UNIVERSIDADE FEDERAL DA BAHIA ESCOLA POLITÉCNICA … · 5.1.1 IMPACTOS EM REGIME PERMANENTE ......
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UNIVERSIDADE FEDERAL DA BAHIA ESCOLA POLITÉCNICA PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA ELÉTRICA PRISCILLA SOUZA NEVES INTERLIGAÇÃO DA GERAÇÃO EOLIELÉTRICA COM O SISTEMA ELÉTRICO DE POTÊNCIA DISSERTAÇÃO DE MESTRADO EM ENGENHARIA ELÉTRICA SALVADOR 2014
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UNIVERSIDADE FEDERAL DA BAHIA ESCOLA POLITÉCNICA
PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA ELÉTRICA
PRISCILLA SOUZA NEVES
INTERLIGAÇÃO DA GERAÇÃO EOLIELÉTRICA COM O
SISTEMA ELÉTRICO DE POTÊNCIA
DISSERTAÇÃO DE MESTRADO EM
ENGENHARIA ELÉTRICA
SALVADOR
2014
Página em branco.
PRISCILLA SOUZA NEVES
INTERLIGAÇÃO DA GERAÇÃO EOLIELÉTRICA COM O
SISTEMA ELÉTRICO DE POTÊNCIA
SALVADOR
2014
Dissertação apresentada ao Programa de Pós Graduação em Engenharia
Elétrica, Escola Politécnica, Universidade Federal da Bahia, como
requisito para obtenção do grau de Mestre em Engenharia Elétrica.
Orientador: Profª. Drª. Cristina de Abreu Silveira
N513 Neves, Priscilla Souza.
Interligação da geração eolielétrica com o sistema elétrico de potência/ Priscilla Souza Neves. – Salvador, 2014.
109f. : il. color.
Orientadora: Profª. Drª. Cristina de Abreu Silveira.
Dissertação (mestrado) – Universidade Federal da Bahia. Escola Politécnica, 2014.
1. Energia eólica. 2. Sistemas de energia elétrica. 3. Impacto ambiental. 4. Interligação em rede. I. Silveira, Cristina de Abreu. II. Universidade Federal da Bahia. III. Título.
CDD: 621.312
i
PRISCILLA SOUZA NEVES
INTERLIGAÇÃO DA GERAÇÃO EOLIELÉTRICA COM O
SISTEMA ELÉTRICO DE POTÊNCIA
Aprovado em: 13/03/2014
BANCA EXAMINADORA
Dissertação apresentada ao Programa de Pós
Graduação em Engenharia Elétrica, Escola Politécnica
da Universidade Federal da Bahia, como requisito para
obtenção do título de Mestre em Engenharia Elétrica.
ii
AGRADECIMENTOS
Agradeço a Deus por me dar força e saúde para superar as dificuldades impostas nesta
vida.
Agradeço à minha família que sempre apoiou as decisões e escolhas feitas durante todo
este tempo dedicado aos estudos.
Agradeço a Profª. Drª. Cristina de Abreu Silveira pela colaboração e contribuição
durante o desenvolvimento desta dissertação de mestrado.
Agradeço a Janaina Almada, mestranda da Universidade Federal do Ceará, pela
colaboração e auxilio no decorrer das simulações computacionais.
Agradeço a Pedro Leoni, Engenheiro da Renova Energia, pelos esclarecimentos acerca
dos Parques Eólicos na Bahia.
Agradeço ao LABEFEA/UFBA pela disponibilidade de espaço e contribuição na
elaboração deste trabalho.
Finalmente, agradeço a todos os amigos, colegas e parceiros que direta ou indiretamente
contribuíram para a elaboração deste trabalho.
Muito Obrigada.
iii
“Viver e não ter a vergonha de ser feliz.
Cantar e cantar e cantar a beleza de ser um
eterno aprendiz.”
Gonzaguinha
iv
RESUMO
Nas últimas décadas a energia eólica tem tido uma participação significativa na
matriz energética de vários países e com isso, a discussão acerca da influência que a
conexão de parques eólicos pode causar na rede, preservando a qualidade da energia e
estabilidade do sistema tornou-se tema da maior importância para o setor. Este trabalho
trata da interligação de parques eólicos ao sistema elétrico de potência (SEP) destacando os
impactos que essas novas instalações podem causar à operação do sistema elétrico. Dentro
desta proposta, é apresentado um panorama da energia eólica no mundo e sua evolução no
Brasil, a capacidade eólica instalada, as configurações, classificações e regulamentações da
integração dos sistemas eólicos à rede elétrica. Também são abordados os impactos da
interligação de parques eólicos ao sistema elétrico no âmbito da qualidade da energia
elétrica e dos afundamentos de tensão decorrentes de curtos-circuitos no sistema no ponto
comum de conexão com a rede, além dos impactos que as centrais eólicas podem provocar
ao meio ambiente. As análises realizadas neste estudo buscaram avaliar o comportamento
do parque eólico interligado ao SEP de acordo com os critérios estabelecidos pelo operador
do sistema elétrico (ONS) nas condições mais severas de operação, no que tange à sua
capacidade de suportabilidade às faltas na rede elétrica.
Palavra-chave: Interligação, energia eólica, impactos, qualidade da energia, afundamentos
de tensão.
v
ABSTRACT
In recent decades wind energy has had a significant share in the energy matrix from
various countries and with that, the discussion about the influence that the connection of
wind farms can cause in the power grid, preserving power quality and system stability has
become the subject of most importance for the sector. This paper broaches the
interconnection of wind farms in power system highlighting the impacts that these new
installations may cause the operation of the electric system. Within this proposal, an
overview of wind energy in the world and its development in Brazil's installed wind
capacity, settings, classifications and regulations of the integration of wind farms to the
grid is displayed. Are also addressed the impact of the interconnection of wind power to
the electrical system within the power quality parks, to the variations of short - term effects
of short circuits in the system voltage, the temporal variability of these effects at the point
of connection to the network the Point of Common Connection (PCC), in addition to the
impact that the installation of wind power plants can cause the environment. The analyzes
performed in this study sought to evaluate the behavior of the wind farm connected to the
power system in accordance with criteria established by the operator of the electric system
(ONS) in the most severe operating conditions, in terms of its ability to withstand faults in
the power grid.
Keyword: Interconnection, wind power, impact, power quality, voltage sags.
