODUÇÃO .............................................................................................. 19
2 PRELIMINARES DO PROJETO BÁSICO ................................................ 20
2.1 Escolha do local ................................................................................................ 20
2.2 Posicionamento de unidades geradoras ............................................................ 21
2.3 Potência extraída do vento ................................................................................ 22
3 PROJETO BÁSICO ....................................................................................... 27
3.1 Gerador .............................................................................................................. 27
3.1.1 Principais configurações e formas de conexão de sistema aerogerador . 28
3.1.2 Escolha da configuração de sistema aerogerador para estudo ................ 33
3.1.3 Potência do gerador ................................................................................. 35
3.1.4 Escolha do gerador .................................................................................. 37
3.2 Conversor de Potência ...................................................................................... 42
3.2.1 Principais conversores de potência para aplicação em GATDACE ....... 42
3.2.1.1 Cicloconversores ........................................................................ 42
3.2.1.2 Conversor matriz ........................................................................ 44
3.2.1.3 Conversor estático duplo back-to-back ...................................... 45
3.2.2 Potência do conversor ............................................................................. 47
3.2.3 Dimensionamento básico do conversor de potência ............................... 48
3.2.3.1 Transformador ............................................................................ 49
3.2.3.2 IGBTs e diodos ........................................................................... 50
3.2.3.3 Capacitor .................................................................................... 51
3.3 Sistema de Proteção e Controle ........................................................................ 54
3.3.1 Descrição das principais variáveis monitoradas, ações de proteção e
controle ............................................................................................................. 54
3.3.2 Controle de velocidade / torque .............................................................. 60
16
3.3.2.1 Controle vetorial ......................................................................... 63
3.3.2.2 Controle vetorial aplicado ao GATDACE ................................. 73
3.4 Compensador de Reativos ................................................................................. 83
3.4.1 Modos de compensação de reativos ........................................................ 83
3.4.1.1 Banco de capacitores fixo .......................................................... 83
3.4.1.2 Banco de capacitores chaveados ................................................ 83
3.4.1.3 Compensador estático de reativos (SVC) .................................. 84
3.4.1.4 Compensador síncrono rotativo ................................................. 84
3.4.1.5 Compensador síncrono estático (STATCOM) ........................... 85
3.4.2 Escolha do compensador de reativos ...................................................... 85
3.4.3 Compensação de reativos – circuito equivalente por fase....................... 86
3.4.4 Dimensionamento básico do compensador de reativos ........................... 89
3.4.4.1 Reatâncias – XP, Xm e XLp .......................................................... 89
3.4.5 Escolha do banco de capacitores ............................................................. 92
3.5 Transformador Elevador ................................................................................... 95
3.5.1 Características construtivas ..................................................................... 95
3.5.2 Dimensionamento básico do transformador ............................................ 96
3.5.2.1 Preliminares do dimensionamento ............................................. 96
3.5.2.2 Esquemas de ligação do transformador ...................................... 96
3.5.2.3 Seção do núcleo .......................................................................... 98
3.5.2.4 Enrolamentos ............................................................................ 105
3.5.3 Escolha do transformador ...................................................................... 111
3.5.3.1 Requisitos construtivos ............................................................ 112
3.5.3.2 Requisitos técnicos ................................................................... 115
3.5.4 Dimensionamento dos cabos para alimentação do transformador ........ 116
3.5.4.1 Dados básicos para especificação e projeto ............................. 116
3.6 Quadro geral .................................................................................................... 122
4 CURIOSIDADES ......................................................................................... 124
4.1 Parque eólico Micon ....................................................................................... 124
4.2 Turbina eólica horizontal fabricada no Paraná ............................................... 124
17
4.3 Principais centrais eólicas em operação no Brasil .......................................... 124
5 CONCLUSÕES ............................................................................................ 127
18
RESUMO
Principalmente após o racionamento de energia elétrica em 2001, vários
setores da sociedade brasileira notaram a necessidade do uso racional e diversificação
das fontes de energia elétrica. Uma alternativa promissora é o sistema eólico, devido
principalmente às favoráveis características sócio-ambientais.
Este projeto apresentada os princípios da geração de energia elétrica a partir de
energia eólica e o dimensionamento básico do aerogerador com seus devidos
equipamentos auxiliares, tais como: Conversor de potência, sistema de proteção e
controle, compensador de reativos e transformador elevador de tensão.
19
1 INTRODUÇÃO
A energia eólica é usada em vários tipos de aplicações e de diversas formas.
Há registro de uso de moinhos de vento no Japão e na China em 2.000 AC e na
Babilônia em 1.700 AC. Por volta do ano 200 AC, na Pérsia (atual Iraque), usava-se a
força eólica para bombeamento de água e moagem de grãos. Na Holanda, os moinhos
têm sido usados desde a Idade Média. Para geração de energia elétrica, a energia eólica
foi pioneiramente utilizada pela Dinamarca há pouco mais de cem anos. Desde então,
muito já se pesquisou para que esta aplicação seja cada vez mais viável tanto do ponto
de vista técnico, como do ponto de vista econômico [3].
Devido às crises energéticas e às preocupações ambientais, esforços estão
sendo voltados para geração de energia elétrica a partir de fontes renováveis de
energia. Uma possibilidade promissora é o uso de aerogeradores, que convertem a
energia cinética do vento em eletricidade. Diante destes fatos, surgiram iniciativas do
governo federal brasileiro, incentivo financeiro e programas de financiamento,
chamado de PROEÓLICA (Resolução nº 24, da Câmara de Gestão da Crise de Energia
Elétrica - GCE). Isto conduziu ao aumento do número de usinas eólicas integradas às
redes elétricas. Este crescimento, aliado a uma previsível instalação de vários parques
de geração eólica em um futuro próximo, leva as companhias elétricas e centros de
pesquisa a avaliarem o impacto operacional da geração eólica sobre diversos aspectos
do sistema elétrico.
Uma central eólica, quando situada em local apropriado, sempre é viável,
devido às seguintes vantagens:
- Mínimo impacto ambiental (baixo ruído, energia limpa e renovável);
- Não necessidade de acumulação de energia primária;
- Potencial eólico distribuído de forma bastante uniforme pelo mundo;
- Pequena área de construção e movimentações de terra;
- Incidência nula sobre as características físico-químicas do solo;
- Menor tempo de construção.
20
2 PRELIMINARES DO PROJETO BÁSICO
Neste capítulo serão discutidos os preliminares do projeto, tais como
localização, posicionamento e a potência da central elétrica.
2.1 Escolha do local
Para selecionar um local para geração de energia eólica, vários fatores devem
ser cuidadosamente analisados. Inicialmente é necessário medir intensidade,
freqüência e direção dos ventos no local por alguns anos, para se obter resultados
precisos das características locais. Estas medições são feitas por empresas
especializadas e com instrumentos de medição específicos. Além da velocidade do
vento, o relevo e a rugosidade do terreno têm influencia decisiva sobre a qualidade da
fonte de energia eólica. Por exemplo, para determinar a velocidade do vento na altura
desejada em termos práticos, para sistemas com altura até 150m, usa-se a equação 3.1.
onde,
V – Velocidade do vento na altura desejada;
V0 – Velocidade do vento na altura conhecida;
H – Altura desejada;
H0 – Altura conhecida;
n – Fator de rugosidade do terreno, conforme Quadro 1.
n
HHVV ⎟⎟
⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛=
00.
(3.1)
21
Descrição do terreno Fator de rugosidade (n)
Terreno sem vegetação 0,1 Terreno gramado 0,12 Terreno cultivado 0,19 Terreno com poucas árvores 0,23 Terreno com muitas árvores ou
poucas edificações0,26
Florestas 0,28 Zonas urbanas sem edifícios altos 0,32
Quadro 1 – Fator de rugosidade 1 Fonte: [11]
A infra-estrutura deve ser adequada ao que se pretende, ou seja, a central
eólica não deverá ser construída muito distante de uma linha de transmissão ou centro
de consumo de energia elétrica.
Existem dois tipos básicos de localização de uma central eólica: Terrestre e no
mar (offshore), como ilustrados nas Fotografias 1 e 2, respectivamente.
Fotografia 1 - Central eólica terrestre 1 Fonte: [20].
Fotografia 2 - Central eólica no mar 1 Fonte: [20].
2.2 Posicionamento de unidades geradoras
As unidades geradoras podem ser alocadas em conjunto, pois a alguma
distância lateral e a jusante das mesmas, o escoamento do vento praticamente recupera
as condições originais. Na prática, essa distância varia com a velocidade do vento, as
condições de operação da turbina, a rugosidade de terreno e a condição de estabilidade
térmica vertical da atmosfera. De modo geral, uma distância considerada segura para a
22
instalação de um novo gerador é da ordem de 10 vezes o diâmetro “D” das pás do
rotor quando instalado a jusante, e 5 vezes “D” quando instalada lateralmente [6],
conforme Figura 1.
Figura 1 - Posicionamento de unidades geradoras 1 Fonte: [6].
2.3 Potência extraída do vento
Para determinar a potência aproximada que será entregue ao gerador da central
eólica, deve-se levar em conta uma série de fatores, tais como a densidade do ar,
rendimentos, tamanho das pás e velocidade do vento.
Uma turbina eólica capta uma parte da energia cinética do vento que passa
através da área varrida pelo rotor e a transforma em energia elétrica.
Para obter uma expressão que relacione potência e velocidade, será feita a
análise abaixo.
A energia cinética é dada por:
onde,
E – Energia;
m – Massa;
V – Velocidade.
2. 2VmE =
(3.2)
23
A densidade do ar no local:
onde,
d – Densidade do ar;
m – Massa;
Vol – Volume.
Imaginando a velocidade do vento constante “V”, o volume da massa de ar
“Vol”, corresponde à área S = πR2 multiplicada pelo comprimento “L” percorrido pela
massa de ar, projetando um cilindro como ilustrado na Figura 2.
Figura 2 - Volume de ar cilíndrico 1
Desta forma pode-se incluir a equação 3.3 em 3.2 e em seguida escrever:
Lembrando-se que a potência é o quociente entre energia e tempo e a
velocidade do vento podendo ser considerada constante e calculada como o
comprimento dividido pelo tempo, têm-se:
Volmd =
(3.3)
tEP =
(3.7)
LSVol .= (3.5)
2)...( 2VLSdE = (3.6)
2)..( 2VVoldE = (3.4)
24
onde,
P – Potência;
E – Energia;
t – Tempo;
V – Velocidade;
L – Comprimento.
Finalizando as substituições, será incluída a equação 3.6 na equação 3.7. Em
seguida a equação 3.8 na equação 3.10:
Ou seja, a potência extraída dos ventos, depende basicamente da densidade do
ar no local “d”, do tamanho das pás (S = πR2) e da velocidade do vento “V” elevada ao
cubo.
Para que a obtenção da potência eólica seja próxima da realidade, devem-se
incluir alguns conceitos de índice de aproveitamento e considerar os rendimentos dos
equipamentos.
O índice de aproveitamento de uma turbina eólica foi denominado de
“Coeficiente de Potência” “Cp”, por Betz [5], cujo valor máximo teórico é 16/27. Com
seus estudos, foi possível observar que apenas parte da potência dos ventos é
aproveitada, visto que o vento atinge a turbina com velocidade “V”, mas possui uma
velocidade após passar pela turbina. Isto indica que apenas parte da energia cinética do
vento pôde ser aproveitada pela turbina.
tVLSdP
.2... 2
= (3.9)
tLVSdP .
2.. 2
= (3.10)
2.. 3VSdP =
(3.11)
tLV =
(3.8)
25
Obtido o “Cp”, devem-se incluir os rendimentos de todos os equipamentos
envolvidos no sistema eólico, que são basicamente:
n T – Rendimento da turbina;
n M – Rendimento do multiplicador de velocidade;
n E – Rendimento elétrico.
Logo, o rendimento total será:
Desta forma, pode-se escrever a equação da potência incluindo na equação
3.11, o “coeficiente de potência” eólico “Cp” e o rendimento total “n Total”:
Com a equação 3.13, pode-se determinar a potência extraída do vento através
dos parâmetros envolvidos.
Primeiramente será ilustrada conforme Gráfico 1, uma curva que relaciona a
potência eólica em relação à velocidade do vento no local.
Gráfico 1 – Potência x Velocidade 1
1
Nas centrais eólicas, o que ocorre é o controle da potência elétrica no
aerogerador, que tem valores mínimo e máximo de operação. Geralmente a velocidade
2.... 3VSdCn
P pTotal= (3.13)
EMTTotal nnnn ..= (3.12)
26
inicial de geração é 4m/s. Abaixo desse valor, o conteúdo energético do vento não
justifica aproveitamento. Velocidades superiores a aproximadamente 12 m/s, ativam
um sistema automático de limitação de potência, que pode ser por controle de ângulo
de passo das pás ou por estol aerodinâmico. A velocidade limite usual é de 25m/s,
conforme a “Curva de Potência” do Gráfico 2.
Gráfico 2 - Curva de Potência 1
1
27
3 PROJETO BÁSICO
3.1 Gerador
Os aerogeradores podem ser classificados quanto a diversos fatores, tais como:
tipo (síncrono ou assíncrono), controle de potência e formas de conexão elétrica.
Primeiramente, os geradores elétricos usados em sistemas eólicos são
classificados quanto ao tipo, síncrono ou assíncrono. O gerador síncrono pode ter
circuito de excitação independente ou usar ímãs permanentes para magnetização dos
pólos do rotor. A regulação de tensão gerada é relativamente simples neste tipo de
máquina, pois consiste no monitoramento da tensão de saída e controle da corrente de
excitação. O gerador assíncrono pode ter rotor gaiola de esquilo ou rotor bobinado.
São máquinas mais robustas, relativamente fáceis de construir, conseqüentemente mais
baratas. Possuem também alta relação potência/peso (W/kg) [3]. Para seu perfeito
funcionamento, necessitam absorver reativos.
O sistema de regulação de potência usado em aerogeradores é extremamente
importante, pois é este que determina o grau de estabilidade e qualidade da energia
entregue à rede elétrica. Deve-se levar em conta o nível de emissão de harmônicos
gerados por este regulador de potência.
Outra classificação está relacionada com a forma de conexão do sistema eólico
à rede elétrica, que pode ser direta ou por intermédio de conversor eletrônico.
A velocidade de rotação do conjunto rotor-gerador deve ser analisada. Na
maioria das configurações, são usados multiplicadores de velocidade para compensar a
baixa rotação das turbinas eólicas. Para não utilizar estes multiplicadores, o gerador
deve ser construído com um número maior de pólos no rotor, de acordo com a equação
3.14.
onde,
V – Velocidade angular [RPM];
f – Freqüência da rede elétrica [Hz];
p – Número de pólos.
pfV .120
= (3.14)
28
As modernas turbinas eólicas com rotores de 3 pás são as mais
comuns em todo o mundo, devido ao reduzido número de pás
(menor peso) e pela disposição simétrica das mesmas. O material
tradicionalmente utilizado para a fabricação de hélices é a fibra de
vidro. Existe uma tendência para a utilização de epóxi (resina de
poliéster) reforçado com fibra de vidro ou carbono. Outra
possibilidade é utilizar aramida (kevlar) como material de reforço,
mas é um material ainda anti-econômico para turbinas de grande
dimensão. Alguns fabricantes de aerogeradores de pequeno porte
utilizam madeira para confecção de hélices [11].
Fotografia 4 – Pás de fibra de vidro 1 Fonte: [20].
3.1.1 Principais configurações e formas de conexão de sistema aerogerador
a) Gerador conectado diretamente à rede elétrica (velocidade fixa)
Os sistemas com velocidade fixa apresentam problemas com a qualidade de
energia, principalmente devido às variações de freqüência e tensão resultantes de
qualquer tipo de perturbação. Variações de velocidade na turbina aparecem na
potência elétrica de saída, como pode ser visto na Gráfico 3.