vi
SUMÁRIO
1. INTRODUÇÃO ............................................................................................................ 1
1.1 ENERGIA EÓLICA NO BRASIL ..................................................................................... 3
1.2 MOTIVAÇÃO E OBJETIVOS DA DISSERTAÇÃO ...................................................... 6
1.3 ESTRUTURA DA DISSERTAÇÃO ................................................................................. 7
2. INTEGRAÇÃO DE PARQUES EOLIELÉTRICOS NO SISTEMA ELÉTRICO
DE POTÊNCIA ................................................................................................................... 9
2.1 REVISÃO BIBLIOGRAFICA ............................................................................................... 11
3 SISTEMAS DE GERAÇÃO EÓLICA ......................................................................... 14
3.1 SISTEMAS ISOLADOS ........................................................................................................ 14
3.2 SISTEMAS HÍBRIDOS ......................................................................................................... 15
3.3 SISTEMAS INTERLIGADOS .............................................................................................. 16
3.4 CONFIGURAÇÕES DO AEROGERADOR ........................................................................ 19
4 CONSIDERAÇÕES PARA A CONEXÃO DE PARQUES EÓLICOS .................... 25
4.1 REGULAMENTAÇÃO TÉCNICA ....................................................................................... 25
4.1.1 ANÁLISE DOS CÓDIGOS DE REDE .......................................................................... 30
4.2 REQUISITOS DE ACESSO À REDE ELÉTRICA NO BRASIL ........................................ 31
4.3 FORMAS DE ACESSO AO SISTEMA ELÉTRICO BRASILEIRO ................................... 33
5. IMPACTOS DA CONEXÃO DE PARQUES EÓLICOS NO SEP .......................... 36
5.1 QUALIDADE DA ENERGIA ELÉTRICA ........................................................................... 36
5.1.1 IMPACTOS EM REGIME PERMANENTE .................................................................. 37
5.1.2 IMPACTOS EM REGIME DINÂMICO ........................................................................ 39
5.1.3 IMPACTOS EM REGIME TRANSITÓRIO .................................................................. 43
5.1.4 VARIAÇÃO DE FREQUÊNCIA ................................................................................... 47
5.1.5 EFEITO DA INTERFERÊNCIA ELETROMAGNÉTICA (EMI) ................................. 48
5.2 IMPACTOS AMBIENTAIS .................................................................................................. 49
6. ESTUDO DE CASO ...................................................................................................... 51
vii
6.1 REPRESENTAÇÃO DE PARQUES EÓLICOS PARA ESTUDOS NO SEP ...................... 51
6.1.1 APRESENTAÇÃO DO PARQUE EÓLICO EM ESTUDO .......................................... 53
6.1.2 MODELAGEM ............................................................................................................... 54
6.2 IMPACTOS ELÉTRICOS ..................................................................................................... 59
6.2.1 AFUNDAMENTOS EQUILIBRADOS ......................................................................... 59
6.2.2 AFUNDAMENTOS DESEQUILIBRADOS .................................................................. 66
6.2.3 ANÁLISE DOS RESULTADOS OBTIDOS .................................................................. 73
7. CONCLUSÕES .............................................................................................................. 75
7.1 SUGESTÕES PARA TRABALHOS FUTUROS ................................................................. 77
8. REFERÊNCIAS ............................................................................................................ 78
APÊNDICE A .................................................................................................................... 84
APÊNDICE B ..................................................................................................................... 87
ANEXO A ........................................................................................................................... 90
ANEXO B ........................................................................................................................... 94
viii
LISTA ABREVIATURAS E SIGLAS
ABEEólica Associação Brasileira de Energia Eólica
AMT Afundamento Momentâneo de Tensão
AVF-SCIG Aerogerador de Velocidade Fixa com Gerador de Indução de Rotor em
Gaiola
AVV-GIDA Aerogerador de Velocidade Variável com Gerador de Indução Duplamente
Alimentado
AVV-PMSG Aerogerador de Velocidade Variável com Gerador Síncrono de Imãs
Permanentes
AVV-WRSG Aerogerador de Velocidade Variável com Gerador Síncrono Alimentado
Eletricamente
CLM Conversor do Lado da Máquina
CLR Conversor do Lado da Rede
DFIG Doubly Fed Induction Generator
DTH Distorção de Tensão Harmônica
EIA Estudo de Impacto Ambiental
EMI Eletromagnetic Interference
EPE Empresa de Pesquisa Energética
FT Fator de Transferência
GIDA Gerador de Indução Duplamente Alimentado
GWEC Global Wind Energy Council
IEEE Institute of Eletrical and Eletronics Engineers
LFA Leilão de Fontes Alternativas
LRE Leilão de Reserva
ONS Operador Nacional do Sistema Elétrico
ix
PCA Projeto de Controle Ambiental
PCC Ponto de Conexão Comum
PCH Pequena Central Hidrelétrica
PMSG Permanent Magnet Synchronous Generator
PROINFA Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica
PROREDE Procedimentos de Rede
QEE Qualidade da Energia Elétrica
RAS Relatório Ambiental Simplificado
SCIG Squirrel-Cage Induction Generator
SEP Sistema Elétrico de Potência
SIN Sistema Interligado Nacional
VTCD Variação de Tensão de Curta Duração
WRSG Wound Rotor Synchronous Generator
WWEA World Wind Energy Association
x
LISTA DE FIGURAS
Figura 1 – Capacidade eólica instalada no período de 1997 a 2013...................................... 2
Figura 2 – Capacidade eólica instalada em diversos países. ................................................. 2
Figura 3 – Matriz de eletricidade brasileira. .......................................................................... 3
Figura 4 – Potência eólica instalada de 2005 até 2017. ......................................................... 4
Figura 5 – Configuração de um sistema eólico isolado. ...................................................... 15
Figura 6 – Configuração do sistema híbrido solar-eólico-diesel. ........................................ 15
Figura 7 – Conexão através de um transformador por aerogerador à rede elétrica. ............ 17
Figura 8 - Conexão através de um transformador por conjunto de aerogeradores à rede. .. 18
Figura 9 – Grupo eólico de velocidade fixa conectada diretamente à rede elétrica. ........... 20
Figura 10 – Grupo eólico conectado à rede através de soft starter. .................................... 21
Figura 11 – Grupo eólico conectado a rede através do conjunto retificador/inversor. ........ 22
Figura 12 – Grupo eólico com gerador de indução duplamente alimentado. ...................... 23
Figura 13 – Grupo eólico com gerador com rotor (a) bobinado; (b) ímãs permanentes. .... 24
Figura 14 – Curva de suportabilidade a faltas para rede de distribuição. ............................ 26
Figura 15 – Curva de suportabilidade à falta no nível de transmissão. ............................... 27
Figura 16 – Curva LVRT aos centros geradores de energia em Portugal. .......................... 27
Figura 17 - Suportabilidade a faltas no sistema de transmissão. ......................................... 28
Figura 18 – Curva de suportabilidade à falta aplicada no Canadá. ..................................... 29
Figura 19 – Curva de suportabilidade a faltas para parques eólicos conectados a rede ...... 29
Figura 20 – Curva de suportabilidade a falta na rede básica dos aerogeradores. ................ 44
Figura 21 – Aerogerador contendo circuito de proteção crowbar....................................... 45
Figura 22 – Tipos de circuito de proteção crowbar............................................................. 46
Figura 23 – Dispersão dos sinais eletromagnéticos pelas turbinas eólicas.......................... 48
Figura 24 – Exemplo de conexão de parque eólico com o SEP. ......................................... 52
Figura 25 – Esquema elétrico do parque eólico em estudo. ................................................ 53
xi
Figura 26 – Parque eólico no PSCAD. ................................................................................ 54
Figura 27 – Interação entre o modelo da turbina e gerador. ................................................ 55
Figura 28 – Máquina de indução no referencial dq síncrono. ............................................. 56
Figura 29 – Topologia do conversor do lado da máquina. .................................................. 58
Figura 30 – Topologia do conversor do lado da rede. ......................................................... 58
Figura 31 – Bloco correspondente à falta trifásica e controle do tempo da falta. ............... 59
Figura 32 – Circuito correspondente ao controle da intensidade da falta trifásica.............. 60
Figura 33 - Afundamento de tensão de 60% no PCC. ......................................................... 61
Figura 34 – Afundamento de tensão de 40% no PCC. ........................................................ 61
Figura 35 – Afundamento de tensão de média severidade. ................................................. 62
Figura 36 – Atuação da proteção crowbar no inicio do afundamento de tensão. ............... 63
Figura 37 – Atuação continua do crowbar após restauração do sistema. ............................ 63
Figura 38 – Atuação do sistema de proteção do parque eólico. .......................................... 64
Figura 39 – Afundamento de tensão de 80% dentro de 500 ms. ......................................... 65
Figura 40 – Atuação do disjuntor de proteção do parque eólico. ........................................ 65
Figura 41 - Corrente do rotor durante afundamento de tensão com uso do crowbar. ......... 66
Figura 42 – Bloco lógico para simulação de faltas assimétricas. ........................................ 67
Figura 43 – Falta monofásica aplicada no PCC. ................................................................. 68
Figura 44 – Afundamento de tensão oriundo de falta monofásico no PCC. ....................... 69
Figura 45 – Amortecimento da corrente no rotor durante o afundamento de tensão. ......... 69
Figura 46 – Correntes oriundas da falta bifásica do tipo Fase-Fase no PCC. ..................... 70
Figura 47 – Afundamento de tensão devido à falta bifásica no PCC. ................................. 70
Figura 48 – Afundamento de tensão devido à falta bifásica para terra. .............................. 71
Figura 49 – Tensão na fase não afetada pela falta bifásica. ................................................ 71
Figura 50 – Correntes do PCC oriunda da falta bifásica para terra. .................................... 72
Figura 51 – Ativação do crowbar durante o afundamento de tensão. ................................. 72
xii
LISTA DE TABELAS
Tabela 1– Capacidade eólica instalada por estado no Brasil. ................................................ 5
Tabela 2 – Classificação das tensões no Brasil. .................................................................. 16
Tabela 3 - Condições de suportabilidade a faltas de parques eólicos na Dinamarca. ......... 26
Tabela 4 - Sumário da suportabilidade a faltas de parques eólicos para diferentes países.. 31
Tabela 5– Efeitos das turbinas eólicas no sistema elétrico. ................................................. 36
Tabela 6 – Faixa da tensão de leitura (TL) em relação à tensão contratada (TC). .............. 37
Tabela 7 – Limites globais de tensão expressos em (%) da tensão fundamental. ............... 39
Tabela 8 – Limites globais de flutuação de tensão. ............................................................. 42
Tabela 9 – Fatores de transferência (FT). ............................................................................ 42
Tabela 10 – Denominação das variações de tensão de curta duração. ................................ 43
Tabela 11 – Comparação dos impactos entre fontes de energia. ......................................... 50
1
1. INTRODUÇÃO
A pressão ambiental a favor da redução do uso de fontes de energia poluentes, a
diminuição dos níveis de armazenamento dos reservatórios das hidrelétricas, a necessidade
de suprir a crescente demanda por energia elétrica, a escassez de petróleo associado à
volatilidade do preço do barril e a diversificação da matriz energética, são alguns dos
elementos que impulsionam o crescimento das fontes renováveis, e.g. eólica, solar,
biomassa e pequenas centrais hidrelétricas (PCHs).