Fotografia 3 – Turbina com 3 pás 1 Fonte: [20].1
29
Gráfico 3 – Potência elétrica (Velocidade fixa) 1
Nesta configuração, os geradores (síncrono e assíncrono) são fabricados de
uma forma simples, de baixa potência e com poucos pólos no rotor. Desta forma,
necessitam de multiplicador de velocidade.
O gerador síncrono deve trabalhar com rotação constante, tornando o grupo
rígido, exigindo sincronização com a rede e, conseqüentemente, não permitindo
nenhuma regulação de velocidade. Já o gerador assíncrono permite uma pequena
variação de velocidade devido ao escorregamento, fazendo com que o grupo seja um
pouco mais flexível, sendo também mais robusto, de menor custo e não emite
componentes harmônicos.
b) Gerador conectado à rede elétrica através de conversor (velocidade
variável)
O sistema com velocidade variável mantém o torque do gerador constante. A
potência elétrica de saída é praticamente constante, sem quaisquer variações
significativas, como ilustra a curva da Gráfico 4.
30
Gráfico 4 – Potência elétrica (Velocidade variável) 1
Os sistemas com velocidade variável usam conversores eletrônicos para
“isolar” as perturbações recebidas pela turbina, garantindo, assim, uma boa interação
da usina eólica com o sistema elétrico.
O gerador síncrono com excitação independente pode controlar o fluxo de
potência reativa através da excitação do circuito de campo. O gerador assíncrono nesta
configuração também apresenta a vantagem de ser robusto e de menor custo. A
demanda de reativos necessários para excitar o gerador assíncrono pode ser atendida
por um compensador de reativos (banco de capacitores, compensador estático ou
compensador síncrono).
Nas duas soluções, o conversor eletrônico apresenta um grande impacto no
custo, já que toda a potência do grupo passa para a rede através do conversor.
Esta solução não apresenta limite de potência, podendo ser empregada para
qualquer potência respeitando apenas a critérios técnicos e econômicos.
c) Gerador assíncrono conectado diretamente à rede elétrica com rotor
bobinado duplamente alimentado (velocidade variável)
O controle de velocidade é feito através de conversor conectado ao circuito do
rotor. Esta configuração permite uma ampla faixa de regulação de velocidade,
aproximadamente 30 % abaixo e acima de sua velocidade síncrona. Projetando-se o
circuito do rotor adequadamente, o conversor eletrônico para este grupo eólico-
elétrico, necessita ser dimensionado para no máximo 30% da potência do gerador, pois
31
a potência rotórica é a potência do gerador multiplicado pelo escorregamento [3]. O
conversor deve ser bidirecional para permitir o fluxo de potência nos dois sentidos,
isto é, do rotor para a rede e da rede para o rotor, dependendo do ponto de operação.
Esta é uma grande vantagem de custos, fazendo com que esta solução seja bastante
competitiva. São usados geradores de poucos pólos, exigindo multiplicador de
velocidade.
A outra grande vantagem é o fato do estator estar ligado diretamente à rede,
gerando uma onda senoidal pura. Esta configuração é largamente utilizada pela
maioria dos fabricantes de grupos eólico-elétricos para potências da ordem de até
5MW, por apresentar custo inicial baixo, robustez e grande eficiência na
transformação eletromecânica da energia dos ventos.
d) Gerador síncrono conectado à rede elétrica através de conversor sem
multiplicador de velocidade (velocidade variável)
Nesta configuração o gerador síncrono trifásico utiliza excitação independente
ou rotor de ímãs permanentes.
O gerador requer grande número de pólos (não utilizando multiplicador de
velocidade), gerando em freqüência baixa e variável, de acordo com a velocidade da
turbina. No lugar do multiplicador de velocidade, é necessário apenas um planetário de
um único estágio com custo e manutenção menor. A solução com ímãs permanentes
no rotor apresenta um rendimento maior, pois praticamente não tem perdas no rotor,
mas comercialmente não estão disponíveis com potências elevadas [2]. Esta filosofia é
bastante utilizada por alguns fabricantes de grupos eólico-elétricos por apresentar uma
grande eficiência na transformação eletromecânica da energia dos ventos e por não
necessitar do multiplicador de vários estágios de velocidade. O custo inicial é elevado
e necessita de filtros para evitar a poluição da rede através dos harmônicos
provenientes do conversor.
Através das características dos sistemas eólicos apresentados pelos itens a), b),
c) e d) acima, chega-se a um grupo de configurações de sistemas aerogeradores mais
usuais, como pode ser visto no Quadro 2.
32
Quadro 2 - Principais tipos e formas de conexão de um sistema eólico 1
33
3.1.2 Escolha da configuração de sistema aerogerador para estudo
Para uma melhor escolha de configuração de um sistema aerogerador, é
preciso estudar aspectos técnicos e econômicos.
A tendência do custo da geração da energia elétrica a partir de turbinas eólicas
é descendente devido ao avanço tecnológico e ao crescimento da produção em grande
escala, enquanto que o custo da energia gerada a partir do carvão e do gás é constante
ou ascendente [8]. Seguindo esta tendência na construção de sistemas eólicos, a
configuração a ser estudada neste projeto, deverá ser viável economicamente, de
acordo com idéias modernas e inovadoras.
Sistema eólicos de médio e grande porte necessariamente precisam de uma
regulação de potência, para permitir que se capte velocidade variável e forneça energia
elétrica de qualidade. Deste modo, as configurações 1.1 e 2.1 do Quadro 2 não serão
estudadas em detalhes.
As máquinas síncronas com ímãs permanentes apresentam um alto
rendimento, pois praticamente não têm perdas no rotor, mas ainda não estão
comercialmente disponíveis para potências elevadas devido a problemas nas
características magnéticas dos ímãs. Por esta razão a configuração 2.4 do Quadro 2
não atende aos objetivos deste projeto.
A fabricação de geradores assíncronos com rotor bobinado de fato requer
maior investimento que o gerador assíncrono de rotor gaiola de esquilo (item 1.2 do
Quadro 2). Entretanto, no conjunto gerador + conversor, o gerador de rotor bobinado
possibilita uma economia em torno de R$190.000,00 para potências de central eólica a
partir de 500kW [3]. Isto é possível devido à possibilidade de usar um conversor
eletrônico com 30% da potência nominal do gerador, no caso de dupla alimentação
pelo rotor bobinado (item 1.4 do Quadro 2).
O sistema de controle da geração de energia elétrica do gerador síncrono é
mais simples de implementar, mas necessita ser dimensionado para a potência nominal
do sistema. Além disso, a fabricação do gerador síncrono é mais cara que a do gerador
assíncrono com gaiola de esquilo, ou seja, a economia de se utilizar gerador assíncrono
34
duplamente alimentado em relação ao gerador síncrono é maior que R$190.000,00
para potências de central eólica a partir de 500kW.
Em sistemas com gerador síncrono, também são usados geradores com mais
pólos, justamente para diminuir a velocidade síncrona. Esta filosofia é bastante
utilizada por alguns fabricantes de grupos eólico-elétricos por apresentar uma grande
eficiência na transformação eletromecânica da energia dos ventos e por não necessitar
do multiplicador de vários estágios de velocidade (Itens 2.3 e 2.4 do Quadro 2) . Mas
infelizmente o custo inicial é elevado e necessita de filtros para evitar a poluição da
rede através dos harmônicos provenientes do conversor.
A melhor configuração a ser usada numa central eólica moderna, econômica e
de grande porte, sem dúvidas é o gerador assíncrono duplamente alimentado (Item 1.4
do Quadro 2). A configuração do item 1.3 do Quadro 2 tem características parecidas,
mas sua variação de velocidade está limitada a 10 % em torno da velocidade nominal
[9], e não tem a flexibilidade de fluxo de energia elétrica entre a rede elétrica e rotor,
tendo assim um menor rendimento.
Vantagens da configuração Gerador Assíncrono Trifásico Duplamente
Alimentado com Escovas (GATDACE):
- Ampla faixa de regulação de velocidade (0,7 a 1,3 da velocidade síncrona);
- Conversor dimensionado com 30% da potência nominal;
- Mínima emissão de componentes harmônicos;
- Fluxo de potência entre o sistema elétrico e o circuito rotórico;
- Estator ligado diretamente à rede elétrica;
- Baixo custo inicial;
- Possibilita a fabricação de central eólica de grande porte;
- Robusto.
35
3.1.3 Potência do gerador
Para o dimensionamento de um sistema aerogerador é necessário obter-se a
potência elétrica que será gerada. Para efetuar este cálculo, são necessários alguns
dados básicos do sistema, tais como:
a) V – Velocidade nominal do vento de geração [m/s];
Consideração: Através de pesquisas realizadas com diversos fabricantes e
centrais eólicas em operação, obteve-se uma velocidade nominal do vento de 12 m/s.
V = 12 m/s
b) D – Diâmetro das pás do rotor [m];
O objetivo do projeto é escolher o aerogerador de maior qualidade e potência
para a velocidade nominal V = 12 m/s, com seu respectivo diâmetro das pás do rotor
“D”. As turbinas modernas e de grande porte têm diâmetro das pás do rotor de até 120
m.
D = 120 m.
c) d – Densidade do ar no local [kg/m3];
Consideração: A densidade do ar no local será de 1,225 kg/m3 conforme
referência [7].
d = 1,225 kg/m3.
d) n T – Rendimento da turbina;
O rendimento aerodinâmico total de uma turbina é aproximadamente 40%
[11]. Como o “Coeficiente de Potência”, “Cp” é 16/27 [5], o rendimento da turbina é
de 0,675.
n T = 0,675.
36
e) n M – Rendimento do multiplicador de velocidade;
O rendimento do equipamento multiplicador de velocidade ou caixa de
engrenagens é de 0,95 aproximadamente [11].
n M = 0,95.
f) n E – Rendimento elétrico.
O rendimento elétrico geral (gerador + inversor) em geral é de 80% [11].
n E = 0,8.
De forma resumida, serão usados os dados abaixo:
a) V = 12 m/s - Velocidade nominal do vento de geração;
b) D = 120 m – Diâmetro das pás do rotor;
c) d = 1,225 kg/m3 - Densidade do ar no local;
d) n T = 0,675 - Rendimento da turbina;
e) n M = 0,95 - Rendimento do multiplicador de velocidade;
f) n E = 0,8 - Rendimento elétrico.
Com estes dados, a equação 3.12, o valor de Cp = 16/27 e a equação S = π.R2
(D = 2.R), pode-se completar a equação 3.13 e determinar a “Curva de Potência” base
para os estudos, conforme Gráfico 5.
Gráfico 5 - Curva de Potência 1
37
Para esta situação hipotética, tem-se uma “Curva de Potência” de um
aerogerador com um valor nominal de potência de 3.637,10 kW.
P = 3.637,10 kW
3.1.4 Escolha do gerador
Os aerogeradores em destaque no Quadro 3, são os modelos que trabalham
com velocidade nominal de 12 m/s. A Enercon fabrica o E112 de 4.500kW e a Vestas
o V120 [4], também de 4.500 kW. A segunda opção (Vestas - V120), é o modelo
escolhido como aerogerador modelo do projeto, pois é um gerador assíncrono de dupla
alimentação no rotor, semelhante ao modelo adotado para estudo.
A diferença de potência (3.637,10 kW para 4.500 kW) provavelmente está
ligada a maiores rendimentos da turbina e do gerador Vestas. O esquema de conexão
do GATDACE proporciona um melhor aproveitamento da energia elétrica, e a
determinação da potência (equação 3.13) não leva em conta o tipo de conexão (quadro
2).
Fabricante Modelo Tipo Potência [kW] V [m/s] D [m]Enercon E112 Síncrono 4.500 12,0 114,0 Enercon E82 Síncrono 2.000 12,0 82,0 Enercon E70 Síncrono 2.000 13,5 71,0 Enercon E48 Síncrono 800 13,0 48,0Enercon E33 Síncrono 330 12,0 33,4 GE 3.6 sl Assíncrono 3.600 14,0 111,0 GE 3.0 sl Assíncrono 3.000 13,5 94,0GE 3.0 s Assíncrono 3.000 14,0 90,0GE 2.5 xl Assíncrono 2.500 12,5 100,0 GE 1.5 xle Assíncrono 1.500 12,5 82,5GE 1.5 s Assíncrono 1.500 13,0 70,5GE 1.5 se Assíncrono 1.500 13,0 70,5 GE 1.5 sl Assíncrono 1.500 14,0 77,0GE 1.5 sle Assíncrono 1.500 14,0 77,0Mitsubishi MWT-600 Assíncrono 600 - 45,0 Mitsubishi MWT-1000 Assíncrono 1.000 - 57,0
38
Gamesa G52 Assíncrono 850 14,0 50,6 Gamesa G58 Assíncrono 850 13,0 56,6Gamesa G80 Assíncrono 2.000 14,0 78,0Gamesa G83 Assíncrono 2.000 14,0 81,0 Gamesa G87 Assíncrono 2.000 13,0 85,0Gamesa G90 Assíncrono 2.000 12,0 88,0 Ecotècnia Ecotècnia 48 Assíncrono 750 - 48,0 Ecotècnia Ecotècnia 62 Assíncrono 1.300 10,0 62,0 Ecotècnia Ecotècnia 74 Assíncrono 1.670 8,5 74,0Ecotècnia Ecotècnia 80 1.6 Assíncrono 1.670 7,5 80,0 Ecotècnia Ecotècnia 80 2.0 Assíncrono 2.000 8,5 80,5Ecotècnia Ecotècnia 100 Assíncrono 3.000 14,0 100,0Nordex N80 Assíncrono 2.500 15,0 80,0 Nordex N90 Assíncrono 2.300 13,0 90,0Nordex S70 Assíncrono 1.500 13,0 70,0Nordex S77 Assíncrono 1.500 13,0 77,0 RePower 5M Assíncrono 5.000 13,0 126,0 RePower MM 92 Assíncrono 2.000 11,2 92,5RePower MM 82 Assíncrono 2.000 13,0 82,0 RePower MM 70 Assíncrono 2.000 13,5 70,0RePower MD 77 Assíncrono 1.500 12,5 77,0RePower MD 70 Assíncrono 1.500 13,5 70,0Siemens SWT-3.6-107 Assíncrono 3.600 13,0 107,0 Siemens SWT-2.3-82 Assíncrono 2.300 13,0 82,4Siemens SWT-2.3-82 VS Assíncrono 2.300 13,0 82,4 Siemens SWT-2.3-93 Assíncrono 2.300 13,0 93,0Siemens SWT-1.3-62 Assíncrono 1.300 13,0 62,0 Vestas V120 Assíncrono 4.500 12,0 120,0 Vestas V90 Assíncrono 3.000 15,0 90,0Vestas V100 Assíncrono 2.750 15,0 100,0Vestas V90 Assíncrono 2.000 12,0 90,0 Vestas V80 Assíncrono 2.000 15,0 80,0Vestas V80 Assíncrono 1.800 15,0 80,0Vestas V82 Assíncrono 1.650 13,0 82,0 Vestas V52 Assíncrono 850 16,0 52,0
Quadro 3 – Características de geradores dos principais fabricantes 1
39
Vestas – Modelo V120
Figura 3 – Vestas V120 1 Fonte: [20]. 1
Legenda nº Nome Observação
1 Pára-raios Sistema de proteção contra descargas atmosféricas
2 Refrigeração geral Refrigeração do gerador, multiplicador de velocidades entre outros
3 Refrigerador Aparelho responsável pela refrigeração 4 Plataforma Usado como um local de apoio externo 5 Indicação luminosa (Aviação) Sinalização luminosa da nacele
6 Conversor e sistema de controle
Grupo que monitora continuamente as condições do gerador
7 Gerador elétrico Recebe a energia dos ventos e transforma em energia elétrica
8 Acoplamento Ligação entre eixo do gerador e eixo de alta rotação
9 Ponte rolante Auxilia no transporte interno de equipamentos
10 Sistema de freio Serve como auxilio na limitação de potência e parada do aerogerador
11 Multiplicador de velocidade É utilizada para converter a baixa rotação das pás em alta velocidade para o gerador elétrico
40
12 Nacela Contém os componentes do aerogerador incluindo entre outros o gerador elétrico
13 Eixo de baixa velocidade Conecta o cone do rotor a caixa de engrenagens 14 Base do mancal principal Conexão com a torre e apoio do mancal principal
15 Mancal principal Mancal para suporte do eixo de alta velocidade e cone do rotor
16 Base da pá Conexão da pá com o cone do rotor
17 Cone do rotor Liga as pás ao eixo de baixa velocidade da turbina eólica
18 Controle do cone do rotor Parte do controle de passo 19 Cilindro do controle de passo Parte do controle de passo
20 Pá do rotor Capturam a energia existente no vento e a transfere para o cone do rotor
Quadro 4 – Legenda do Vestas V120 1
41
Fotografia 5 - Vestas V120 1 Fonte: [20].