Neste cenário, o Brasil também reconheceu a necessidade de ampliar e diversificar a
matriz energética nacional, através das fontes alternativas de energia que até então não
tinham sua utilização em larga escala devido ao custo pouco competitivo se comparado às
fontes tradicionais de energia elétrica, pois, apesar de possuir cerca de 70% da sua geração
de energia obtida a partir de usinas hidrelétricas, que são fontes de energia limpa, estas
possuem restrições por causar grandes impactos ambientais (WWF, 2012).
O aproveitamento da energia eólica vem se destacando como uma fonte promissora e
economicamente competitiva, pois, com o avanço tecnológico alcançado nos últimos anos,
o custo da geração eólica está se aproximando dos custos das fontes convencionais de
energia devido aos incentivos governamentais empregados e o aumento da escala de
produção neste setor. Os incentivos permitem que os sistemas de conversão eólica não só
tenham a tecnologia necessária para a geração de energia oriunda dos grandes parques
eólicos, como também permite a utilização na forma de geração distribuída, visando
flexibilizar o sistema elétrico com o consequente aumento na segurança operacional, na
redução de perdas de transmissão de energia e também, na diminuição dos grandes
impactos socioambientais inerentes a expansão energética.
O paradigma de produção e consumo de energia com economia, eficiência e
segurança e a integração das fontes renováveis com as fontes convencionais leva a um
novo modelo de sistema de geração de energia elétrica menos centralizada que o atual,
como por exemplo, as redes inteligentes que preveem o uso de sistemas de geração de
energia local em pequena escala (micro geração), preferencialmente renovável, e o
gerenciamento do consumo. Neste aspecto, a interligação de parques eólicos ao Sistema
Elétrico de Potência (SEP) oferece maior segurança no suprimento nos momentos em que
a produção por fontes tradicionais é menor (MME, 2010).
2
O gráfico da Figura 1 mostra a evolução mundial da instalação de parques eólicos no
período de 1997 a 2013, na qual fica evidente a quantidade de potência eólica, 318 GW,
inserida no setor elétrico até 2013 (WWEA, 2014).
Figura 1 – Capacidade eólica instalada no período de 1997 a 2013. (WWEA, 2014) (Adaptada)
O gráfico da Figura 2 evidencia a baixa expressividade da geração eólica do Brasil
no cenário mundial, a despeito dos investimentos no setor, tendo atingido 2.788 MW
instalados (WWEA, 2013).
Figura 2 – Capacidade eólica instalada em diversos países. (WWEA, 2013) (Adaptada)
3
O intenso incremento de capacidade nos últimos anos provocou a redução dos custos
da tecnologia eólica disponível no mercado, hoje associado aos incentivos governamentais
de cada país. Isso estimula o desenvolvimento de conhecimento e empregos e contribui
para a expansão da oferta energética e, o Brasil, apesar de possuir um potencial econômico
evidentemente menor quando comparado com os países líderes em instalação eolielétrica,
já possui experiência na execução de programas de incentivo a fontes limpas que visam à
ampliação da capacidade de geração de energia elétrica.
1.1 ENERGIA EÓLICA NO BRASIL
Apesar da energia eólica ainda ser pouco representativa na matriz energética nacional
quando comparada com o aproveitamento do potencial das fontes hídricas e térmicas,
atualmente a capacidade eólica instalada no Brasil responde por aproximadamente 2% da
potência elétrica gerada, como apresentado no gráfico da Figura 3 (ABEEólica, 2013).
Figura 3 – Matriz de eletricidade brasileira. (ABEEólica, 2013)
A ampliação da capacidade de gerar energia elétrica a partir da fonte eólica no Brasil
foi iniciada em 2002, com a criação do Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de
Energia Elétrica (PROINFA), que estimulou o desenvolvimento de fontes alternativas de
energia destinadas a diversificar a matriz energética do país, sendo 3.300 MW de
capacidade distribuída entre as fontes contempladas, 1.423 MW foram de projetos de
geração eolielétrica. Registrou a existência de 51 parques eólicos totalizando 926 MW de
potência instalada correspondentes a 40 projetos deste programa até 2010 (Renergy, 2010).
4
Com o PROINFA, a geração eólica continua recebendo incentivos através de
mecanismos de contratação regulada habilitados pelo MME, para a contratação de energia
elétrica através de leilões (LER-2009, LFA-2010, LER-2010, LER 2011 e LFA 2012), que
permitirá aumentar até 5.300 MW de potência eólico instalado para o horizonte de 2013 e
8.802,1 MW até 2017. O gráfico da Figura 4 apresenta a potência eólica instalada no Brasil
de 2005 com previsão de ampliação da capacidade eólica até 2017 (ABEEólica, 2013).
Figura 4 – Potência eólica instalada de 2005 até 2017. (ABEEólica, 2013)
Nestas circunstâncias, a implantação de usinas eolielétricas1 continua sendo uma
alternativa para o setor elétrico, pois boa parte deste crescimento é devido ao compromisso
os países assinantes do protocolo de Kyoto em cumprir seus acordos de redução das
emissões de gases de efeito estufa (Procobre, 2010). Investimentos na ampliação da
capacidade de geração de energia elétrica a partir da exploração das fontes eólica,
biomassa, solar e PCHs, trazem benefícios com relação aos custos de produção de energia,
diminuem a emissão de gases do efeito estufa e aumentam a oferta energética. Bem como,
1 Eolielétrica – Expressão adotada pela ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica) para designar Usinas
Eólicas ou Parques Eólicos.
5
a utilização e tecnologias limpas também contribui para elevar o país a uma posição de
destaque na economia de baixo carbono2.
Além disso, o aproveitamento da energia dos ventos nesta região apresenta um
aspecto estratégico e favorável para a geração de energia elétrica nacional (MME, 2010).
Como por exemplo, a complementaridade sazonal da gestão hídrica e eólica potencializa
uma maior estabilidade na oferta de energia, já que em períodos de estiagem, quando as
barragens estão em seu nível mais baixo, coincidem com o período de maior incidência e
intensidade de ventos. Com isso, há um equilíbrio quase perfeito entre a geração das usinas
eolielétrica e hidrelétrica para garantir o suprimento de energia contínuo e confiável ao
longo do ano, o que diminui os riscos de “apagões” energéticos, além de preservar as
bacias hidrográficas fechando ou minimizando o uso das hidrelétricas. O melhor exemplo
desta sazonalidade está na região do Rio São Francisco.
Esta complementaridade justifica os investimentos do setor elétrico que contemplam
principalmente a geração eólica, em face da baixa pluviosidade e a distribuição geográfica
dos recursos hídricos existentes no país. Segundo a ABEEólica, atualmente a região
Nordeste possui 81 dos 111 parques eólicos em funcionamento no Brasil, dos quais 25
estão no estado do Rio Grande do Norte (capacidade total de 727,2 MW), como mostrado
na Tabela 1 (ABEEólica, 2013).
Tabela 1– Capacidade eólica instalada por estado no Brasil. (ABEEólica, 2013)
Estado Número de Parques Potência Instalada (MW)
Pernambuco 5 24,8
Rio de janeiro 1 28,1
Sergipe 1 34,5
Paraíba 13 69,0
Santa Catarina 13 236,4
Bahia 18 414,5
Rio Grande do Sul 14 440,0
Ceará 19 588,8
Rio Grande do Norte 25 727,2
Total 111 2563,25
2 Economia de Baixo Carbono – Processos produtivos e soluções tecnológicas que resultam em menor
impacto sobre o clima do planeta, com destaque para a busca de eficiência e alternativas energéticas,
redução de emissões e gestão em sustentabilidade.
6
Considerando o perfil do sistema elétrico brasileiro com geração hidroelétrica de
grande porte, distantes dos centros de consumo, e a necessidade de ampliar e flexibilizar
esse sistema através da diversificação da matriz energética, de modo a atender a demanda
crescente e a evitar o colapso energético, é interesse do Setor avaliar as possibilidades de
integração de geração eólica ao sistema elétrico existente, em todas as configurações
possíveis:
Como sistema isolado, em locais que ainda não são atendidos pela rede elétrica
existente;
Como grandes centros geradores de energia, que são usinas eólicas de grande
porte;
Como geração distribuída, em utilização direta pelos consumidores.
Estudos vêm sendo feitos com relação aos problemas inerentes à integração dos
sistemas eolielétricos e o SEP convencional, quanto às variações de potência devido às
oscilações da velocidade do vento, a possibilidade de conexão de aerogeradores em locais
remotos com pontos de acesso com baixa potência de curto-circuito, a variabilidade da
tecnologia empregada na conversão eolielétrica que têm sido as principais questões
consideradas quanto à inserção segura desta fonte.
Desta forma, a fim de estender as análises e considerando aspectos transitórios do
sistema elétrico, os objetivos desta dissertação são apresentados no item seguinte.
1.2 MOTIVAÇÃO E OBJETIVOS DA DISSERTAÇÃO
Devido ao crescimento exponencial do número de usinas pelo mundo e no Brasil,
como já mencionado anteriormente, a participação da energia eólica na rede elétrica tem
aumentado bastante e, por conseguinte, os aerogeradores começam a interagir com cargas e
outros componentes do sistema elétrico, influenciando o comportamento sistêmico como
um todo (Mendes et al., 2008). Sendo assim, esforços têm se desenvolvido para o estudo
da integração de aerogeradores com a rede elétrica.
Em vários países, os operadores do sistema elétrico têm desenvolvido critérios para a
integração de usinas eólicas a rede elétrica. Estes critérios agregam, entre outros requisitos,
a suportabilidade de usinas frente à faltas (“ride-through fault capability“ ou RTF) (Erlich
and Bachmann, 2005), isto é, a capacidade de manter-se conectadas à rede durante
afundamentos momentâneos de tensão (AMTs) no ponto comum de conexão (PCC). No
7
Brasil, como em várias nações, um requisito de suportabilidade frente à AMTs foi proposto
pelo ONS buscando garantias para a manutenção da qualidade da energia e da estabilidade
do sistema elétrico. Os requisitos presentes nos códigos de rede mais modernos, no que se
refere aos aerogeradores, são abrangentes e podem tratar os parques eolielétricos cada vez
mais como uma usina convencional no SEP.
Neste contexto, o objetivo geral deste trabalho é apresentar os aspectos da
interligação de sistemas eolielétricos ao sistema elétrico mostrando as principais
configurações e requisitos técnicos relacionados à conexão, destacando os impactos da
operação destes sistemas no ponto de conexão comum (PCC).
O objetivo específico é analisar o comportamento de um parque eólico conectado à
rede de transmissão frente aos afundamentos de tensão no ponto comum de conexão (PCC)
diante de curtos-circuitos no sistema elétrico de acordo com os requisitos de
suportabilidade dos aerogeradores a sobtensões – low voltage ride-through - (LVRT),
definidos nos Procedimentos de Rede do Sistema Elétrico Brasileiro.
Devido ao fato do afundamento de tensão ser um dos principais responsáveis pela
queda na qualidade de energia do sistema, o estudo do mesmo será de grande relevância
para o presente trabalho, pois o comprometimento da qualidade da energia pode ocasionar
prejuízos financeiros, parando processos fabris, apesar de existirem dispositivos
eletrônicos que possibilita uma rápida compensação de afundamentos.
1.3 ESTRUTURA DA DISSERTAÇÃO
Esta dissertação encontra-se dividida em oito capítulos. Este capítulo – Introdução -
traz uma breve introdução sobre a energia eólica mostrando as perspectivas da energia
eólica mundial e no Brasil destacando os países que utilizam a geração eólica a fim de
diversificar a matriz energética nacional e apresenta a proposta desta dissertação.
O capítulo dois – Integração de Parques Eolielétricos no Sistema Elétrico de
Potência – apresenta uma pesquisa bibliográfica com a finalidade de contextualizar o tema
e servir de referencial para as conclusões obtidas nas simulações realizadas no presente
trabalho. Na sequência, o capítulo três – Sistemas Eólicos - apresenta os tipos de sistemas
eólicos e suas topologias. O capítulo quatro - Considerações para a Conexão de Parques
Eólicos – apresenta as principais regulamentações e requisitos técnicos para a conexão de
parques eólicos à rede elétrica. O capítulo cinco - Impactos da Interligação de Parques
8
Eólicos ao SEP - aborda os impactos da interligação de parques eólicos no sistema elétrico
no âmbito da qualidade de energia elétrica, com foco nas variações de tensão de curta
duração decorrentes de curtos-circuitos ocorridos no ponto de interligação dos sistemas.
O capítulo seis - Estudo de Caso- apresenta uma simulação de um caso exemplo de
interligação de um parque eólico à rede elétrica diante de afundamentos de tensão no ponto
de conexão comum (PCC). O capítulo sete – Conclusões e Recomendações - aponta as
conclusões resultantes deste trabalho e indica propostas de continuidade e aprofundamento
do tema pesquisado e áreas afins.
9
2. INTEGRAÇÃO DE PARQUES EOLIELÉTRICOS NO SISTEMA
ELÉTRICO DE POTÊNCIA
Inicialmente, unidades eólicas eram utilizadas de forma isolada, fornecendo baixa
potência para pequenos consumidores em formas híbridas de geração, tais como sistemas
compostos por unidades eólicas e baterias ou unidades eólicas e geradores a diesel, o que
caracterizou os primeiros sistemas eólicos a conectarem-se no sistema elétrico de alguns
países. Com o desenvolvimento de tais sistemas de conversão de energia, os aerogeradores
adquiriram potências elevadas e a conexão destes ao sistema elétrico passou a ser realizada
em maior escala, primeiramente em sistemas de distribuição de energia elétrica conectadas
diretamente à rede elétrica, de forma unitária ou em conjunto, formando os parques
eólicos. Com a evolução tecnológica experimentada no setor eólico ao longo dos anos, os
parques eólicos passaram a gerar uma quantidade elevada de potência a ser inserida no
sistema elétrico e o grupo de aerogeradores é então conectado ao sistema de transmissão de
energia elétrica.
O comportamento do SEP é ditado pelas características do sistema de geração e por
determinados tipos de cargas. Um sistema elétrico constituído por sistemas de conversão
de energia eólica apresenta um comportamento diferente dos sistemas elétricos
convencionais, estes compostos por geradores síncronos, a exemplo das hidrelétricas.
Dentre as tecnologias utilizadas na conversão eolielétrica destacam-se aerogeradores de
velocidade fixa com geradores de indução de rotor em gaiola (AVF-SCIG)3, aerogeradores
de velocidade variável com geradores de indução com dupla alimentação (AVV-GIDA),
aerogeradores de velocidade variável com geradores síncronos com conversor instalado no
estator, sendo o rotor alimentado eletricamente (AVV-WRSG) ou por ímãs permanentes
(AVV-PMSG). Até pouco tempo atrás, AVF-SCIG eram bastante empregados por se
tratarem de máquinas robustas, porém, a tecnologia AVV-GIDA é uma das com maior
penetração no mercado eólico devido às vantagens econômicas e operacionais, como a de
utilizar conversores dimensionados para apenas uma parcela da potência nominal da
máquina, geralmente 30% (Hansen et al., 2007). Apesar destas vantagens, a tecnologia
GIDA é alvo de estudo em muitos trabalhos em decorrência da sua rápida expansão e
também por este sistema ser suscetível a distúrbios provenientes da rede elétrica. Os 3 SCIG, WRSG e PWSG são siglas em inglês para Squirrel-Cage Induction Generator, Wound Rotor
Synchronous Generator e Permanent Magnet Synchronous Generator, respectivamente.
10
detalhes sobre essa tecnologia de geração é largamente difundido na literatura, o que faz
com que muitos estudos tratem desde a modelagem do sistema até o desenvolvimento de
complexas estratégias de controle. Uma contribuição fundamental nesta área, e uma das
primeiras, é a de (Akhmatov, 2003) que trata da modelagem de aerogeradores de indução.
Outro trabalho relevante é o de (Kayikci et al., 2008) onde foram analisadas as
simplificações dos modelos e parâmetros do GIDA.
O progresso da tecnologia eólica experimentado nos últimos anos superou as
expectativas, levando à redução de custos para níveis comparáveis, em muitos casos, com
os dos métodos convencionais de geração de energia elétrica. Este desenvolvimento suscita
uma série de desafios em matéria de operação estável da rede, qualidade de energia e de
comportamento do sistema diante de distúrbios no sistema. Em geral, os grandes parques
eólicos encontram-se em locais afastados e de difícil acesso onde as redes de conexão
possuem impedâncias elevadas, entretanto, os problemas inerentes a esse tipo de geração,
como variação da potência ativa e tensão no ponto comum de conexão (PCC) decorrentes
da variação da velocidade do vento, podem tomar proporções maiores (Suvire et al., 2008).