Vestas - V120 (Principais Características) Rotor
Diâmetro 120m Área 11310 m2 Rotação Nominal 12,4 RPM Nº de pás 3 Regulação de potência
Controle de passo com auto lubrificação
Torre
Altura 90 m
Velocidades Mínima 4 m/s Nominal 12 m/s Máxima 25 m/s
Gerador Tipo Assíncrono trifásico Potência 4500 kW Tensão 6 kV
Controle
Tipo Microprocessado com opção de controle e monitoramento remoto
Pesos
Nacela 145 ton Rotor 75 ton Torre 220 ton
Quadro 5 – Principais características do Vestas 120 1 Fonte: [20].
42
3.2 Conversor de Potência
Este item denominado “Conversor de Potência”, tem como objetivo apresentar
as principais configurações de conversores apropriados para uso em GATDACE, além
do dimensionamento e especificação dos componentes do conversor adotado.
3.2.1 Principais conversores de potência para aplicação em GATDACE
A principal característica do conversor a ser adotado é permitir o fluxo de
potência do rotor para a rede elétrica e vice-versa (Figura 4), proporcionando melhor
rendimento e qualidade na conversão. Neste tipo de aplicação, existem três principais
configurações que atendem os requisitos básicos: Cicloconversor, conversor matriz e
conversor estático back-to-back.
(a) (b)
Figura 4 - Modos de operação do GATDACE 1: (a) s > 0 e (b) s < 0 Fonte: [12].
3.2.1.1 Cicloconversores
O cicloconversor é destinado a converter uma tensão alternada de uma
determinada freqüência, diretamente numa tensão alternada com menor freqüência.
A tensão de saída é proporcional à função “F(t)” imposta no controle do
cicloconversor [1].
onde,
VLmed – Tensão média de saída;
V0 – Tensão eficaz de entrada;
)(..17,1 0 tFVVLmed = (3.15)
43
F(t) – Função de controle.
Por exemplo, se “F(t)” for uma onda quadrada de α = 0º e 180º, pode-se obter
uma forma de tensão de saída similar (Gráfico 6). Da mesma forma, se “F(t)” for
senoidal (Gráfico 7).
Gráfico 6 – Tensões de um cicloconversor 1 Fonte: [1].
Gráfico 7 – Tensões senoidais 1
Fonte: [1].
O circuito do cicloconversor trifásico é representado na Figura 5.
Figura 5 – Cicloconversor trifásico 1 Fonte: [1].
44
No caso do GATDACE, o cicloconversor pode ser usado, pois a freqüência
aplicada no rotor é menor que 60 Hz (equação 3.16, pg. 47).
O cicloconversor pode ser usado também como conversor diretamente ligado
ao estator de um gerador assíncrono, tendo como saída constante de 60 Hz (Neste caso
a potência tem que ser igual à do gerador, além de gerar alto índice de harmônicos).
3.2.1.2 Conversor matriz
A concepção do conversor matriz foi introduzida pela primeira vez em 1976,
mas a primeira publicação de material científico foi realizada em 1980. Este conversor,
a partir de uma tensão alternada, gera uma outra tensão alternada de freqüência
variável. Opera nos 4 quadrantes, desta forma se torna mais uma opção para
implementação em um GATDACE. Também é conhecido como cicloconversor de
comutação forçada [12].
Figura 6 – Conversor matriz 1 Fonte: [12].
As chaves representadas na Figura 6, podem ser do tipo ponte chaveada
bidirecional (Figura 7), chave back-to-back com emissor comum (Figura 8) ou coletor
comum (Figura 9).
Figura 7 – Ponte chaveada bidirecional 1
Fonte: [12].
45
Figura 8 – Chave back-to-back com emissor comum 1
Fonte: [12].
Figura 9 – Chave back-to-back com coletor comum 1
Fonte: [12].
Este conversor além da vantagem de atuar nos 4 quadrantes, é mais compacto
(não tem capacitor ou indutor intermediário) e necessita relativamente de menos
manutenção.
Para seu controle, são usadas técnicas matemáticas avançadas.
3.2.1.3 Conversor estático duplo back-to-back
Com este arranjo (Figura 10), é possível a operação do GATDACE em
velocidade sub-síncrona, síncrona e super-síncrona. Possibilita ainda baixa distorção
harmônica nas correntes de estator e rotor graças às chaves comutadoras de alta
velocidade e ao PWM. Os controles de torque e excitação da máquina, são
independentes e realizados através de controle vetorial, tornando o sistema adequado
ao propósito de geração de energia elétrica de qualidade a partir de turbina eólica. Este
conversor necessita de um circuito intermediário CC.
As técnicas de controle deste conversor já estão bem difundidas em centrais
eólicas, usando chaves semicondutoras do tipo IGBTs (possibilitam uma potência
superior a 500 kW e freqüência de chaveamento de até 100 kHz [12]). O IGBT
“Insulated Gate Bipolar Transistor” ou em português “Transistor bipolar de porta
isolada”, propicia menores custos, peso e volume dos conversores. É um dispositivo de
46
alta velocidade de chaveamento e baixas perdas de condução e chaveamento. Permite
ainda o paralelismo de várias chaves, de forma a obter alta capacidade de condução de
corrente [3].
Figura 10 – Conversores com conexão back-to-back 1 Fonte: [3].
De forma simplificada, o conversor funciona da seguinte forma:
- O conversor “C2”, que está conectado à rede elétrica, tem as funções de
controlar a tensão do circuito intermediário CC (capacitor “C”) e controlar o fluxo de
potência ativa e reativa do conversor.
- O conversor “C1”, recebe sinal trifásico de referência da corrente do rotor
(controle), para fornecer a corrente adequada ao rotor. Desta forma, “C1” controla o
torque do gerador.
Devido às qualidades citadas acima, o conversor estático duplo back-to-back
será adotado para estudo do presente projeto.
47
3.2.2 Potência do conversor
A corrente aplicada no rotor deve ter freqüência variável de forma a
compensar a variação de velocidade angular do eixo, sendo que a soma das duas
freqüências (freqüência elétrica da corrente do rotor “f2” + freqüência mecânica de
rotação do eixo “f3”) seja constante e com valor “f1” (f1 = freqüência da rede elétrica
(60Hz)) [3].
Observa-se que se f2=0 (corrente contínua injetada no rotor), o comportamento
será de um gerador síncrono. Desse modo, “f2” é a freqüência de escorregamento do
rotor.
A potência mecânica transferida pela turbina eólica “Pmec”, se transforma na
potência elétrica gerada pelo estator “PS”, que ainda fornece a potência do rotor “Pr”,
conforme equação 3.17.
Potência mecânica é igual ao torque desenvolvido “T” multiplicado pela
velocidade de rotação “ω3”.
O escorregamento do gerador “s” é definido como a diferença entre a
velocidade relativa à frequencia elétrica (ω1=2.π.f1) e a velocidade angular do rotor
(ω3=2.π.f3).
Potência elétrica é igual ao torque desenvolvido “T” multiplicado pela
velocidade de rotação referente à freqüência elétrica “ω1”.
rsmec PPP −= (3.17)
321 fff += (3.16)
TPmec .3ω= (3.18)
1
31ωωω −
=s (3.19)
( ) TsPmec .11 ω−= (3.20)
TPs .1ω= (3.21)
48
Isolando a potência do rotor “Pr” (equação 3.22) e inserindo as equações 3.20
e 3.21, chega-se à expressão da potência do rotor em relação à potência elétrica
(equação 3.25).
Desta forma, a potência do conversor é diretamente proporcional ao
escorregamento e à potência do gerador. Os geradores assíncronos duplamente
alimentados têm variação de velocidade geralmente de 0,7 a 1,3 da velocidade
síncrona. Desta forma, a potência do conversor é de 30% da potência nominal do
gerador.
3.2.3 Dimensionamento básico do conversor de potência
Todo o chaveamento neste tipo de conversor é feito por chaves
semicondutoras, devendo estas serem bidirecionais, para permitir a circulação de
corrente em ambos os sentidos, conforme Figura 11 (a), caso monofásico e 11(b), caso
trifásico.
(a)
mecsr PPP −= (3.22) ( )[ ]TsTPr .11.1 ωω −−=
(3.23) TsPr .1.ω= (3.24)
sr PsP .= (3.25)
sconversor PsP .= (3.26) )5,4.(30,0 MWPconversor = (3.27)
MWPconversor 35,1= (3.28)
49
(b)
Figura 11 – Dois conversores com conexão back-to-back 1: (a) Monofásico e (b) Trifásico Fonte: Anders Carlsson (1998).
Os dois conversores são idênticos, pois a potência do rotor flui nos dois
sentidos, dependendo da velocidade. Por este motivo basta dimensionar apenas um
ramo de IGBT conjugado com diodo.
3.2.3.1 Transformador
Antes do início do dimensionamento do conversor propriamente dito, é
necessário adequar a tensão para que seja possível a utilização dos IGBTs e diodos. A
tensão de linha disponível nos terminais do gerador é de 6 kV. Esta tensão é superior à
tensão usual de componentes eletrônicos convencionais. A partir de consultas a
catálogos de fabricantes de IGBTs e capacitores, obteve-se uma tensão usual de 1,1
kV, adequada para estes fins.
Desta forma, considera-se um transformador de características básicas
relacionadas abaixo, para viabilização do dimensionamento do conversor em estudo:
- P = 1,35 MW – Potência do transformador;
- V1 = 6 kV – Tensão do primário;
- V2 = 1,1 kV – Tensão do secundário;
50
3.2.3.2 IGBTs e diodos
Para o dimensionamento dos IGBTs e diodos, foi necessário levar em conta o
conjunto, ou seja, transformador, IGBTs, diodos e capacitor (circuito intermediário
CC), devido à alta potência do circuito e limitações elétricas e térmicas de
componentes.
Tensão elétrica:
Para determinação da tensão que o IGBT deve suportar, foi considerado o pior
caso, ou seja, a tensão de pico de linha aplicada entre coletor e emissor. A tensão de
linha do secundário do transformador “VL” é de 1.100 V. De acordo com a Figura 12,
a tensão de pico de linha “VLp” é descrita na equação 3.31.
Figura 12 – Tensão aplicada entre coletor e emissor do IGBT 1
Fonte: [1].
Corrente elétrica:
A maior corrente que pode circular neste conversor em condições nominais é a
corrente do secundário do transformador “IL”. Esta corrente pode ser determinada a
partir da potência, tensão do transformador e fator de potência do sistema.
onde,
P = 1,35 MW – Potência do transformador;
LLp VV .2= (3.29)
1100.2=LpV (3.30)
VVLp 556.1= (3.31)
fpIVP LL ...3= (3.32)
51
VL = 1,1 kV – Tensão de linha do secundário;
IL – Corrente do secundário;
fp = 0,9 – Fator de potência do sistema (indutivo ou atrasado).
O IGBT e diodo usados serão do fabricante Semikron, por apresentarem
componentes de alta potência e de acordo com as características do projeto.
IGBT (Semikron)
Modelo Corrente
média (A)
Tensão
média (V)
Queda de
tensão (V)
Energia
dissipada (mJ) Circuito
SEMIX 854GB176HD 855 1700 2,0 705
Quadro 6 – Características de IGBT Semikron 1 Fonte: Semikron (2006).
Um convesor trifásico tem seis IGBTs (Figura 11 (b), pg. 49), logo serão
necessários seis unidades deste modelo para montagem dos dois conversores.
3.2.3.3 Capacitor
Entre os dois conversores, é necessária a montagem de um circuito
intermediário CC (Figura 11, pg. 49), que é formado por um ou mais capacitores.
Tensão elétrica:
Para determinação da tensão aplicada ao capacitor equivalente, será
considerada a situação de retificação da tensão trifásica do secundário do
transformador, ou seja, a tensão de pico “VLp”, conforme tensão entre coletor e
emissor do IGBT.
Capacitância:
AI L 787= (3.34)
VVLp 556.1= (3.35)
9,0).).(100.1.(31035,1 6LIx = (3.33)
52
A determinação da capacitância deve atender aos requisitos de máxima e
mínima tensão de flutuação do capacitor, conforme Figura 13. Deve ser levada em
consideração, também, a potência ativa consumida pelo conversor, conforme equação
3.36 [1].
Figura 13 – Tensão de flutuação no capacitor 1 Fonte: [1].
onde,
C – Capacitância [F];
P = 1,35 MW – Potência ativa trifásica;
f = 60 Hz – Freqüência da rede elétrica;
VLp = 1.556 V – Tensão de pico de linha (Figura 13);
VCmín = 1.396 V – Tensão mínima de retificação (Figura 13).
A partir destes dados básicos, é possível determinar o capacitor que será
inserido entre os dois conversores. Depois de realizada uma pesquisa de mercado, o
fabricante do capacitor mais adequado é o EPCOS. No Quadro 7, estão relacionados
os principais dados deste capacitor.
( )CmínLp VVfPC 22..6 −
= (3.36)
( )22 13961556.60.6000.350.1−
=C (3.37)
FC μ959.7= (3.38)
53
Capacitor (EPCOS)
Modelo Capacitância
(μF)
Tensão
DC (V)Desenho
B25650C9169K024 16.000 950
Quadro 7 – Características do capacitor EPCOS 1 Fonte: EPCOS (2006).
Para que este modelo de capacitor possibilite a implementação neste estudo,
serão necessários dois capacitores ligados em série. Desta forma, este banco de
capacitores admite uma tensão de 2 x 950 V = 1.900 V e terá uma capacitância total de
(16.000 μF / 2) = 8.000 μF.
54
3.3 Sistema de Proteção e Controle
3.3.1 Descrição das principais variáveis monitoradas, ações de proteção e controle
As turbinas eólicas possuem um sistema de controle principal que monitora,
otimiza e protege a turbina de condições operacionais indesejadas. O controlador
supervisiona e aciona diversas chaves, bombas hidráulicas, válvulas e motores no
interior da nacela. Estes sistemas de controle modernos são baseados em
microprocessadores, desenvolvidos especialmente para esta função. Estes
microprocessadores e sensores são geralmente duplicados quando aplicados em
funções de segurança e em turbinas da classe de MW. Normalmente há um controlador
na base da torre e outro na nacela, com ligação através de fibra óptica.
Estes sistemas de controle permitem integrar todos os subsistemas que atuam
no aerogerador, permitindo modificações no programa pelo usuário, coleta de dados,
tele-controle de vários aerogeradores e interconexão com centrais meteorológicas.
Principais variáveis monitoradas:
- Velocidade de rotação;
- Tensão de geração;
- Corrente de geração;
- Tensão do rotor;
- Corrente do rotor;
- Temperaturas externa e interna da turbina;
- Temperatura do multiplicador de velocidade;
- Temperatura do gerador;
- Pressão hidráulica;
- Ângulo de giro de cada pá do rotor;
- Ângulo do dispositivo de orientação;
- Direção e velocidade do vento;
- Intensidade e freqüência das vibrações na nacela e pás do rotor;
- Intensidade e incidência de descargas atmosféricas.
55
O sistema de controle microprocessado atua em diversos tipos de ações de
controle e proteção como descrito a seguir. O controle de velocidade / torque é o
sistema principal da central eólica, logo, o mesmo será detalhado no item “3.3.2
Controle de velocidade / torque”.
a) Partida / Conexão com a rede elétrica
O sistema mede a velocidade do vento continuamente. Se durante alguns
minutos, a velocidade do vento é suficiente para o funcionamento do aerogerador, o
processo de partida automática é iniciado. O sistema de orientação é ativado e as pás
do rotor são posicionadas para funcionamento conforme o controle de potência.
Quando o aerogerador atinge um limite inferior de rotações, a potência começa a fluir
para a rede elétrica.
No caso do gerador adotado (Vestas V120), o estator tem conexão estrela-
triângulo. Ele parte como motor através da própria rede elétrica local e chega próximo
à velocidade nominal com conexão estrela, o que faz com que a corrente estatórica
seja 1/3 da nominal. Próximo da velocidade nominal, com potência em cerca de 40%
da nominal, o gerador é chaveado para conexão triângulo, para que possa desenvolver
sua potência até a nominal [3].
b) Desconexão com a rede elétrica
As paradas e desconexões são realizadas devido a falhas na rede elétrica,
ultrapassagem dos limites de operação e anomalias internas na nacela.
O sistema de controle de potência (passo ou estol) com auxílio de sistemas de
frenagem, atuam na parada do aerogerador quando este atinge o limite de velocidade.
c) Proteção contra sobre-corrente
Um estado de sobre-corrente moderado pode causar sobre-aquecimento em
um circuito, resultando em danos na isolação, nos condutores e equipamentos. A
56
sobre-corrente com valor elevado derrete o condutor e danifica a isolação,
comprometendo o sistema elétrico.
As situações de sobre-correntes são divididas nas categorias de sobrecarga e
curto-circuito.
Uma sobrecarga é uma sobre-corrente confinada em um circuito de corrente
normal. A sobrecarga sustentada normalmente é causada por defeitos em
equipamentos ou por excesso de cargas conectadas.
Um curto-circuito pode ser causado pelo rompimento da isolação, falha de
conexão, erro de operação ou manutenção. Durante um curto-circuito, correntes
extremamente elevadas podem fluir através dos componentes do sistema.
Os dispositivos de proteção contra sobre-corrente devem desconectar as cargas
antes que sejam danificadas, e permitir o fluxo de alta corrente durante a partida do
gerador.
d) Proteção contra sub/sobre-tensão
O sistema de controle que supervisiona os parâmetros operacionais da
máquina, possibilita especificar condições de alarme e desligamento por sobre e sub-
tensão. O Quadro 8, mostra os valores convencionais de acionamento das proteções de
sobre e sub-tensão.
Parâmetro Nível de
Acionamento (pu)
Tempo de
integração (s) Sub-tensão 0,90 60 Sobre-tensão nível 1 1,10 60 Sobre-tensão nível 2 1,20 0,2
Quadro 8 – Valores convencionais de proteção contra sobre e sub tensão 1 Fonte: [2].
e) Proteção contra sub/sobre-freqüência
A referencia de freqüência para a central eólica é obtida através da rede
elétrica. Existe então a necessidade de incluir proteções da própria turbina com relação
a ocorrências de altas e baixas freqüências. Normalmente o sistema de controle de
57
turbinas eólicas comerciais possui parâmetros ajustáveis para desligamento, caso a
freqüência esteja fora dos valores normais de operação, o que representa uma
tolerância de +1Hz e –3Hz [2].
f) Proteção contra sobre-temperatura
Nas centrais eólicas, o gerador e o multiplicador de velocidade têm suas
temperaturas monitoradas.
O gerador elétrico quando em funcionamento, perde uma parcela de energia
em forma de calor. A sua temperatura é aproximadamente constante quando o
funcionamento da central eólica está em perfeitas condições. Quando a temperatura
ultrapassa o limite superior, o sistema gera um alarme. Se a temperatura continuar a
subir, o sistema de controle atua na retirada do gerador do sistema elétrico. Quando o
gerador está parado, para não prejudicar o seu sistema de isolamento elétrico, são
ligadas resistências aquecedoras, para manter uma temperatura próxima da
temperatura de trabalho.
Dentro do multiplicador de velocidade existem diversas engrenagens. Com o
atrito entre elas, gera-se calor. Da mesma forma, pode-se gerar alarmes ou até mesmo
desligar a central eólica devido ao aumento desta temperatura.
g) Proteção contra descargas atmosféricas
O primeiro passo na proteção de um sistema contra descargas atmosféricas é
um aterramento apropriado. Um bom aterramento deve ter resistência entre as hastes
de aterramento e o solo de no máximo 5Ω [11]. Os conjuntos eólicos são instalados
geralmente em lugares altos e abertos, sendo imprescindível instalação de um sistema
pára-raios.
Esta proteção possibilita maior segurança dos equipamentos da central eólica e
também das pessoas responsáveis pela manutenção.
58
h) Direcionamento da nacela
O controle de direcionamento da nacela “yaw”, é o sistema que permite ao
rotor acompanhar as mudanças na direção do vento, fazendo com que o eixo do rotor
(horizontal) fique sempre paralelo à mesma.
i) Controle de potência (Controle de passo ou estol)
O controle de passo “pitch”, é um sistema que necessita de informações vindas
do controlador do sistema, que verifica a potência de saída várias vezes por segundo.
Sempre que a potência nominal do gerador é ultrapassada devido a um aumento da
velocidade do vento, as pás do rotor giram em torno do seu eixo longitudinal, em
outras palavras, as pás mudam o seu ângulo de passo para reduzir o ângulo de ataque
do vento. Esta redução do ângulo de ataque diminui as forças aerodinâmicas atuantes
e, conseqüentemente, a extração de potência. Para todas as velocidades do vento
superiores à velocidade nominal, o ângulo é escolhido de forma que a turbina produza
apenas a potência nominal (conforme Gráfico 2, pg.26). Quando a turbina atinge a
velocidade limite, o ângulo das pás é tal que não extrai energia do vento, sendo assim
freada.
Vantagens das turbinas com controle de passo:
- Permitem controle de potência ativo sob todas as condições de vento;
- Alcançam a potência nominal mesmo sob condições de baixa massa
específica do ar (grandes altitudes dos sítios, altas temperaturas);
- Partida simples do rotor pela mudança do passo;
- Carga das pás do rotor decrescentes com ventos aumentando acima da
potência nominal;
- Massas das pás do rotor menores levam a massas menores dos
aerogeradores.
O Gráfico 8, ilustra a curva de potência de uma central eólica utilizando
controle de passo. Em 3 m/s2 inicia-se o processo de absorção de potência do vento. A
potência é limitada em 14 m/s2 através da mudança de ângulo da pá (neste ponto, as
59
pás estão à 90º da direção do vento). Com 25 m/s2 , o sistema de controle tira a gerador
de operação por medida de segurança.
Gráfico 8 – Curva característica do controle de passo ou pitch 1
Fonte: [2].
O controle estol “stall” é um sistema passivo que reage à velocidade do vento.
As pás do rotor são fixas em seu ângulo de passo e não podem girar em torno de seu
eixo longitudinal. O ângulo de passo é escolhido de forma que, para velocidades de
vento superiores à velocidade nominal, o escoamento em torno do perfil da pá do rotor
descola da superfície da pá (estol), reduzindo as forças de sustentação e aumentando as
forças de arrasto. Menores sustentações e maiores arrastos atuam contra um aumento
da potência do rotor. Para evitar que o efeito estol ocorra em todas as posições radiais
das pás ao mesmo tempo, o que reduziria significativamente a potência do rotor, as pás
possuem uma pequena torção longitudinal.
Turbinas com controle estol são mais simples do que as de controle de passo
porque não necessitam de um sistema de mudança de passo. Os aerogeradores com
controle estol, em comparação com os aerogeradores com controle de passo possuem,
em princípio, as seguintes vantagens:
- Inexistência de sistema de controle de passo;
- Estrutura simples do rotor;
- Menor manutenção devido a um número menor de peças móveis;
- Menor custo;
- Auto-confiabilidade do controle de potência.
60
O controle estol proporciona descontinuidade em partes da curva de potência
(Gráfico 9). Isto é devido ao controle ser totalmente mecânico e dependente da
superfície das pás.
Gráfico 9 – Curva característica do controle de deslocamento do vento ou estol 1
Fonte: [2].
O sistema de controle de potência que será utilizado será do tipo controle de
passo, pois o aerogerador é de grande potência e necessita de controle de potência
ativa sob todas as condições de vento e de pás mais leves.
A tecnologia adotada será do fabricante Vestas, para compatibilidade com o
restante do sistema. Este sistema é microprocessado (“OptiTip®”) e se comunica
diretamente com o sistema de controle de velocidade que será descrito a seguir no item
3.3.2.
3.3.2 Controle de velocidade / torque
Este item foi desenvolvido para mostrar a tecnologia empregada no controle
de velocidade / torque do GATDACE, que possibilita uma grande variação de
velocidade em relação à velocidade síncrona. Como base de consulta, foi utilizada a
referência [12].
O controle de velocidade / torque do GATDACE é feito através de controle
vetorial em um conversor PWM duplo, que funciona em 4 quadrantes, ou seja, a
potência flui da rede elétrica para o rotor e vice-versa. Este conversor será detalhado
61
no item “3.2 Conversor de Potência”. O rotor bobinado é ligado à rede elétrica através
deste conversor e o estator é ligado diretamente à rede elétrica (Figura 14).
(a) (b)
Figura 14 - Modos de operação do GATDACE 1: (a) s > 0 e (b) s < 0 Fonte: [12].
A Figura 15 (a) mostra o circuito equivalente por fase de um gerador
assíncrono com rotor tipo gaiola de esquilo. Já a Figura 15 (b) mostra o circuito
equivalente por fase do GATDACE.
Figura 15 – Modelo de gerador assíncrono1: (a) Rotor tipo gaiola e (b) GATDACE
Fonte: [12]. Para simplificação do modelo do GATDACE, será considerado a Figura 16,
que refere-se a um gerador de grande porte, ou seja, |rs + jωeLls| << ωe.Lm.
62
Figura 16 - Modelo do GATDACE de grande porte 1
Fonte: [12].
Neste caso, a corrente “Ir” é controlada através de uma corrente de controle no
conversor do lado do rotor. A corrente “Ir” pode ser calculada conforme equação 3.39.
O torque que será controlado, pode ser expresso pela substituição desta
corrente “Ir” na equação 3.40, gerando a equação 3.41 ( p =número de pólos) .
O Gráfico 10, a seguir, mostra a variação do ângulo “ø” entre a tensão do rotor
e do estator, definindo um grupo de curvas relacionando torque e velocidade do rotor.
Neste caso, o módulo da tensão aplicada ao rotor se mantém aproximadamente
constante.
( ) ( )⎟⎟⎟⎟
⎠
⎞
⎜⎜⎜⎜
⎝
⎛
+
+∠++⎟
⎠⎞
⎜⎝⎛ +
∠−°∠=
−
sr
r
LLLL
sr
r
sV
VI
rs
lrlselrlser
s
rs
r
.tan.
0
1222 ω
ω
φ (3.39)
e
rre s
rIpTω.
..2
.3 2⎟⎠⎞
⎜⎝⎛= (3.40)
( )222
2
.
cos..
.2
..
.2
.3
lrlsers
rrss
e
re
LLsr
r
sV
sVV
V
srpT
++⎟⎠⎞
⎜⎝⎛ +
⎟⎟⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛⎟⎠⎞
⎜⎝⎛+−
⎟⎠⎞
⎜⎝⎛=
ω
φ
ω (3.41)
63
Gráfico 10 – Grupo de curvas: Torque x Escorregamento 1
Fonte: [12].
Funcionando como gerador, consegue-se uma variação de velocidade entre os
pontos “a” e “b” (Gráfico 10). Para o GATDACE, estes limites de velocidade são de
70% e 130% da velocidade síncrona.
É óbvio que a condição de escorregamento negativo ( s < 0 ) é desejável, pois
o fluxo de potência flui, também do rotor para a rede elétrica.
3.3.2.1 Controle vetorial
O controle vetorial é considerado o que há de mais moderno, não só na
indústria como também na área de pesquisa científica de geração eólica, propiciando
rápidas respostas à variação de velocidade e torque.
“A técnica conhecida como “Controle Vetorial” é a forma utilizada para se
conseguir que o acionamento da Máquina de Corrente Alternada se comporte como se
fosse de Máquina de Corrente Contínua” [3].
Este controle permite a transformação de estruturas dinâmicas da máquina
assíncrona num sistema desacoplado, com controle de fluxo de potência e torque
independentes. Seu objetivo principal é fornecer os valores bases de correntes
trifásicas para o conversor, conforme Figura 28 na pg. 77.
64
Para isto se tornar possível, é necessária uma transformação de eixos de um
sistema trifásico para um sistema de duas coordenadas ortogonais, conforme Figura
17.
Figura 17 – Transformação de eixos 1
Fonte: [12].
Para ilustração desta transformação em diagramas, são usados blocos
conforme a Figura 18 (a) e (b).
Figura 18 - Blocos para diagramas 1: (a) Trifásico para bifásico e (b) Bifásico para trifásico Fonte: [12]. Estas transformações são feitas matematicamente conforme as equações 3.42 e
3.43. A equação 3.42 transforma o sistema de coordenadas ds-qs em um sistema
trifásico as-bs-cs e a equação 3.43 faz a operação inversa. O valor de vs0s é usado para
completar a matriz. Seu valor é considerado zero.
⎥⎥⎥⎥⎥⎥
⎦
⎤
⎢⎢⎢⎢⎢⎢
⎣
⎡
⎥⎥⎥⎥⎥⎥⎥
⎦
⎤
⎢⎢⎢⎢⎢⎢⎢
⎣
⎡
=
⎥⎥⎥⎥
⎦
⎤
⎢⎢⎢⎢
⎣
⎡
−
−−
ss
dss
qss
cs
bs
as
v
v
v
v
v
v
0
.
12
3
2
1
12
3
2
1
101
(3.42)
65
A partir do eixo ds-qs estacionário, determinam-se os eixos rotativos. O eixo
rotativo denominado de-qe refere-se à rotação síncrona da máquina e o eixo rotativo
denominado dr-qr representa a rotação do rotor, conforme Figura 19.
Figura 19 - Sistemas estacionário, síncrono e rotórico 1
Fonte: [12]. Os diagramas de blocos desta transformação, são ilustrados na Figura 20 (a) e
(b).
Figura 20 - Blocos para diagramas 1: (a) Estacionário para rotativo e (b) Rotativo para estacionário
Fonte: [12].
Estas transformações rotacionais são feitas matematicamente conforme as
equações 3.44 e 3.45. A equação 3.44 transforma um sistema de eixos fixos em um
eixo rotativo. A equação 3.45 faz a operação inversa. O “θe” é o ângulo instantâneo
entre o eixo fixo e o eixo rotativo em estudo.