Pois, em projetos envolvendo fontes renováveis como a eólica, o reforço no sistema de
transmissão pode inviabilizar o empreendimento já que o custo de capacidade de geração
em termos de kW instalado é relativamente alto e os projetos envolvendo tais fontes são
em geral de pequeno porte (baixa e média potência) (O’Gorman et al., 2003).
A incorporação da energia eólica, de forma significativa, no SEP pode afetar a
operação do sistema. No passado, os requisitos para turbinas eólicas estavam focados
principalmente na proteção do equipamento, de forma que, em caso de falha na rede, não
era considerado o impacto que os aerogeradores poderiam ter sobre a rede elétrica,
existindo regras para a desconexão. No entanto, com o aumento do nível de injeção de
energia eólica, a perda de uma parte considerável de MW dos geradores eólicos em caso de
falha na rede tornou-se inaceitável, já que a estabilidade do sistema de potência pode ser
afetada negativamente. Para garantir a estabilidade do sistema elétrico, os operadores de
sistemas elétricos em vários países definiram requisitos mínimos de conexão à rede para
geradores eólicos, também conhecidos como grid code (ou procedimentos de rede, como
denominado no Brasil) (Valentini, et al., 2008).
Os requisitos de suportabilidade a afundamentos de tensão dos aerogeradores no
PCC decorrentes de faltas na rede elétrica – low ride-through – são os motivos de análise
deste trabalho. Nos Procedimentos de Rede, estabelecidos pela Aneel, o Submódulo 3.6 –
11
Requisitos técnicos mínimos para a conexão às instalações de transmissão, revisão 1.1 -
esta capacidade é especificada por um perfil de tensão que os parques eólicos devem
suportar e permanecerem conectadas à rede, mesmo que as quedas de tensão atinjam
valores muito baixos.
2.1 REVISÃO BIBLIOGRAFICA
Com o potencial de energia eólica, com significativa predominância na Região do
Nordeste brasileiro, estudos vêm sendo feitos a fim de verificar os impactos da geração
eólica no sistema. E a escolha adequada da tecnologia a ser adotada para os parques eólicos
pode minimizar os impactos na qualidade de energia, estabilidade de tensão e estabilidade
transitória, pois é um fator importante para o correto dimensionamento do sistema, como
tratado no artigo da referência (Perrota et al., 2013).
Com o crescente número de parques eólicos interligados ao SEP, as concessionárias
que administram o sistema de transmissão vêm exigindo uma participação mais efetiva
desse tipo de geração a fim de garantir que indicadores de qualidade de tensão e
confiabilidade sejam preservados (Pires et al., 2008; Schulz, 2009; Yong et al., 2010).
Como exemplo disso, tem-se o critério de suportabilidade a afundamentos momentâneos
de tensão (AMTs). Até pouco tempo atrás, as centrais eólicas eram desconectadas do
sistema caso a tensão em seus terminais caíssem abaixo de 0,8 pu. Atualmente, alguns
códigos de rede estabelecem que na presença de um AMT nos terminais da central eólica, a
mesma deve permanecer conectada durante um tempo. Na Alemanha, por exemplo, mesmo
com a tensão no PCC chegando a zero, a central eólica deve permanecer conectada
(Ferreira et al., 2008). Em alguns países europeus, onde os requisitos técnicos à conexão de
centrais eólicas no SEP são mais severos, exige-se que as mesmas participem do controle
primário de frequência com 3-5% da capacidade de potência fornecida.
Dependendo da tecnologia utilizada na conversão eolielétrica, diversas questões
junto aos operadores e proprietários de redes elétricas acessadas têm sido alvo de estudos
em muitos trabalhos. Uma delas tem sido a influência da operação, em larga escala, de
centrais eólicas sobre a estabilidade do sistema elétrico, a fim de evitar desvios na
qualidade da energia decorrentes da conexão destas usinas. Os autores da referência
(Santos et al., 2011) avaliaram os critérios atuais utilizados, e quando necessário, identifica
novos critérios, relacionados com a instalação, tecnologia do aerogerador e características
12
da rede elétrica acessada, baseando-se em simulações de redes elétricas contempladas com
usinas eólicas, com o objetivo de confirmar a possibilidade de atendimento aos requisitos
impostos pelos códigos de rede. Autores (Abbey et al., 2005) sugerem que, com o aumento
do consumo de energia em todo o mundo, a geração eólica, em especial, será
inevitavelmente obrigada a aderir às mesmas normas que o sistema de geração de energia
convencional.
De acordo com a referência (Lima, 2009), os códigos para a conexão de parques
eólicos à rede elétrica podem ser resumidos nos seguintes requisitos:
(i) capacidade de resistir a quedas severas de tensões ou low voltage ride
through;
(ii) capacidade de controle de potência reativa capacitiva, e, num grau menor;
(iii) capacidade de controlar a potência ativa de saída da fazenda eólica, como
especificada pelos códigos alemão, britânico e irlandês (E.ON-DE, 2006;
NGET-UK,2008;ESB-IE,2007).
De acordo com a referência (Firmino et al., 2013), os PCC apresentam baixo nível de
curto-circuito e diante disso, analisaram o comportamento do conjunto vento-turbina em
estudos de impactos da conexão dos parques eólicos à rede elétrica, destacando os efeitos
relacionados com as oscilações de potências, correntes e tensões e suas interações com os
indicadores de flutuação de tensão, harmônicos e variações de tensão junto ao PCC através
de modelagem matemática e modelos de máquinas elétricas.
Modelagens matemáticas para simulação dinâmica de geradores eólicos de indução
do tipo gaiola e de dupla alimentação ligados à rede de transmissão de energia elétrica são
temas de vários artigos como (Ye et al., 2008; LI et al., 2009). Muitos trabalhos tratam da
modelagem matemática do GIDA, projeto das suas malhas de controle e estudos de
estabilidade, como Oliveira (2009), Mohamed et al. (2004), dentre muitos outros. Porém,
um grande inconveniente para os aerogeradores de velocidade variável, especialmente os
equipados com GIDA, é o seu funcionamento durante faltas na rede. Um curto-circuito na
rede elétrica, mesmo longe do local do aerogerador, pode causar uma importante queda na
tensão do PCC. Recentemente muitos artigos têm surgido tratando especificamente da
questão da influência dos afundamentos de tensão no GIDA. Em Erlich et al. 2007 mostra
resultados de simulação do comportamento da tecnologia GIDA durante afundamentos de
tensão equilibrados, enquanto em Seman et al. 2006 as simulações mostram resultados para
afundamentos desequilibrados. López et al. 2008 apresentam o comportamento do
13
aerogerador GIDA frente a afundamentos equilibrados e desequilibrados, respectivamente,
do ponto de vista matemático.
Tendo em vista a exigência dos códigos de rede em manter os parques eolielétricos
conectadas à rede durante os afundamentos, grande parte dos trabalhos que abordam o
comportamento do GIDA durante os AMT‘s, descrevem também formas de melhorar o
“ride-through fault capability“ ou RTF dessa tecnologia. Uma forma de melhorar a
suportabilidade e proteger o GIDA tratada na literatura é o uso do dispositivo “crowbar“.
Lohde et al. (2007), Morren and de Haan (2005), Ling et al. (2009), Anaya-Lara et al.
(2008), dentre outros artigos, mostram resultados do uso desse dispositivo, o qual também
será utilizado e discutido no presente trabalho. Outros trabalhos (Hu et al., 2011) propõem
estratégias de controle para a melhoraria o desempenho dos sistemas equipados com a
tecnologia GIDA durante os afundamentos. A exemplo da referência (Mendes et al., 2012),
que a implementação de estratégias de controle é proposta para reduzir as componentes
natural e de sequência negativa das correntes do rotor através do uso de controladores
ressonantes para modificar o comportamento do GIDA durante afundamento. Outro artigo
(Cota et al., 2012) propõe controlar a resistência externa do aerogerador através do Método
de Newton-Raphson, no qual os resultados mostraram que é possível diminuir a aceleração
do gerador durante a falta e consequentemente retornar as condições anteriores ao
afundamento em um menor intervalo de tempo.
Para a elaboração da dissertação foi realizada a pesquisa bibliográfica com o objetivo
de aprofundar e amadurecer o tema escolhido, observando-se os estudos já realizados em
diversos países e as respostas encontradas em relação ao tema. Artigos foram citados sobre
a interligação de parques eólicos equipados com aerogeradores GIDA diante de
afundamentos de tensão no PCC, apresentando suas ideias principais e as pesquisas
realizadas, com a finalidade de contextualizar o tema e servir de referencial para as
conclusões obtidas nas simulações realizadas no presente trabalho.