⎥⎥⎥⎥
⎦
⎤
⎢⎢⎢⎢
⎣
⎡
⎥⎥⎥⎥⎥⎥⎥
⎦
⎤
⎢⎢⎢⎢⎢⎢⎢
⎣
⎡
=
⎥⎥⎥⎥⎥⎥
⎦
⎤
⎢⎢⎢⎢⎢⎢
⎣
⎡
−
cs
bs
as
ss
dss
qss
v
v
v
v
v
v
.
21
2
1
2
133
3
30
001
0
(3.43)
66
Desta forma, podem-se representar circuitos equivalentes em relação ao eixo
estacionário “d” e em relação ao eixo estacionário “q”, conforme Figuras 21 (a) e (b),
respectivamente.
Figura 21 - Modelo estacionário 1: (a) Circuito no eixo “d” e (b) Circuito no eixo “q”
Fonte: [12].
De acordo com estas transformações rotacionais, podem ser gerados circuitos
equivalentes como nas Figuras 22 (a) e (b). O gerador assíncrono é representado em
relação ao eixo rotativo síncrono.
⎥⎥⎦
⎤
⎢⎢⎣
⎡⎢⎣
⎡⎥⎦
⎤−=
⎥⎥⎦
⎤
⎢⎢⎣
⎡
dss
qss
ee
ee
ds
qs
v
v
)(θ)sen(θ)sen(θ)(θ
v
v.
coscos
(3.44)
⎥⎥⎦
⎤
⎢⎢⎣
⎡⎢⎣
⎡⎥⎦
⎤−
=⎥⎥⎦
⎤
⎢⎢⎣
⎡
ds
qs
ee
ee
dss
qss
v
v
)(θ)sen(θ)sen(θ)(θ
v
v.
coscos
(3.45)
67
Figura 22 - Modelo rotativo síncrono 1: (a) Circuito no eixo “d” e (b) Circuito no eixo “q”
Fonte: [12].
Estes diagramas equivalentes também podem ser representados numa notação
vetorial complexa do tipo “y=a+jb”. Esta notação é tradicional em análises de
máquinas elétricas. Por exemplo, pode-se ver a transformação de uma corrente
trifásica em sistema vetorial complexo na equação 3.47 com base na Figura 23.
Figura 23 - Modelo rotativo complexo síncrono 1
Fonte: [12].
32π
αj
e= (3.46)
)..(32 2
cbaqds iiii αα ++= (3.47)
68
Estas equações podem ser melhor representadas de forma matricial pelas
equações 3.48, 3.49 e 3.50.
Da Figura 23, podem-se obter, também, as tensões de malha do circuito com
as equações 3.51 e 3.52. A equação de torque é representada na equação 3.53 e a
equação eletromecânica na 3.54.
Obervação: Na transformação de sistema trifásico para vetorial, aparece um
valor indesejado de 2/3 (equação 3.47), que é anulado com o valor de 3/2 na equação
3.53 e em diversas equações posteriores.
Por meio das equações genéricas 3.55, 3.56 e 3.57, pode-se reescrever a
equação de torque (3.53) com uma nova notação vetorial (equação 3.58).
[ ] [ ] qdsTT
cba iiii .1Re 2αα= (3.48)
[ ]qdsqs ii Re= (3.49)
[ ]qdsds ii Im= (3.50)
qdsqdsqdssqds dtdjirv e ψψω ++= .. (3.51)
qdrqdrqdrr dtdjir re ψψωω +−+= )..(.0 (3.52)
dqqd jψψψ −= (3.55)
( ) ( )qdrqdrqdsqdse ijpijpT .Re.2
.23.Re.
2.
23 ψψ ⎟
⎠⎞
⎜⎝⎛=⎟
⎠⎞
⎜⎝⎛= (3.53)
dqqd ijii .−= (3.56)
dqqd ijii .+= (3.57)
( )....2
.23
dsqsqsdse iipT ψψ −⎟⎠⎞
⎜⎝⎛= (a) (3.58)
( )....2
.23
drqrqrdre iipT ψψ −⎟⎠⎞
⎜⎝⎛= (b)
).(1Ler TT
Jdtd
−=ω (3.54)
69
Controle vetorial indireto (CVI)
No controle vetorial indireto, o sen(θe) e o cos(θe) do ângulo instantâneo de
posição do fluxo no estator “θe”, são determinados indiretamente através de valores de
referência e do valor real da velocidade, conforme ilustrado na Figura 24.
Figura 24 – Estrutura básica de CVI 1 Fonte: [12].
O princípio de controle requerido para implementação do “CVI” é a referência
de orientação do fluxo do rotor, que pode ser observado nas equações 3.59 de tensão
(Figura 22 (a) e (b)) e 3.58 de torque.
qrredrdrr dtdiR ψωωψ ).(.0 −−+= (a)
drreqrqrr dtdiR ψωωψ ).(.0 −+= + (b) (3.59)
dsr
mdr
rdr i
LL
Li ..1
−= ψ (a)
qsr
mqr
rqr i
LL
Li ..1
−= ψ (b) (3.60)
70
Agrupando-se as equações 3.59 e 3.60 e considerando ωsl = ωe – ωr, obtêm-se
as equações 3.61 (a) e (b).
Considerando-se que a projeção do fluxo do eixo “d” no eixo “q” é nulo, ou
seja:
Podem-se reescrever as equações 3.61 (a) em 3.63 e 3.61 (b) em 3.64.
Já o torque pode-se reescrever da seguinte forma (equação 3.65): Substituição
da equação 3.60 (b) na equação 3.58 (b).
Desta forma, através das correntes de referência “ids” e “iqs” (Figura 24),
obtêm-se o fluxo “ψdr” no rotor (equação 3.63) e posteriormente o torque (equação
3.65).
0... =−−+ qrsldsi
rR
rLm
Ldr
rL
rR
drdtd ψωψψ (a)
0... =+−+ drslqsi
rR
rLm
Lqr
rL
rR
qrdtd ψωψψ (b) (3.61)
0== qrqr dtd ψψ (3.62)
dsi
mLdrdr
rR
rL
dtd
.. =+ψψ (3.63)
qsr
r
dr
msl i
LRL
..ψ
ω = (3.64)
drqsr
me
iLLPT ψ+⎟
⎠⎞
⎜⎝⎛= .2.2
3 (3.65)
71
Controle vetorial direto (CVD)
No controle vetorial direto, o sen(θe) e o cos(θe) do ângulo instantâneo de
posição do fluxo no estator, são determinados diretamente com medidas de tensão e
corrente trifásicas, conforme ilustrado na Figura 25.
As equações 3.66 e 3.67 são de “Blaschke” e as equações 3.68 e 3.69 são
relações entre fluxo do estator e do rotor [12].
onde,
Inserindo as equações 3.68 e 3.69 nas equações 3.66 e 3.67, obtêm-se as
equações 3.71 e 3.72 respectivamente.
Fazendo a mesma consideração que a resultante de fluxo do eixo “d” no eixo
“q” é zero, têm-se, a partir das equações 3.71 e 3.72, as equações 3.73 e 3.74,
respectivamente.
rs
m
LLL
.1
2
−=σ (3.70)
qrrT
sldsi
mLdrr
sT ψψ ω ...).1( +=+ (3.66)
drrT
slqsi
mLqrr
sT ψψ ω ...).1( −=+ (3.67)
qsi
mL
rL
sL
qsm
Lr
Lqr .
...
σψψ −= (3.68)
dsi
mL
rL
sL
dsm
Lr
Ldr .
...
σψψ −= (3.69)
qsi
sLqsr
Tslr
Tsds
is
LdsrsT ...(.)..1.(.).1( σωσ ψψ −++=+ ) (3.71)
dsi
sLdsr
Tslr
Tsqs
is
LqsrsT ...(.)..1.(.).1( σωσ ψψ −−+=+ ) (3.72)
qsi
sL
rT
slrTs
dsi
sLdsr
sT ....)..1.(.).1( σωσψ −+=+ (3.73)
)...(.)..1.(.ds
is
LdsrT
slrTs
qsi
sL σωσ ψ −=+ (3.74)
72
De forma simplificada, podem-se escrever as equações 3.75 e suas equações
relacionadas (3.76 e 3.77).
Para exemplo da aplicação do “CVD”, é mostrada a Figura 25 e suas equações
para melhor esclarecimento (Equações 3.78, 3.79, 3.80, 3.81, 3.82 e 3.83).
Figura 25 - Exemplo CVD de um gerador assíncrono 1 Fonte: [12].
0.....).1( =−+qs
is
Lr
Tsldq
is
Lr
sT σω (3.75)
dsi
sL
ds
qsis
L
dqi
..
2..
σψ
σ
−= (3.76)
)..(
)..1.(.
dsi
sL
dsrT
sr
Ts
Lqs
i
sl σψ
σω
−
+= (3.77)
( )∫ −=s
Rdssids
svdss .ψ (3.78)
( )∫ −=s
Rqssiqs
svqss .ψ (3.79)
s
dss
e ψψ
θ =cos (3.81)
( ) ( )22 sqs
sdss
ψψψ += (3.80)
73
Ou seja, utilizando as correntes medidas “ia”, “ib” e “ic”, obtêm-se as correntes
“ids” e “iqs” (Figura 25). Com estes valores, é possível a determinação de “idq”
(equação 3.76) e da velocidade “ωsl” (equação 3.77).
3.3.2.2 Controle vetorial aplicado ao GATDACE
As técnicas de controle vetorial utilizadas no conversor estático duplo back-to-
back, serão apresentadas de formas distintas, visto que o conversor do lado do rotor
“C1” e o conversor do lado da rede elétrica “C2” operam em variáveis diferentes.
Figura 26 – GATDACE alimentado por conversor estático duplo back-to-back 1 Fonte: [3].
s
qss
esen
ψ
ψθ = (3.82)
( ) ( )s
qss
sRds
sids
svdss
sRqs
siqs
sv
e 2
....
ψ
ψψω
−−−= (3.83)
74
Conversor lado do rotor (C1)
As técnicas de controle implementadas para este conversor, geram sinal
trifásico de referência da corrente do rotor, com freqüência proporcional ao
escorregamento. Desta forma, “C1” controla o torque do gerador, pois este é
dependente da corrente do rotor (equação 3.40, pg. 62).
Para esclarecimento de como a velocidade é afetada pela variação da tensão no
circuito do rotor (Figura 27), serão estudadas diversas equações e circuitos de controle.
Esta figura ilustra o modelo no sistema complexo típico de um GATDACE,
rotor em aberto e com uma tensão “vqdr” aplicada.
Figura 27 - Modelo vetorial rotativo complexo síncrono de um GATDACE 1 Fonte: [12].
As equações abaixo estão relacionadas à Figura 27. São equações de malha de
tensão e torque, semelhantes às equações 3.51, 3.52 e 3.58 da pg. 68, respectivamente.
Mas neste caso, o circuito rotórico está aberto e uma tensão “vqdr” aplicada.
qdrqdrqdrrqdr dtdjirv re ψψωω +−+= )..(. (3.85)
( ) ( )....2
.23....
2.
23
drqrqrdrdsqsqsdse iipiipT ψψψψ −⎟⎠⎞
⎜⎝⎛=−⎟
⎠⎞
⎜⎝⎛= (3.88)
qdsqdsqdssqds dtdjirv e ψψω ++= .. (3.84)
qdrim
Lqdsis
Lqds .. +=ψ (3.86)
qdsim
Lqdrir
Lqdr .. +=ψ (3.87)
75
onde,
Ls = Lls + Lm ;
Lr = Llr + Lm .
Para analisar o comportamento da velocidade, será considerada a situação
“sem carga”. Neste caso, podem-se transformar as equações 3.84 e 3.85 nas equações
3.89 e 3.90, respectivamente, considerando:
Juntando as equações 3.89 e 3.90, obtém-se a equação 3.91.
A relação entre a velocidade do rotor e as tensões de estator e rotor, pode ser
escrita pela equação 3.92, considerando:
Para interpretação da equação 3.92, deve-se lembrar que “Vqdr” e “Vqds” são
valores com sinais, ou seja, podem ser positivos ou negativos. Logo, com o ajuste da
0=qdsdtd ψ (Regime permanente)
0=qdrdtd ψ (Regime permanente)
0=qdri (Circuito rotórico aberto)
e
resωωω −
=
0=sr (Regime permanente)
⎟⎟
⎠
⎞
⎜⎜
⎝
⎛= −
0
0.1.0
qdsV
qdrV
mL
sL
er ωω (3.92)
000 ... qdsseqdssqds iLjirv ω+= (3.89)
00 .... qdsmeqdr iLsjv ω= (3.90)
me
qdrsesqds Ljs
vLjrv
ωω 0
0 )..( += (3.91)
76
amplitude e/ou fase destas tensões, pode-se ajustar a velocidade do rotor em sub/sobre-
síncrona. No caso de tensão contínua aplicada ao rotor, ou seja, Vdqr = 0, a velocidade
de operação é síncrona.
Para estudo do torque aplicado na técnica de controle, consideram-se torques
ativos e reativos hipotéticos. O responsável por estes torques é a corrente “iqds”,
conforme equações 3.94 (torque ativo) e 3.96 (torque reativo). Estas equações de
torques hipotéticos para controle, são similares ao torque eletromagnético da equação
3.88, mas nesse caso não é preciso realizar a correção de número de pólos (p/2).
A Figura 28 mostra o diagrama de blocos de controle do conversor “lado do
rotor” do GATDACE.
( )qdsqdsT ijT .Re.23 ψ= (3.93)
( )dsdsqsqsQ iiT ...23 ψψ += (3.96)
( )dsqsqsdsT iiT ...23 ψψ −= (3.94)
( )qdsqdsQ ijT .Im.23 ψ= (3.95)
77
Figura 28 – Controle vetorial do conversor do lado do rotor (C
1) Fonte: [12].
Figura 28 – Controle vetorial do conversor do lado do rotor (C 1)
78
Detalhes do controle vetorial da Figura 28:
- As tensões e correntes trifásicas são medidas e posteriormente convertidas
para o sistema estacionário bifásico (dS - qS);
- As tensões e correntes no sistema estacionário bifásico (dS - qS), passam por
um filtro passa baixa “FPB” (devido à alta frequência de operação) com função
integral, obedecendo às equações 3.78 e 3.79 da pg. 72;
- Cálculo de “ψS” a apartir da equação 3.80 da pg. 72;
- Os torques hipotéticos ativo “TT” e reativo “TQ”, são calculados conforme
equações 3.94 e 3.96 (São inseridos o valor p/2 devido estarem no sistema estacionário
(dS - qS));
- Dividindo as potências de referência ativa “P” e reativa “Q” por “ωe”,
passam a ser torques de referência, podendo ser compararas com “TT” e “TQ”
respectivamente;
- Após a comparação do item acima, são gerados os sinais de erro para
aplicação no controle proporcional integral “PI”;
- Passando pelo “PI”, são gerados os valores de referência de corrente do
estator (“i*sq” e “i*st”);
- As correntes “i*dr” e “i*qr” são obtidas a partir das equações 3.97, 3.98 e
3.99;
- Subtração entre posição mecânica do rotor “θr” e a posição elétrica do estator
“θe”, ou seja, posição angular em relação ao escorregamento “θSL” (Figura 19, pg. 65);
- Aplicação do vetor rotacional “VR”, conforme Figura 20 (b), pg. 65;
- Transformação em sistema trifásico, conforme Figura 18 (b), pg. 65;
- Aplicação dos valores referências de corrente do rotor no conversor
bidirecional.
stqr ii −=* (3.97)
sqmdr iii −=* (3.98)
sL
smi
ψ= (3.99)
79
Conversor lado do estator ou lado do fornecimento (C2)
Este conversor está conectado à rede elétrica. Através de sinais de referências
de tensão “v*a”, “v*
b” e “v*c” (obtidos através do controle da Figura 29), pode-se
controlar a tensão do circuito intermediário CC (capacitor “C”) e controlar o fluxo de
potência ativa e reativa do conversor.
Para realizar o controle deste conversor, a melhor técnica a ser adotada é
alinhar o vetor tensão do estator com o eixo “d” do referencial rotativo síncrono “de-
qe” [3]. Desta forma, a tensão Vqs = 0 e VS = Vds = constante, visto que o objetivo é o
fornecimento de tensão com módulo e freqüência constantes.
Os fluxos de potência ativa e reativa do estator podem ser representados pelas
equações 3.100 e 3.101.
Visto que Vqs = 0, determina-se que a potência ativa “PS” pode ser controlada
pela corrente “ids” e a potência reativa “QS” controlada pela corrente “iqs”, conforme
equações 3.102 e 3.103, respectivamente.
A corrente “i*ds” é o erro de comparação entre “VCC” desejado e medido. Desta
forma, o fluxo de potência ativa regula a tensão intermediária “VCC”.
A corrente “i*qs” é proporcional ao valor desejado de reativos gerados pelo
conversor. Normalmente i*qs = 0 para se obter fator de potência unitário.
A Figura 29 mostra o diagrama de blocos de controle do conversor “lado da
rede elétrica / estator” do GATDACE.
( ) ( )dsdsqsqsqdsqdss ivivivP ...23.Re.
23
+== (3.100)
( ) ( )qsdsdsqsqdsqdss ivivivQ ...23.Im.
23
−== (3.101)
( )dsdss ivP ..23
= (3.102)
( )qsdss ivQ ..23
= (3.103)
80
Figura 29 – Controle vetorial do conversor do lado do estator (C
2) Fonte: [12].
Figura 29 – Controle vetorial do conversor do lado do estator (C2) 1
81
Detalhes do controle vetorial da Figura 29:
- As tensões e correntes trifásicas são medidas e posteriormente convertidas
para o sistema estacionário bifásico (dS - qS);
- O deslocamento angular “θe” é calculado para ser usado nas transformações
rotacionais “VR” e “VR-1”.
- Apenas a tensão “vds” é calculado, pois a potência ativa e reativa dependem
somente dela (equações 3.100 e 3.101);
- Na implementação dos controladores de corrente, “i*d” é o erro da tensão
“VCC”, ou seja, a diferença entre o valor desejado (constante) e o valor real (medido)
da tensão “VCC”;
- A partir das correntes medidas (“ids” e “iqs”), realiza-se os cálculos do
controle vetorial, conforme equações de malha de tensão da Figura 22, pg. 67;
O sistema de controle escolhido como base deste projeto é o “OptiSpeed®”.
Esta tecnologia foi desenvolvida pela empresa Dinamarquesa Vestas (Fabricante do
gerador assíncrono V120). A tecnologia “OptiSpeed®” é utilizada em todos geradores
da Vestas e possibilita variação de velocidade de 0,7 a 1,3 da velocidade síncrona.
Além disto, a Vestas disponibiliza um supervisório SCADA para
monitoramento da central eólica à distância, que é denominado de “VestasOnlineTM”.
Utilizando o “VestasOnlineTM Business”, é possível monitorar e controlar diversas
unidades aerogeradoras.
0.... =−+− dsqsedssds idtdLiLirv ω (3.104)
0.... =−− − qsdseqssqs idtdLiLirv ω (3.105)
82
Figura 30 – Esquema do VestasOnlineTM Business 1
Fonte: [20].
Fotografia 6 – Telas do VestasOnlineTM Business 1
Fonte: [20].
Algumas funções do "VestasOnlineTM Business" Controle on-line de potência ativa e reativa Controle e monitoramento da central eólica e subestação Telas informativas em forma de gráficos e textos Indicação clara de falhas Cálculos de disponibilidade Informações on-line: Ligado/desligado, potência, tensão,
corrente, velocidade do vento, temperatura e alarmes Acesso seguro
Quadro 9 – Funções do VestasOnlineTM Business 1 Fonte: [20].
83
3.4 Compensador de Reativos
O consumo de potência reativa, característica intrínseca deste tipo de
aerogerador, pode acarretar níveis acima do contratado à concessionária. Além disso, a
demanda de potência reativa pode provocar problemas no nível de tensão no ponto de
conexão.
3.4.1 Modos de compensação de reativos
Serão descritos os principais modos de injeção e recepção de potência reativa,
atendendo às necessidades de uma máquina de indução.
3.4.1.1 Banco de capacitores fixo
Os bancos de capacitores são muito utilizados para injetar potência reativa,
deixando o sistema operando mais próximo do fator de potência unitário. São
destinados em sua maioria, à compensação de reativos conhecidos, ou seja, suprem a
demanda média de reativos previamente medidos ou calculados.
3.4.1.2 Banco de capacitores chaveados
São dispostos em vários bancos de capacitores menores, sendo ligados em
paralelo quando necessário. Podem ser ligados manualmente, remotamente, ou através
de relés que supervisionam a necessidade de reativos. Possuem a vantagem de
apresentar menor custo, mas também possuem algumas desvantagens. Por exemplo, o
chaveamento de um banco de capacitores, durante uma instabilidade transitória, pode
não ser suficientemente rápido para prevenir a instabilidade de tensão.
84
3.4.1.3 Compensador estático de reativos (SVC)
O SVC é um equipamento composto por TCR (reator controlado a tiristor), em
paralelo com TSC (capacitor chaveado a tiristor), possuindo também um sistema de
controle, filtros para harmônicas e um transformador para conexão do equipamento
com a rede elétrica.
Figura 31 – Esquema típico de um SVC 1 Fonte: Richard Lester (2006).
A partir da coordenação entre os capacitores e reatores, o SVC é capaz de
injetar ou absorver potência reativa do sistema no qual está conectado. Além disso, o
SVC atua mais rapidamente em relação aos bancos de capacitores, o que pode ser
imprescindível para a estabilidade de tensão do sistema em caso de uma perturbação.
3.4.1.4 Compensador síncrono rotativo
Este modo de compensação de reativos é caracterizado por uma máquina
síncrona a vazio, sub-excitada (absorção de reativos) ou super-excitada (fornecimento
de reativos). Este tipo de compensador é mais utilizado em subestação onde há
necessidade de controle da tensão. Atualmente é pouco usado, devido a problemas de
manutenção, desbalanceamento e até mesmo poluição sonora.
85
3.4.1.5 Compensador síncrono estático (STATCOM)
O STATCOM, também chamado de ASVC (compensador estático de reativos
avançado), pode fornecer ou absorver reativos sem a necessidade de chaveamento de
bancos de capacitores. O STATCOM utiliza conversores de fonte de tensão que
convertem uma tensão fornecida por um capacitor, em tensão trifásica na freqüência
do sistema.
3.4.2 Escolha do compensador de reativos
Para atender às necessidades básicas de potência reativa do gerador de
indução, será instalado um banco de capacitores fixo, pois é possível a determinação
aproximada da potência reativa. Desta forma, diminuem-se custos e complexidade do
sistema.
Figura 32 – CR (Compensador de reativos / Banco de capacitores trifásico) 1
O adicional de reativos que porventura for necessário, será fornecido pelo
próprio conversor eletrônico, que tem capacidade de correção de fator de potência, ou
seja, funcionando como STATCOM. Este controle de potência ativa e reativa é
detalhado no Item “3.3 Sistema de Proteção e Controle”.
86
3.4.3 Compensação de reativos – circuito equivalente por fase
As análises de circuitos para determinação da potência reativa serão realizadas
usando “pu”. Desta forma, define-se freqüência de excitação da reatância “fexc”
(freqüência de trabalho) e freqüência de base “fb”.
Logo, a reatância em “pu” pode ser expressa conforme equação 3.107.
Um modelo genérico por fase de um gerador de indução é ilustrado conforme
a Figura 33.
Figura 33 – Modelo genérico por fase de um gerador de indução 1
Fonte: [12].
Neste caso, todos parâmetros do circuito foram divididos por “F”.
Para tornar o circuito mais real, a partir da Figura 33, será inserido um ramo
“RL” (carga) e um capacitor (compensação de reativos). Para simplificação, os
parâmetros “Rm” e “jXm” foram deslocados.
Figura 34 – Modelo simplificado de um gerador de indução por fase, com carga e capacitor 1 Fonte: [12].
b
exc
b
excf
fF
ωω
== (3.106)
LFX ..ω= (3.107)
87
Simplificando a carga “RL”, esta será representada de forma paralela na
Figura 35, em que vale a equação 3.108.
Figura 35 – Modelo simplificado de um gerador de indução por fase, com carga paralela e capacitor 1
Fonte: [12].
Através de desenvolvimentos matemáticos e de circuitos elétricos [12],
obtiveram-se as relações das equações 3.109 e 3.110.
Para facilitar a análise, todos os parâmetros serão descritos de forma paralela
de acordo com a Figura 36.
Figura 36 – Modelo simplificado de um gerador de indução por fase, parâmetros em paralelo 1
Fonte: [12].
LpLp
LpLp
LL
jXFR
FR
jXjX
FR
+
=+.
(3.108)
L
LLp RF
ZR.
2=
(3.109)
L
LLp
XF
ZX.2
2=
(3.110)
88
Novamente, através de desenvolvimentos matemáticos e de circuitos elétricos
[12], foram obtidas as relações de “Rp” e “Xp”, conforme equações 3.111 e 3.112,
respectivamente.
Para que o banco de capacitores consiga equilibrar a potência reativa neste
circuito, é válida a equação 3.113 [12].
Na equação 3.113, foi considerada uma situação de regime estável, ou seja, a
freqüência de excitação “fexc” é igual à freqüência de base “fb”. F = 1.
Trabalhando apenas com reatâncias, pode-se reescrever a equação 3.113 de
formas diferentes (equações 3.114 e 3.115).
( )
sR
R
XXsF
RFR
R p2
1
221
221.
+
++⎟⎟⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛+
=
(3.111)
( )
21
221
221.
XX
XXsF
RFR
X p +
++⎟⎟⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛+
= (3.112)
∑ ==+−+ 02222
QXV
XV
XV
XV
Lp
Ph
C
Ph
m
Ph
P
Ph
(3.113)
01111=+−+
LpCmP XXXX (3.114)
LpmPC XXXX1111
++=
(3.115)
89
3.4.4 Dimensionamento básico do compensador de reativos
3.4.4.1 Reatâncias – XP, Xm e XLp
Para determinação destas reatâncias, é preciso apresentar os parâmetros
construtivos do gerador em estudo, tais como resistências e reatâncias do estator e
rotor, características de cargas e valores bases para utilização de unidades em “pu”.
Características construtivas (Gerador assíncrono de
grande porte) Parâmetro Valor
R1 0,01pu X1 0,07pu Xm 4,15pu R2 0,007pu X2 0,07pu ωe 1800RPMωr 1815RPMs -0,00833
Quadro 10 – Características construtivas de gerador assíncrono de grande porte 1 Fonte: Paul C. Krause (1986). Observação: Este banco de capacitores será dimensionado para suprir a
necessidade de reativos na condição nominal de carga e velocidade (s=-0,00833).
XP – Reatância paralela
Esta reatância paralela (Figura 36, pg. 87), foi obtida a partir da transformação
dos termos “R1”, “R2”, “X1” e “X2” que estavam em série na Figura 35, pg .87. A
determinação do valor de “XP” pode ser feita através da equação 3.112.
Utilizando diretamente a equação 3.118, pode-se determinar o valor de “XP”.
( )
07,007,0
07,007,0)00833,0.(1
007,0101,0 2
2
+
++⎟⎟⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛−
+=pX
(3.116)puX p 0647,5= (3.117)
90
Xm – Reatância mútua
A reatância mútua pode ser extraída da Quadro 10.
XLp – Reatância paralela da carga
Esta reatância paralela (Figura 36, pg. 87), foi determinada a partir da
impedância de carga na Figura 35, pg. 87.
Para utilização da equação 3.110, pg. 87, primeiramente devem-se escolher os
valores bases de potência e tensão e, posteriormente, calcular o valor da impedância de
carga (“RL” e “XL” da Figura 35, pg. 87).
Os valores base são:
- Sb = 4,5 MVA;
- Vb = 6 kV;
- Logo, Zb = 8 Ω;
A Figura 37 representa o circuito de carga por fase.
Figura 37 – Circuito equivalente de carga genérica 1
onde,
Vf = 1/√3 pu – Tensão de fase do gerador;
Sf = (1-j0,4842)/3 pu – Potência aparente por fase (fp = 0,9 indutivo ou atrasado);
puX m 15,4= (3.118)
b
bb S
VZ
2
= (3.119)
91
Desta forma, obtem-se a Figura 38.
Figura 38 – Circuito equivalente de carga 1
Com os valores determinados acima, pode-se determinar “XLp” através da
equação 3.110, pg. 87.
Determinação de XC
Com as reatâncias “XP”, “Xm” e “XLp” calculadas, aplica-se diretamente a
equação 3.115, pg. 88.
L
ff Z
VS
2
= (3.120)
LZj
2
31
34842,01 ⎟⎟
⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛
=−
(3.121)
pujZ L 392,0810,0 += (3.122)
392,0.1
)392,0()810,0(2
22 +=LpX
(3.123)
puX Lp 066,2= (3.124)
066,21
15,41
0647,511
++=CX (3.125)
puX C 084,1= (3.126)
92
3.4.5 Escolha do banco de capacitores
Para especificação de um banco de capacitores, é preciso saber a freqüência de
trabalho, tensão nominal e potência reativa.
Freqüência
A freqüência de trabalho: 60 Hz.
Tensão nominal
É recomendado instalação de banco de capacitores em ligação “estrela”
quando a tensão é maior que 2.400 V [21]. Desta forma, o banco de capacitores será
montado na configuração “estrela”, conforme Figura 32, pg. 85. A tensão nominal de
cada ramo é de 6 kV /√3 = 3,4641 kV.
Potência reativa
A reatância do capacitor “XC” é de 1,084 pu. Como a impedância base é de
8Ω, obtém-se uma reatância real de 1,084 x 8 = 8,672 Ω.
Logo, para uma tensão de 3,4641 kV e reatância de 8,672 Ω, obtém-se uma
potência reativa por fase de 1.383,76 kVar.
Após pesquisa com pessoas que trabalham diretamente em dimensionamentos
de bancos de capacitores, obteve-se o fabricante de capacitores de alta tensão LAELC,
por ter um histórico de produtos e serviços de qualidade.
c
ff X
VQ
2
= (3.127)
672,8
)1,464.3( 2
=fQ (3.128)
kVarQ f 76,383.1= (3.129)
93
Através do catálogo do fabricante, determina-se o tipo de capacitor a ser
usado. O modelo mais adequado é o de 60 Hz, 4,16 kV e 300 kVar.
Para determinação da quantidade de capacitores por banco, é necessário
analizar a tensão que o capacitor será submetido e o máximo de potência suportada por
um capacitor.
No caso do capacitor Inducon do fabricante LAELC, este suporta até 44% da
potência nominal (300 kVar), ou seja, suporta até 1,44 x 300 = 432 kVar.
Ou seja:
300 kVar < Qf < 432 kVar;
Utilizando a equação 3.127 (tensão nominal do fabricante de 4,16 kV), obtém-
se a reatância do capacitor:
40,059 Ω < Xc < 57,685 Ω;
Utilizando a equação 3.127 novamente, mas com tensão de trabalho nominal
de 3,4641 kV, obtém-se a potência reativa necessária:
208,026 kVar < Qf < 299,558 kVar;
Como a potência total de uma fase tem que ter 1.383,76 kVar, obtém-se o
número de capacitores dado por uma faixa de:
4,619 < Nc < 6,652;
Desta forma, decide-se por uma configuração com 6 capacitores em paralelo
por fase, conforme Figura 39.