14
3 SISTEMAS DE GERAÇÃO EÓLICA
Os aerogeradores são equipamentos que realizam conversão de energia cinética
contida nos ventos em energia elétrica. Esses podem apresentar diversos tipos e
configurações devido à variedade de modificações que podem ser feitas na sua construção
e instalação (Ackermann, 2005).
Os sistemas eólicos podem ser classificados quanto a sua aplicação em:
Sistemas isolados;
Sistemas híbridos;
Sistemas interligados à rede elétrica.
A seguir serão apresentadas as principais características de cada aplicação do sistema
eólico.
3.1 SISTEMAS ISOLADOS
Os sistemas eólicos isolados destinam-se à alimentação de cargas sem conexão com
a rede elétrica. Para garantir a continuidade do suprimento de energia, adota-se uma
unidade de armazenamento de energia de forma que, na ausência de vento, a continuidade
do fornecimento de energia seja garantida. Um exemplo de sistema de armazenamento
utilizado é o banco de baterias que necessita de um dispositivo de controle para monitorar
o nível de carga e descarga das baterias, além de proteger contra sobrecarga ou descarga
profunda, a fim de evitar danos no sistema isolado.
Para alimentação de equipamentos que operam com corrente alternada (CA) é
necessário à utilização de uma unidade inversora que transforma a energia armazenada em
corrente contínua (CC) nas baterias em CA. A Figura 5 apresenta o esquema de um sistema
eólico isolado, onde a energia dos ventos captada pelo aerogerador de pequeno porte (≤ 10
kW) é convertida em energia elétrica e armazenada no banco de baterias (Dutra, 2009).
15
Figura 5 – Configuração de um sistema eólico isolado. (Dutra, 2009)
3.2 SISTEMAS HÍBRIDOS
Os sistemas eólicos híbridos são aqueles que operam conjuntamente com outras
fontes de energia como geração a diesel, módulos fotovoltaicos, PCHs, dentre outras. São
aplicados em sistemas de pequeno a grande porte (10 a 250 kW) destinados a atender um
grande número de usuários e/ou equipamentos (Dutra, 2009) e podem operar conectados
ou isolados da rede elétrica. Quando conectados à rede principal através de um único PCC,
constituem um subsistema, que dependendo da potência do conjunto gerador pode ser
classificado em microrrede ou minirede (Panelist, 2001).
A utilização de várias formas de geração aumenta a complexidade deste sistema e
exige a otimização do uso de cada uma das fontes. Nestes casos, é necessário realizar um
controle de todas as fontes para que haja um máximo aproveitamento da energia a ser
consumida. A Figura 6 apresenta um sistema híbrido que, por alimentar diversas cargas em
CA, também necessita de uma unidade inversora e um banco de baterias.
Figura 6 – Configuração do sistema híbrido solar-eólico-diesel. (Dutra, 2009)
16
3.3 SISTEMAS INTERLIGADOS
Os sistemas eólicos interligados à rede elétrica utilizam um grande número de
aerogeradores, que compõem os parques eólicos ou usinas eolielétricas e não necessitam
de sistemas de armazenamento, uma vez que toda geração é entregue diretamente à rede de
distribuição ou à rede básica do sistema elétrico.
O ponto de conexão dos parques eólicos com o sistema elétrico é o elemento
principal da interligação e este é definido como ponto de conexão comum (PCC). No PCC
também é o ponto onde estão instalados os instrumentos de medição da energia gerada,
bem como, onde são realizadas as análises dos impactos que a inserção de potência elétrica
gerada pela usina eolielétrica pode afetar na operação do sistema elétrico.
Há vários tipos de conexões, e a escolha certa depende das características do PCC,
ou seja, da potência a ser instalada na rede e o nível de tensão envolvido. No Brasil,
classifica-se o nível de tensão na rede elétrica de acordo com a Tabela 2 (Pinto, 2013).
Tabela 2 – Classificação das tensões no Brasil. (Custódio, 2007)
Classificação da Tensão Tensão (kV)
BT – Baixa Tensão Menor que 1.
MT – Média Tensão Entre 1 e 34,5.
AT – Alta Tensão Entre 34,5 e 230.
EAT – Extra Alta Tensão Entre 230 e 750.
UAT – Ultra Alta Tensão Maior que 750.
Grandes parques eólicos, com mais do que 10 a 15 MW, normalmente são
conectados a uma rede de alta tensão, já para pequenos parques eólicos são conectados a
redes de Média Tensão (MT), geralmente entre 15 kV e 30 kV (Pinto, 2013). Em redes de
distribuição de energia, tanto em MT quanto em baixa tensão (BT), os sistemas eólicos se
configuram como sistemas de Geração Distribuída (GD). Nesses casos, eventos dinâmicos,
como por exemplo, os AMTs, costumam ser monitorados pelos sistemas supervisórios das
concessionárias de energia e não são considerados críticos quando comparados àqueles
ocorridos em tensões acima de 69 kV, típicos dos sistemas de subtransmissão - transmissão
e principalmente quando esses parques eólicos estão interligados à rede básica em 230 kV.
No Apêndice A são apresentados aspectos relevantes com relação à GD interligada ao
sistema elétrico.
17
Além do PCC, a topologia da conexão entre os aerogeradores no parque eólico é
considerada na interligação dos sistemas, uma vez que dependendo dos custos envolvidos
podem-se estabelecer duas formas fundamentais de conexão:
Conexão usando um transformador por aerogerador;
Conexão usando um transformador para cada grupo de aerogeradores.
a) Conexão usando um transformador por aerogerador
A conexão usando um transformador por aerogerador é a mais utilizada em parques
eólicos de média tensão (> 10 kV). Em geral, este tipo de conexão é aplicada em
aerogeradores de potência nominal superior a 600 kW. Esta particularidade que cada
aerogerador possui o próprio transformador é uma das principais vantagens desta conexão,
pois caso um transformador falhe, somente um aerogerador estará fora de operação. Neste
caso, o transformador fica localizado próximo da torre ou é parte integrante da nacele4.
A Figura 7 apresenta o esquema de conexão de aerogeradores, em que cada
aerogerador contem um transformador individual, estes são ligados ao transformador
elevador (subestação coletora) que faz a interligação por uma rede coletora a subestação
SEE da rede elétrica através do PCC (Rosas, 2006).
Figura 7 – Conexão através de um transformador por aerogerador à rede elétrica. (Rosas, 2006)
4 Nacele ou Casa de Máquinas ou gôndola tem a função de proteger todos componentes internos do
aerogerador.
18
b) Conexão usando um transformador para cada grupo de aerogeradores
A conexão usando um transformador para cada conjunto de aerogeradores é utilizada
em parques eólicos de médio porte com potência nominal entre 100 kW e 300 kW. Esta
característica de que cada conjunto de aerogeradores possui um único transformador é uma
desvantagem neste tipo de conexão, uma vez que se o transformador estiver em
manutenção, um conjunto de aerogeradores estará fora de operação, deixando de fornecer
potência para a rede. Outra característica desse arranjo está na diminuição da potência do
transformador, pois quando funcionando em conjunto, os aerogeradores apresentam um
fenômeno de cancelamento estatístico de picos de potência. A potência do transformador,
para este caso, não será exclusivamente a potência de cada aerogerador somada, mas será o
valor da potência de cada aerogerador multiplicado pelo fator de cancelamento ( cancf),
definido abaixo (Rosas, 2006):
rAerogerado
rAerogeradocancN
Nf1
(3.1)
Sendo rAerogeradoN , o número de aerogeradores agrupadas.
A Figura 8 apresenta o esquema de conexão de um transformador elevador por
conjunto de aerogeradores que faz a interligação do parque eólico com a subestação da
rede elétrica no PCC.
Figura 8 - Conexão através de um transformador por conjunto de aerogeradores à rede elétrica.
(Rosas, 2006)
19
Após a classificação dos sistemas eólicos, a determinação do tipo de aerogerador
depende fundamentalmente das características dos seus componentes, especialmente com
respeito à tecnologia empregada no gerador utilizado na conversão eolielétrica. A seguir
serão apresentadas as principais configurações do gerador eólico.
3.4 CONFIGURAÇÕES DO AEROGERADOR
A conversão da energia eólica em energia elétrica é feita com o uso de geradores
elétricos de dois tipos:
Gerador de velocidade fixa;
Gerador de velocidade variável.
Os geradores de velocidade fixa utilizam geradores assíncronos (de indução)
enquanto os de velocidade variável utilizam geradores síncronos e assíncronos.