Figura 39 – Ilustração do banco de capacitores 1
94
Capacitores de alta tensão tipo JB-JC Inducon (LAELC Reativos Ltda)
Características técnicas do capacitor LAELC Potência 300kVar Potência máxima 432kVar Tensão nominal 4.160V Tensão máxima 4.576V Dimensões (A/B/C/D) (560/289/150/161)mm Nível de isolamento 20 / 60kV Peso 46kg
Quadro 11 – Características técnicas do capacitor LAELC 1 Fonte: LAELC (2006).
Figura 40 – Dimensões do capacitor LAELC 1
Fonte: LAELC (2006).
95
3.5 Transformador Elevador
Tendo em vista a potência a instalar e a condição da rede elétrica existente,
geralmente verifica-se a necessidade de interligar a central eólica a uma rede elétrica
mais forte com níveis de tensão mais elevados. Nessas condições, na central eólica é
instalado um transformador elevador.
3.5.1 Características construtivas
A Figura 41 ilustra as principais partes constituintes de um transformador.
Legenda nº Nome 1 Bucha de alta tensão 1.1 Terminal de alta tensão 2 Tampa 3 Abertura para inspeção 4 Guarnição 5 Comutador 6 Armadura 7 Núcleo 8 Bobinas 8.1 Bobina de BT 8.2 Bobina de AT 9 Tanque 9.1 Olhal de suspensão 9.2 Radiador 9.3 Suporte para fixação ao poste 10 Bucha de baixa tensão
10.1 Terminal de baixa tensão 11 Placa de identificação 12 Dispositivo de aterramento
Quadro 12 – Legenda das características construtivas 1 Fonte: [13].
Figura 41 – Características construtivas 1 Fonte: [13].
96
3.5.2 Dimensionamento básico do transformador
Como base de estudos para dimensionamento básico do transformador
elevador, será utilizado material fornecido pela empresa TRAFO [18].
3.5.2.1 Preliminares do dimensionamento
- A tensão de saída do gerador é de 6 kV. Entre o gerador e o transformador
elevador (situado na base da torre), são instalados os cabos (conforme item 3.5.4
Dimensionamento dos cabos para alimentação do transformador).
- O transformador receberá (primário) tensão de 6 kV do gerador, e elevará
para 34,5 kV.
- Será construída uma rede subterrânea de 34,5 kV (interligando todas as
possíveis unidades geradoras). Esta rede subterrânea será concentrada numa única
subestação elevadora (34,5 / 138 kV). Esta subestação entregará a energia de toda a
fazenda eólica ao sistema elétrico através de uma linha de transmissão de 138 kV.
Observação: Este projeto tem como objetivo, estudar até o transformador
elevador de 6 / 34,5 kV.
3.5.2.2 Esquemas de ligação do transformador
O esquema de ligação do transformador trifásico a ser projetado está ilustrado
na Figura 42. Como é um transformador elevador, a conexão utilizada é a YN,d1 da
NBR 5356 [17].
O código YN,d1 da NBR 5356 significa:
Y – Ligação estrela “Y” no lado de alta tensão (letra maiúscula);
N – Neutro acessível e aterrado no lado de alta tensão. Esta conexão em
estrela aterrado é realizada para permitir a circulação de corrente de sequência zero,
que atua no sistema de proteção;
d – Ligação triângulo “d” no lado de baixa tensão (letra minúscula);
97
1 – Defasamento de 1x30º entre primário e secundário, conforme detalhado
abaixo.
Figura 42 – Esquema de ligação YN,d1 1
Figura 43 – Diagrama fasorial da ligação YN,d1 1
98
Com esta conexão, as tensões da conexão estrela (alta tensão) estão adiantadas
30º em relação à tensão da conexão delta (baixa tensão/gerador). Desta forma, haverá
incentivo do fluxo de potência do barramento de alta tensão para o sistema elétrico
externo.
3.5.2.3 Seção do núcleo
A determinação da seção do núcleo de um transformador é baseada no
princípio de Arnold que diz: Para cada tipo de transformador é constante a relação
entre o comprimento da espira média dos enrolamentos e o comprimento da linha
média do núcleo.
Fotografia 7 – Montagem do núcleo ferromagnético de transformador trifásico 1
Fonte: [18].
O comprimento da espira média “lcu”, é determinado dividindo o comprimento
total do enrolamento pelo número total de espiras.
O comprimento da linha média do núcleo “lfe”, é dado pela soma das linhas
médias, conforme Figura 44 e equação 3.130.
99
Figura 44 – Linha média de núcleo trifásico 1
A força eletromotriz (fem) eficaz pode ser reescrita agrupando-se a equação
3.131 e 3.132.
Tomando como referência um transformador trifásico, núcleo envolvido e
enrolamentos primário e secundário (Figura 41, pg. 95), pode-se escrever a equação
3.134.
Como a corrente pode ser expressa como a seção do condutor multiplicado
pela densidade de corrente, temos:
Desta forma, chega-se a uma equação de potência aparente (equação 3.137) a
partir das equações 3.135 e 3.136.
onde,
S – Potência aparente trifásica [VA];
f – Freqüência da rede elétrica [Hz];
cfe Hil 34 += (3.130)
ABmáx .=φ (3.132)
ABNfE ....44,4= (3.133)
IES ..3= (rr) IABNfS ).....44,4.(3= (3.134)
IABNfS .....32,13= (3.135)
daI .= (3.136)
daABNfS ......32,13= (3.137)
máxNfE φ...44,4 1= (3.131)
100
N – Número de espiras do enrolamento;
B – Indução magnética máxima [T];
A – Seção do núcleo ferromagnético [m2].
a – Seção do condutor [m2];
d – Densidade de corrente [A/m2].
Os pesos do núcleo ferromagnético “Pfe” e do enrolamento de cobre “Pcu”,
podem ser expressos a partir das equações 3.138 e 3.139. (Obs.: γ é o peso específico
em [kg/m2]).
A equação 3.139 é multiplicada por 2, pois a análise econômica deve compor
os dois enrolamentos (primário e secundário) de uma fase. Os enrolamentos não são
iguais, mas o produto N.a.d é considerado constante [18].
Em termos dimensionais da parte ativa do transformador (núcleo e
enrolamentos), o transformador terá o seu custo minimizado quando o custo total de
ferro-silício do núcleo for igual ao custo total de cobre dos enrolamentos. Isto pode ser
mostrado na equação 3.140.
Combinando as equações 3.138, 3.139 e 3.140, obtemos a equação 3.141 e
posteriormente a 3.142.
fefefe lAP γ..= (3.138)
cucucu laNP γ....2= (3.139)
fefecucu cPcP .. = (3.140)
fefe
cucu
cu
fe
fe
culA
laNc
c
PP
γγ
......2
== (3.141)
cucucu
fefefe
lc
lcAaN
γ
γ
...2
.... =
(3.142)
101
Substituindo a equação 3.142 na equação 3.137, pg. 99, resulta a equação da
potência aparente (3.143) de onde se pode obter a seção líquida do núcleo (3.144).
onde,
A – Seção do núcleo ferromagnético [m2];
S – Potência aparente trifásica [VA];
f – Freqüência da rede elétrica [Hz];
B – Indução magnética máxima [T];
d – Densidade de corrente [A/m2];
ccu – Custo do cobre [R$/kg];
cfe – Custo do ferro-silício [R$/kg];
γcu – Peso específico do cobre [kg/m2];
γfe – Peso específico do ferro-silício [kg/m2];
lcu – Comprimento da espira média dos enrolamentos [m];
lfe – Comprimento da linha média do núcleo [m].
Por uma série de levantamentos realizados em transformadores trifásicos tipo
núcleo com dois enrolamentos (primário e secundário), obteve-se a equação 3.145, a
partir da equação 3.144, tomando os seguintes valores para os pesos específicos:
γ fe = 7,65 g/cm3;
γ cu = 8,89 g/cm3.
cu
fe
cu
fe
cu
fe
l
l
c
cdABfS .......66,6 2
γ
γ=
(3.143)
fe
cu
fe
cu
fe
cull
cc
dBfSA ...
...15,0
γγ
=
(3.144)
fe
cucc
dBfSA .
...1232,0=
(3.145)
102
A – Seção do núcleo magnético de ferro-silício [cm2]
Para a determinação desta seção (equação 3.145), deve-se obter as variáveis
“S”, “B” e “d”, além de estimativa de custo de ferro-silício e de cobre.
A potência aparente “S” do transformador será considerado um sistema com
fp = 0,9 e potência ativa de 4,5 MW. Desta forma temos que S = P / fp, ou seja, S=5
MVA.
O valor da indução magnética do núcleo “B” é limitado pela corrente de
excitação, que deve ser mantida dentro de limites muitas vezes especificados em
função de custos operacionais do transformador. Para transformador de potência a
indução magnética se encontra, normalmente, em torno de 1,75 T com o uso de chapa
de ferro-silício com grão orientado.
A densidade de corrente dos enrolamentos “d” não deve ultrapassar o valor de
3,5 A/mm2 (ou 3,5.106 A/m2) sob pena de se ter necessidade de providenciar uma
melhor refrigeração.
Os custos do ferro-silício e do cobre foram fornecidos pelo projetista da
TRAFO Equipamentos Elétricos SA.
Ccu = R$ 32,00 /kg - Custo do cobre (Isolado, pronto para montagem dos
enrolamentos).
Cfe = R$ 15,00 /kg - Custo do ferro-silício (M4-Acesita, pronto para
fabricação do núcleo).
Usando a equação 3.145 e considerando os dados acima, pode-se obter a seção
do núcleo de ferro-silício.
. Obtendo uma área do núcleo de 0,059798 m2 ou 597,98 cm2.
1532.
)105,3).(75,1).(60(105.1232,0 6
6
xxA =
(3.146)
103
As chapas de ferro-silício do nucleo dos transformadores, são montados de
forma a ter uma seção o mais próxima da circular, conforme Figura 45. Isto é feito,
pois os enrolamentos são montados de forma helicoidal, de acordo com a Fotografia
10 e Figura 48, pg. 109.
Figura 45 – Seção de núcleo em degraus 1 Fonte: [18].
Para determinação do número de degraus, é necessário uma estimativa do
diâmetro da seção do núcleo. No caso de uma seção de 597,98 cm2, pode-se estimar
um diâmetro de 27,6 cm. Desta forma, a seção terá 7 degraus, conforme Tabela 1.
Tabela 1 – Número de degraus em função do diâmetro 1
Fonte: [18].
Como exemplo deste tipo de montagem em fábrica, a Fotografia 8 é bem
representativa.
104
Fotografia 8 - Montagem de núcleo magnético na fábrica 1 Fonte: [16].
Diâmetro total do núcleo ou diâmetro interno dos enrolamentos
Através de desenvolvimentos matemáticos realizados na referência [18],
obteve-se uma relação entre número de degraus e a área efetiva do núcleo.
De acordo com a Tabela 2, para uma seção com 7 degraus, a área efetiva do
núcleo é de 93,46% da área interna à circunferência da Figura 45.
Tabela 2 – Dimensões do núcleo em função do número de degraus 1
Fonte: [18].
Desta forma pode-se escrever que:
ce AA .9346,0= (3.147)
cA.9346,098,597 = (3.148)
105
onde,
Ae – Seção efetiva do núcleo, ou seja, a área de 597,98 cm2 previamente calculada;
Ac – Seção do circulo do núcleo, onde serão enroladas as espiras (Fotografia 9).
Com a seção do circulo “Ac”, pode-se calcular diretamente o diâmetro interno
do enrolamento, de acordo com e equação 3.151.
Ou seja:
Logo, o diâmetro interno dos enrolamentos é de 28,549 cm.
3.5.2.4 Enrolamentos
O dimensionamento dos enrolamentos começará a partir da equação 3.135, pg.
99, substituindo “N.I” por “q.h”. A variável “q” representa o carregamento elétrico do
transformador que é medido em [Ae/m] e “h” é a altura do enrolamento de cobre dada
em [m].
hqABfS .....32,13= (3.153)
qABfSh
....32,13=
(3.154)
2825,639 cmAc = (3.149)
4. 2DAc
π=
(3.150)
πc
AD
.4=
(3.151)
π825,639.4
=D (3.152)
106
Fotografia 9 – Processo de bobinagem 1 Fonte: [16].
h – Altura do enrolamento [m]
Para a determinação da altura do enrolamento (equação 3.154), a única
variável ainda não determinada é o carregamento elétrico “q”. O carregamento elétrico
pode ser analisado a partir de estudos e ensaios elétricos e térmicos, gerando uma
curva caracterísica, conforme Gráfico 11.
Gráfico 11 – Carregamento elétrico para transformadores 1 Fonte: [18].
Para obtenção de “q” a partir do Gráfico 11, deve-se partir dos seguintes
dados: Núcleo envolvido, potência aparente de 5.000 kVA.
Desta forma, obtém-se, aproximadamente, 57 Ae/mm ou 57.000 Ae/m.
107
Determinação da altura do enrolamento, a partir da equação 3.154.
Logo, os enrolamentos serão distribuídos numa altura de 1,05 m.
Com estes parâmetros, pode-se gerar um esboço geométrico do transformador.
Figura 46 – Dimensões do transformador trifásico 1
Observação: Os enrolamentos são concentricos, conforme Figura 41. pg. 95.
N – Número de espiras por enrolamento
O número de espiras do primário e secundário pode ser obtido a partir da
equação 3.133.
Primeiramente será calculado o número de espiras do enrolamento primário (E
= 6.000 V).
ABfEN
...44,4=
(3.156)
)1057).(059798,0).(75,1).(60.(32,13105
3
6
xxh =
(3.155)
108
Logo, o número de espiras do enrolamento primário é igual a 215.
Para o cálculo de espiras do secundário, é necessário fazer um esquemático de
ligação, preenchendo-se-a com os valores nominais (módulos) previamente calculados,
conforme Figura 47.
Figura 47 – Esquema de ligação trifásica do transformador com dados calculados 1
Como ilustrado na Figura 47, a tensão de fase do secundário é de 19,918 kV,
logo, usando a relação de tensões do transformador, o número de espiras do secundário
é de 715.
a – Seção dos enrolamentos [mm2]
Nos enrolamentos de transformadores trifásicos de grandes potências, são
usadas barras de cobre, tanto no primário como no secundário, conforme ilustrado na
Fotografia 10 e Figura 48.
)059798,0).(75,1).(60.(44,4000.6
1 =N(3.157)
109
Fotografia 10 – Bobinagem helicoidal vertical 1
Fonte: WEG (2006).
Figura 48 – Bobinagem helicoidal (Barra de cobre) 1 Fonte: [18].
Enrolamento primário
A corrente de linha “IL” do primário é de 481,125 A. Como a ligação do
primário é do tipo “Delta”, a corrente de fase “IF” tem seu valor reduzido para IL /√3,
conforme Figura 47.
IF = 277,778 A.
A partir do Quadro 13, pg. 111, obtém-se uma barra de cobre de 3/4” x 1/4”
ou 19,05 mm x 6,35 mm, que suporta até 300 A.
Além de escolher a barra através do Quadro 13, deve-se conferir se a
densidade de corrente [A/mm2] está sendo respeitada.
IF = 277,778 A – Corrente de fase no primário;
a = 19,05 x 6,35 = 120,968 mm2 – Seção da barra de cobre.
Logo, a densidade de corrente calculada “dC” será de 2,296 A/mm2, conforme
equação 3.158.
Como a densidade máxima permitida é de 3,5 A/mm2, a barra de cobre 3/4" x
1/4” é adequada para o enrolamento primário.
aI
d FC =
(3.158)
2/296,2968,120778,277 mmAdC ==
(3.159)
110
Enrolamento secundário
Neste caso, a corrente de linha “IL” é a corrente do enrolamento secundário,
pois a ligação é do tipo “Estrela” (conforme Figura 47, pg. 108).
IL = 83,674 A.
A partir do Quadro 13, obtém-se uma barra de cobre de 3/8” x 1/8” ou 9,525
mm x 3,175 mm, que suporta até 110 A.
Da mesma forma, conferindo a densidade de corrente [A/mm2].
IL = 83,674 A – Corrente do secundário;
a = 9,525 x 3,175 = 30,2419 mm2 – Seção da barra de cobre.
A densidade de corrente calculada “dC” para o secundário, será de 2,7668
A/mm2, conforme equação 3.160.
Como a densidade máxima permitida é de 3,5 A/mm2, a barra de cobre 3/8” x
1/8” é adequada para o enrolamento secundário.
aI
d FC =
(3.160)
2/7668,22419,30674,83 mmAdC ==
(3.161)
111
Quadro 13 – Ampacidade de barras de cobre 1
Fonte: [18].
3.5.3 Escolha do transformador
Este transformador, por ter tensão de entrada de 6kV e potência de 4,5MW,
não é possível ser encontrado em catálogos de fabricantes. Deste modo, é necessário
descrever as características básicas do transformador, enviar para diversos fabricantes
(principais: ABB, SIEMENS, TRAFO e WEG), e posteriormente analisar
tecnicamente e economicamente cada proposta.
Para a aquisição de um transformador confiável e de qualidade, será
apresentada uma série de requisitos construtivos e técnicos, baseados em material
fornecido pela concessionária de energia elétrica do Espírito Santo (ESCELSA) [17].
112
3.5.3.1 Requisitos construtivos
Núcleo:
O núcleo deve ser formado por lâminas de ferro-silício de grâos orientados,
alta durabilidade, de baixa perdas por histerese e alta permeabilidade. Estas lâminas
não devem possuir irregularidades e projecões pontiagudas. Cada lâmina deve ter uma
camada isolante, resistente a ação de óleo quente.
Os parâmetros calculados no item “3.5.2 Dimensionamento básico do
transformador” devem ser respeitados, tais como:
- Seção útil do núcleo (597,98 cm2);
- Montagem com 7 degraus;
- Medidas construtivas de acordo com Figura 46.
O ponto de aterramento do núcleo deverá ser localizado na tampa principal do
equipamento.
Os suportes do núcleo devem ser firmemente presos através de parafusos
isolados adequadamente instaladas. Devem suportar esforços mecânicos decorrentes
de operação e transporte.
Todas porcas e parafusos de montagem e aperto devem ser auto-travantes.
Enrolamentos:
Os enrolamentos devem ser de cobre isolado e atender os parâmetros
dimensionadas no item “3.5.2 Dimensionamento básico do transformador”.
Principais itens são:
- Os enrolamentos devem ser distribuídos numa distância de 1,05 m,
respeitando o carregamento elétrico de 57 Ae/mm;
- Primário – Enrolamento toroidal com 215 espiras de cobre com dimensões
de 3/4" x 1/4";
- Secundário – Enrolamento toroidal com 715 espiras de cobre com
dimensões de 3/8" x 1/8";
113
Tanque:
O tanque deverá ser de aço de boa qualidade comercial e apropriado
para soldagem. Deve possuir medidor de nível do tipo magnético
(Fotografia 11).
Os parafusos, porcas e arruelas de uso externo deverão ser zincadas
por imersão a quente para diâmetros acima ou iguais a 12 mm e feitos
de latão para diâmetros menores que 12mm.
O transformador completamente montado, incluindo conservador,
radiadores, bombas de óleo, todas as conexões dos tubos de óleo,
válvulas e outros acessórios, deverá suportar vácuo. Da mesma forma,
deve suportar pressão de 0,03 Mpa durante 24 horas.
Para inspeção interna do tanque, deverá ser fornecida tampa removível.
Tampas soldadas não são aceitas.
Base:
O transformador deverá ser fornecido com um sistema de rodas bidirecionais
com flange que permita seu deslocamento sobre trilhos. Deverá suportar o
transformador com óleo. Estes trilhos são do tipo TR-32.
Dispositivo de alívio rápido de pressão interna:
Este dispositivo deverá ter contato para alarme e
desligamento. Deverá ter também estanque
automático voltado para fora lateralmente, a fim de
evitar a queda do óleo (Fotografia 12).
Fotografia 11 – Indicador de nível1 Fonte: [13].
Fotografia 12– Relé de súbita pressão 1Fonte: [13].
114
Conservador de óleo:
Deverá ter indicador magnético de nível, válvulas e sistema de
preservação do óleo através de bolsa flexível de borracha
nitrílica de abertura única ou diafragma. Este sistema de
preservação deverá ser resistente ao óleo mineral isolante até
95ºC e ter tampa lateral. A entrada de ar na bolsa ou diafragma
deverá ser através de um secador de ar com sílica-gel (Fotografia
13).
Buchas:
Todas as buchas utilizadas no transformador deverão ter nível de isolamento
igual ou superior ao nível de isolamento dos respectivos enrolamentos e conduzirem
no mínimo 50% acima da corrente nominal. Deverão ser feitas de porcelana
vitrificada, cor marrom uniforme, sem porosidade, quimicamente inerte, de alto ponto
de fusão e alta resistência mecânica.
Guarnições:
O material empregado deve ser resistente ao óleo isolante utilizado. Todas
estas junções devem ser providas de gaxetas e flanges adequados.
Pintura e prevenção contra corrosão:
Primeiramente as superfícies devem ser limpas através de jateamento de areia
ou granalha com esfera de aço.
As pinturas internas do tanque e tubulações devem ser a base de poliuretano-
alifático, pigmentada com dióxido de titânio na cor branca. Esta pintura não deve ser
afetada pelo óleo e nem afetá-lo.
As pinturas externas devem receber uma camada de “primer”. A demão do
acabamento será na cor cinza claro MUNSELL N6,5.
Fotografia 13 –Desumidificador de ar 1 Fonte: [13].
115
Sistema de resfriamento:
O transformador deve ser provido com um número suficiente de radiadores e
ventiladores de resfriamento para manter a temperatura abaixo do limite necessário.
Placas de identificação:
O transformador deve possuir placas de identificação com dizeres em
português e unidades do sistema internacional (SI). A identificação do transformador
deve estar numa posição visível. Equipamentos auxiliares também devem ser
identificados (diagrama de ligação quando necessário).
Outros acessórios diversos:
- Relé de gás tipo Buchholz (Fotografia 14);
- Medidores de temperatura para o óleo e enrolamentos (Fotografia 15);
- Cabinas para acomodar os componentes auxiliares;
- Acessórios para içamento, apoio e tração.
Fotografia 14 – Relé de gás 1
Fonte: [13].
Fotografia 15 – Termômetro de óleo 1 Fonte: [13].
3.5.3.2 Requisitos técnicos
Elevação de temperatura:
O transformador deve ser fabricado utilizando isolante híbrido composto de
papel NOMEX com Thermokraft 90. Para temperatura ambiente de 40ºC, este isolante
deve suportar uma temperatura média de enrolamento de até 95ºC. O ponto mais
quente não deve ultrapassar 120ºC.
116
Sobrecarga:
O transformador deve suportar sobrecargas diárias conforme normas ANSI-
C57.92 ou ABNT-NBR 5416.
Defasamento angular:
O defasamento angular entre primário e secundário deve ser de 30º. Como é
um transformador elevador, a ligação deve ser do tipo YN,d1, conforme NBR 5356.
Relação nominal:
As relações de tensões nominais do transformador são para funcionamento em
vazio. Aplicando-se, nestas condições a tensão nominal a um determinado
enrolamento, a tensão obtida no outro enrolamento deverá ficar compreendida dentro
de 0,5% para mais ou menos da pespectiva tensão especificada.
3.5.4 Dimensionamento dos cabos para alimentação do transformador
3.5.4.1 Dados básicos para especificação e projeto
Para a seleção do cabo adequado para este sistema, devem ser consideradas
várias informações prévias a respeito das condições de serviço.
O sistema em estudo é caracterizado por três cabos que saem do gerador
elétrico situado na nacela e chegam no transformador na subestação. O percurso dos
cabos é feito dentro de canaleta e de aproximadamente 100 m.
Condições gerais:
- Tensão nominal de linha (entre fases) = 6 kV;
- Frequência do sistema = 60 Hz;
- Sistema trifásico;
- Potência ativa = 4,5 MW;
117
- Fator de potência = 0,9 (indutivo ou atrasado);
- Comprimento do circuito = 100 m;
- Temperatura média = 35 ºC.
Como o sistema é de média tensão, o desenvolvimento do dimensionamento
dos cabos é realizado diretamente com o manual dos fabricantes Wirex Cable e Ficap.
Para simplificação, será usado o fabricante Wirex Cable como exemplo, pois a
temperatura que o cabo suporta é maior, massa líquida nominal menor (kg/km), além
de ter um modelo específico para cabos de média tensão em subestações.
Como os fabricantes já elaboram tabelas para diversas situações de
instalações, é necessário apenas fazer a correção de temperatura.
a) Corrente nominal:
onde,
P = 4,5 MW - Potência ativa;
VL = 6 kV - Tensão de linha;
IL - Corrente por condutor;
fp = 0,9 - Fator de potência.
Logo, a corrente nominal por condutor “IL” é de 481,125 A.
b) Correção de temperatura:
Tabela 3 – Fatores de correção em função da temperatura ambiente 1
Fonte: [14].
fpIVP LL ...3= (3.175)
118
- Tipo de instalação: Ar;
- Temperatura do condutor: 70 ºC;
- Temperatura ambiente: 30 ºC;
- Temperatura considerada: 35 ºC;
Com estes dados acima e a Tabela 3, tem-se um fator de correção de
temperatura de 0,94. Desta forma, a corrente a ser analisada nas tabelas do fabricante
será de 511,835 A. Com isto, pode-se usar o Quadro 14 da Wirex Cable para
determinação da bitola mínima do cabo.
Quadro 14 – Capacidade de condução de corrente elétrica 1 Fonte: [15].
119
Para instalação de cabos dentro de calhas (canaletas), são possíveis 3 opções:
- “Em canaleta”, três cabos separados;
- “Em canaleta”, três cabos juntos;
- “Em canaleta”, um cabo trifilar.
Com a corrente de análise de 511,835 A, a solução que possibilita usar o cabo
de menor bitola é a primeira opção “Em canaleta, três cabos separados”. Seção mínima
de 185 mm2.
120
Cabo Eprovinil 105 Super 6/10 kV – Wirex Cable [15]
Os cabos Eprovinil 105 Super podem ser utilizados em circuitos de
alimentação e distribuição de energia elétrica em subestações, instalações industriais e
comerciais e entradas de edifícios, podendo ser instalados ao ar livre, em eletrodutos,
canaletas, bancos de dutos ou diretamente enterrados no solo. Seu diferencial é na
elevada temperatura de operação. Para estes cabos, a temperatura máxima do condutor
em regime contínuo é de 105ºC, enquanto que para outros cabos convencionais
isolados em EPR ou XLPE é de 90ºC.
Figura 49 – Wirex Cable Cable (Cabo Eprovinil 105 Super 3,6/6kV a 12/20 kV) 1
Fonte: [15].
Legenda
nº Características 1 Fios de cobre nú, têmpera mole e encordoamento classe 2 2 Blindagem: Composto termofixo semicondutor 3 Isolação: Composto termofixo de borracha etileno-Propileno, 105ºC 4 Blindagem: Composto termofixo semicondutor 5 Fios coloridos de identificação 6 Blindagem: Metálica em fios de cobre nú, têmpera mole, aplicadas helicoidalmente7 Fita de poliéster separadora 8 Cobertura: Composto termoplástico à base de PVC Quadro 15– Legenda (Cabo Eprovinil 105 S Super 3,6/6kV a 12/20 kV) 1 Fonte: [15].
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Cabo Eprovinil 105 Super
(Principais Características)
Isolação 6/10 kV Seção nominal 185 mm2 Diâmetro do condutor 15,85 mm Espessura da isolação 2,5 mm Diâmetro externo 29,9 mm Massa líquida nominal 2.132 kg/km RCA 0,1437 Ω/km XL 0,279 Ω/km
Quadro 16 – Principais características (Cabo Eprovinil 105 Super 6/10kV) 1 Fonte: [15].
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3.6 Quadro geral
Quadro 17 - Quadro geral 1
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4 CURIOSIDADES
4.1 Parque eólico Micon
O parque eólico Micon de Palm Springs, Califórnia, possui mais de mil
máquinas Nordtank de 55kW [11].
Fotografia 16 - Parque eólico Micon 1 Fonte: [11]
4.2 Turbina eólica horizontal fabricada no Paraná
Turbina eólica horizontal foi desenvolvida pelo engenheiro mecânico Isac
Gonçalves Ribeiro. Esta tecnologia é totalmente brasileira (Paraná) e será usada em
diversos estados [19].
Fotografia 17 - Testes da turbina horizontal 1 Fonte: [19]
4.3 Principais centrais eólicas em operação no Brasil
Existem algumas centrais eólicas em operação no Brasil, principalmente no
Ceará e Rio Grande do norte. O Quadro 18 apresenta as principais características
destas centrais eólicas.
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USINAS BRASIL
Quadro 18 - Principais usinas eólicas no Brasil 1
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5 CONCLUSÕES
O sistema elétrico brasileiro necessita de novas centrais geradoras de energia
elétrica, devido ao crescimento demográfico, industrial e do conforto pessoal.
As fontes de energia tradicionais estão esgotando, desta forma, a montagem de
uma central eólica é de grande importância para suprir estas necessidades, agredindo
minimamente o meio ambiente.
A máquina assíncrona ou de indução, é utilizada como motor na maioria de
suas aplicações. Como gerador, está sendo extremamente utilizado em centrais eólicas.
O gerador assíncrono duplamente alimentado foi alvo de estudos neste projeto,
sendo montado juntamente ao conversor estático duplo back-to-back. Esta
configuração está viabilizada e sendo utilizada mundialmente, apresentando ótimas
características de regulação de velocidade e potência. Este conversor é viável, pois a
potência do conversor é de 30% da potência do gerador e reduz a quantidade de
injeção de harmônicos na rede elétrica.
O sistema de proteção e controle aplicado ao conversor back-to-back utiliza a
tecnologia de controle vetorial, possibilitando a regulação independente de velocidade
e fluxo de potência ativa e reativa.
A utilização do gerador assíncrono, requer a instalação de um “compensador
de reativos” nos terminais do estator. O controle variável de reativos deve ser feito
pelo conversor estático.
A instalação do transformador elevador de tensão é fundamental. Através
deste, viabiliza-se a ligação entre a nacela e a subestação da fazenda eólica.
Existem inúmeros assuntos relativos à energia eólica. Novas abordagens
podem ser realizadas a partir deste projeto de graduação, tais como:
- Estudo de caso: Análise e especificação técnica de uma central eólica;
- Montagem de protótipo de um conversor de potência aplicado a sistemas
eólicos;
- Simulação de controle de fator de potência utilizando controle vetorial;
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- Simulação de controle de velocidade de aerogerador utilizando controle
vetorial.
- Estudos e dimensionamento da interligação entre o gerador eólico e a
subestação / rede elétrica.
Assim, espera-se ter contribuído com o desenvolvimento relativo à produção
de energia elétrica através da utilização da força dos ventos.
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REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
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