3.4.1 GERADOR DE VELOCIDADE FIXA
Parques eólicos constituídos por geradores a velocidade fixa apresentam vantagens
em relação a outras tecnologias, tais como:
Tecnologia simples e robusta;
Ausência de conversores eletrônicos;
Menor custo inicial;
Regulação de velocidade do rotor simples.
O aerogerador de velocidade fixa é constituído de turbina eólica, multiplicador de
velocidade (caixa de engrenagem), gerador assíncrono (gaiola de esquilo) e um banco de
capacitores para excitação básica da máquina, e para a correção do fator de potência
devido ao consumo de reativo. A Figura 9 apresenta um esquema da aplicação da turbina
eólica com gerador de velocidade fixa interligado à rede elétrica através do equipamento
soft-starter, que tem a função de promover uma partida suave do gerador (Carvalho, 2006).
A tecnologia empregada nesta configuração caracteriza-se por uma conexão direta
com a rede elétrica, pois, variações na velocidade do vento causa variação na potência
gerada que é diretamente transmitida à rede elétrica causando variação no torque e estresse
mecânico no eixo de transmissão e caixa de velocidade (caixa de engrenagens). Os
aerogeradores de velocidade fixa são aplicados para potências de até 1MW em regiões
onde a velocidade dos ventos é aproximadamente constante (Rüncos et al., 2005).
20
Figura 9 – Grupo eólico de velocidade fixa conectada diretamente à rede elétrica. (Carvalho, 2006)
Uma desvantagem desta configuração é a necessidade da caixa de engrenagens
(multiplicador de velocidade), uma vez que este equipamento quando falha, o tempo médio
para reparo é longo, deixando o aerogerador indisponível. Consequentemente, esta falha
mecânica no sistema de conversão eólica eleva o custo operacional da configuração devido
às intervenções de manutenção corretivas e preventivas submetidas ao aerogerador
(Carvalho, 2006).
3.4.2 AEROGERADOR DE VELOCIDADE VARIÁVEL
Parques eólicos de velocidade variável têm se destacado principalmente nas
aplicações envolvendo altas potências, uma vez que o uso desta tecnologia possui a
vantagem de otimizar a energia capturada pelo aerogerador ajustando a velocidade de
rotação da mesma de acordo com a velocidade do vento. Dentre as vantagens no emprego
desta tecnologia estão (Carvalho, 2006):
Máxima extração da potência do vento: o rendimento máximo aerodinâmico do
aerogerador depende da velocidade do vento e da velocidade da ponta da pá. Com a
possibilidade de variação da velocidade do vento torna-se factível levar o funcionamento
do aerogerador ao rendimento máximo através da variação da velocidade de rotação do
rotor do gerador;
Controle das potências ativas e reativas na rede elétrica: com o uso de
conversores de frequência, tanto a potência ativa quanto a reativa injetadas na rede são
controláveis. O aumento da participação de grupos eolielétrico na matriz energética torna
esta característica imprescindível, pois permite grandes melhorias no âmbito da qualidade
de energia e dinâmica do sistema;
21
Possibilidade da ausência da caixa multiplicadora de velocidade: alguns tipos
de geradores eólicos operam sem a caixa de velocidade, que é um dos equipamentos
causador de falhas e indisponibilidade nos sistemas eólicos;
Emissão de ruídos reduzidos em velocidades baixas de operação.
O grupo eólico de velocidade variável pode ser constituído de um gerador síncrono
ou assíncrono, cujas principais configurações são:
a) Gerador assíncrono com resistência rotórica
Esta topologia utiliza um gerador de indução com rotor bobinado, onde os terminais
do rotor são conectados a uma resistência através de chaves eletrônicas, como ilustrado no
esquema da Figura 10.
Nesta topologia, a mudança da resistência rotórica possibilita a variação da
velocidade do gerador por meio da variação do escorregamento, podendo alcançar
variações da ordem de 10% acima da velocidade síncrona do campo girante do gerador.
Figura 10 – Grupo eólico conectado à rede através de soft starter. (Carvalho, 2006)
b) Gerador assíncrono conectado à rede através de um conversor eletrônico
Esta configuração possui um gerador de indução (gaiola de esquilo ou rotor
bobinado) conectado à rede elétrica através de conversores de frequência, formado por um
conjunto retificador/inversor. A tensão produzida pelo gerador de indução é retificada e a
resultante é invertida, com o controle de saída sendo realizado eletronicamente pelos
conversores. Por meio do conversor de frequência, a energia elétrica gerada será constante
e sincronizada com a rede elétrica.
22
O gerador desta topologia necessita de excitação reativa que pode ser feita pelo
conversor de frequência. A Figura 11 apresenta um esquema da conexão do grupo eólico
com o sistema elétrico (Carvalho, 2006; Custódio, 2009).
Figura 11 – Grupo eólico conectado a rede através do conjunto retificador/inversor. (Carvalho, 2006)
c) Gerador de indução duplamente alimentado
Esta configuração utiliza um gerador de indução com rotor bobinado duplamente
alimentado através de escovas e é mais conhecido como GIDA – Gerador de Indução de
Dupla Alimentação. A Figura 12 apresenta o esquema do GIDA conectado diretamente à
rede elétrica através do estator e o rotor interligado via um conversor de potência back-to-
back. Este conversor deve ser bidirecional, ou seja, operar enviando o fluxo de potência do
rotor para rede e da rede para o rotor, dependendo da velocidade do rotor em relação à
velocidade síncrona do campo do estator (se sub-síncrono, o rotor absorve potência útil; se
super-síncrono, o rotor entrega potência útil).
Este tipo de gerador apresenta uma grande eficiência na transformação
eletromecânica da energia dos ventos devido a sua característica de ampla regulação da
velocidade (da ordem de +/- 30%) em torno da rotação síncrona, o que permite o
aproveitamento energético em uma ampla faixa de velocidade do vento.
Essa topologia é largamente utilizada pela maioria dos fabricantes de aerogeradores
com potências até 5MW por apresentar um custo inicial baixo, robustez e grande eficiência
na conversão da energia dos ventos, ainda que apresente alguns pontos fracos, como o uso
de caixa multiplicadora de velocidade e escovas, que elevam o custo de manutenções
realizadas no grupo eólico com GIDA (Carvalho, 2006; Rüncos et al., 2005).
23
Figura 12 – Grupo eólico com gerador de indução duplamente alimentado. (Carvalho, 2006)
d) Gerador síncrono
Esta configuração é constituída por um gerador síncrono conectado à rede elétrica
através de um conversor de frequência. O rotor pode ser bobinado ou de ímãs permanentes.
Esse gerador oferece a oportunidade de ser construído com muitos polos
(multipolos), girando em baixas velocidades, compatíveis com o aerogerador, dispensando
um multiplicador de velocidade. Uma alternativa para aplicação offshore é reduzir o
número de polos e incluir uma menor caixa de engrenagens, em caso de gerador com ímãs
permanente. O modelo sem caixa de engrenagens permite a conexão da turbina
diretamente ao gerador, sendo esta característica um fator que se constitui numa crescente
tendência para construção dos arranjos de aerogeradores de grande potência (até 5MW).
Para o gerador síncrono de rotor bobinado com excitação independente, a regulação
da tensão gerada é feita através da excitação independente, enquanto que o gerador de ímãs
permanentes não permite a regulação devido ao tipo do rotor. Apesar disso, a solução com
ímãs permanentes no rotor apresenta um rendimento maior (não há perdas nos
enrolamentos do rotor). A Figura 13 apresenta os esquemas de grupos eólicos com
geradores síncronos com rotor bobinado (a) e rotor de imãs permanentes (b). (Carvalho,
2006; Ramos, 2009).
24
Figura 13 – Grupo eólico com gerador com: (a) rotor bobinado; (b) rotor de ímãs permanentes.
(Carvalho, 2006)
25
4 CONSIDERAÇÕES PARA A CONEXÃO DE PARQUES EÓLICOS
Um dos desafios da interligação de parques eólicos no SEP está relacionado à
conexão elétrica. Com a crescente penetração da geração eólica nos últimos anos, os
códigos de rede vêm exigindo efetivamente o controle dos indicadores da qualidade de
tensão e confiabilidade do sistema, como a participação no restabelecimento da tensão em
condições de distúrbios na rede definido pelo requisito de sustentação durante faltas por
parte dos parques eólicos.
A fim de preservar a segurança operacional do sistema elétrico, as concessionárias de
energia definem critérios que regulamentam a conexão das centrais eólicas no SEP. Esta
regulamentação varia de país para país e depende da robustez do sistema e do nível de
penetração eólica (Pires et al.; 2008). Dado o pioneirismo dos países europeus em geração
eólica, algumas normas definem padrões de qualidade de energia que são exigidos na
interligação de novas geradoras à rede através da regulamentação de acesso, a fim de
elevar a qualidade de energia.
4.1 REGULAMENTAÇÃO TÉCNICA
A regulamentação técnica para conexão de plantas eólicas deve assegurar que os
aerogeradores tenham o controle e as propriedades necessárias para a operação do sistema
de potência com relação à segurança do suprimento e a qualidade da tensão.
Parâmetros definidos em regulamentação de acesso aos sistemas de potência (grid
code) variam de país para país, pois as diferenças dependem do nível de penetração de
parques eolielétricos e da robustez da rede elétrica. O resumo sobre os requisitos de
interligação de parques eólicos à rede de distribuição/transmissão, considerando o critério
de suportabilidade à falta, de países como EUA, Canadá, Dinamarca, Portugal e Brasil são
mostrados abaixo.
a) Dinamarca
Para os parques eólicos dinamarqueses existem diferenças operacionais quanto a
suportabilidade a faltas na rede elétrica que vária para cada nível de tensão de conexão. No
gráfico da Figura 14 são apresentadas as condições de operação no sistema elétrico frente a
curtos-circuitos na rede para parques eólicos conectados em tensões abaixo de 100kV.
26
Nas tensões abaixo de 0,9 pu e acima de 0,2 pu, o parque deve se manter conectado
ao PCC num período mínimo de 0,1 segundos, seguindo uma curva onde abaixo desta o
parque pode ser desconectado e, obrigatoriamente para tensões abaixo de 0,9 pu por um
período acima de 20 segundos a planta eólica deve ser desconectada (EnergiNet, 2004).
Figura 14 – Curva de suportabilidade a faltas para rede de distribuição. (EnergiNet, 2004)
A Tabela 3 mostra os requisitos de operação com tensões acima de 100 kV dos
parques eólicos, no qual prevê que os aerogeradores devem permanecer conectadas ao
PCC nas condições de falta.
Tabela 3 - Condições de suportabilidade a faltas de parques eólicos na Dinamarca. (EnergiNet, 2004)
Casos em que aerogeradores não devem desconectar
Curto - circuito trifásico Curto durante 100 ms
Curto bifásico com ou
sem contato com a terra.
Curto durante 100 ms seguido por um novo curto
de 300 a 500 ms depois, também com duração de
100 ms.
Curto fase – terra. Curto fase – terra de 300 a 500 ms depois, também
com duração de 100 ms.
O gráfico da Figura 15 mostra à capacidade de suportabilidade a faltas para parques
eólicos conectados no nível de transmissão. Os aerogeradores devem permanecer
conectados quando a tensão no PCC está abaixo de 1 pu durante 100 ms. Após este período
a tensão cresce linearmente até 0,75 pu em menos de 1 segundo, permanecendo até 10
27
segundos, onde a tensão estabiliza-se em 1 pu e o parque eólico permanecer conectado e
injetando potência na rede (Elkraft, 2004).
Figura 15 – Curva de suportabilidade à falta no nível de transmissão. (Elkraft, 2004) (Adaptado)
b) Portugal
Na ocorrência de curto-circuito, os parques eólicos devem permanecer conectados a
rede sempre que a tensão do secundário do transformador da subestação geradora estiver
acima da curva de LVRT (Low Voltage Ride Through) apresentada no gráfico da Figura 16
(Directiva, 2009).
Figura 16 – Curva LVRT aos centros geradores de energia em Portugal. (Directiva, 2009)
28
Os centros geradores em Portugal devem suportar um afundamento de até 80%
durante 0,5 segundo, 20% após 0,8 segundo e 10% após 10 segundos, sem consumir
potência ativa e reativa durante a falha e na fase de recuperação da tensão.
c) Estados Unidos
A regulamentação para potências acima de 20 MW prevê que parques eólicos
permaneçam conectados à rede de transmissão para condições de falta. O gráfico da Figura
17 apresenta a curva de suportabilidade à faltas no sistema de transmissão.
Figura 17 - Suportabilidade a faltas no sistema de transmissão. (SCE, 2004) (Adaptado)
Para um período de 625 milissegundos, um afundamento de tensão de 15% da tensão
nominal, a usina eólica deve permanecer conectada à rede. Após este período, o parque
eólico deve ser capaz de operar continuamente em 90% da tensão nominal (Iov et al.,
2007; FERC, 2005).
d) Canadá
Regulamentações para suportabilidade à falta são aplicadas para todas as instalações
de geração eólica que agregam potencias acima de 5 MW na rede de transmissão. Os
parques eólicos devem ser capazes de continuar operando entre 90% e 110% da tensão
nominal e conectados ao PCC. Atingindo 15% de queda de tensão, o parque eolielétrico
deve permanecer conectado por 0,625 segundos. O gráfico da Figura 18 apresenta a curva
de suportabilidade à falta e é baseada no nível de tensão no PCC (AESO, 2004).
29
Figura 18 – Curva de suportabilidade à falta aplicada no Canadá. (AESO, 2004)
e) Brasil
Com o afundamento de tensão de uma ou mais fases no PCC, o parque eólico deve
continuar operando se a tensão nos terminais permanecerem acima da curva indicada no
gráfico da Figura 19, conforme estabelecido no Submódulo 3.6 – Requisitos técnicos
mínimos para a conexão às instalações de transmissão (ONS, 2010).
Figura 19 – Curva de suportabilidade a faltas para parques eólicos conectados a rede elétrica. (Pinto,
2013)
30
Desta forma, a área escura indica a região em que o parque eólico deve permanecer
em operação e a área clara indica a região em que o parque eólico pode ou não permanecer
conectado ao sistema elétrico. Dividindo-se a curva em quatro regiões para uma melhor
análise (Pinto, 2013):
A – região mais crítica, pois o parque eólico deve permanecer conectado
mesmo com uma queda de tensão de 80%, cuja duração da falta é de 500 ms;
B – região que indica a restauração do sistema, cuja queda de tensão varia de
80% para 15% em 500 ms, de forma linear;
C – região que indica a restauração do sistema, cuja queda de tensão é de
15% até o instante de 5 s;
D – região que indica a normalização do sistema, cuja queda de tensão é de
10% a partir do instante de 5 s.
4.1.1 ANÁLISE DOS CÓDIGOS DE REDE
As especificações dos requisitos de cada código variam com o nível de tensão do
sistema de transmissão e da potência instalada do parque eólico considerado. Um parque
eólico ligado a uma rede com nível de tensão abaixo dos 100 kV deve suportar
afundamentos de tensão menos críticos do que aqueles conectados a tensões mais elevadas
(Pinto, 2013). A Tabela 4 mostra um sumário da suportabilidade à falta dos cinco países
citados nessa seção. Os perfis de tensão são dados especificando a profundidade do
afundamento de tensão, assim como o tempo de restauração do sistema.
Percebe-se que existe um espaço de tempo significativo nas exigências do “fault ride
through” – FRT entre os países citados. Por exemplo, a duração da falta varia de 100 ms
(na Dinamarca) a 625 ms (nos Estados Unidos e Canadá), enquanto o nível de queda de
tensão pode variar entre 25% e 0% do valor nominal. Há códigos que exige que os
aerogeradores injetem correntes reativas na rede durante a ocorrência da falta na rede, este
procedimento tem o objetivo de manter um determinado nível de tensão no PCC. Para
maiores detalhes sobre exigências técnicas de outros países referentes à operação dos
parques eólicos durante faltas pode ser encontrada na referência Pinto (2013).
31
Tabela 4 - Sumário da suportabilidade a faltas de parques eólicos para diferentes países. (Pinto, 2013)
(Adaptado)
País Nível de
tensão
Duração da
falta (ms)
Nível de queda de
tensão (%Vr)
Tempo de
restabelecimento (s)
Injeção de
corrente reativa
Dinamarca
ST 100 25 1 Não
SD 100 25 1 Não
Portugal SD/ST 500 20 1,5 Não
EUA ST 625 15 n/d Não
Canadá ST 625 15 3 Não
Brasil SD/ST 500 20 5 Não
ST – sistema de transmissão, SD – sistema de distribuição e Vr – tensão de referência.
A recuperação da tensão após uma falta da rede é especialmente no caso de
aerogeradores constituídos por geradores de indução (gaiola de esquilo), que, ao se manter
conectado durante a falta, pode exigir altas correntes para energizar seus geradores durante
o retorno da tensão, podendo desse modo levar a uma violação dos códigos de rede e dos
padrões de segurança.
A suportabilidade a afundamentos de tensão se tornou uma exigência básica em
vários países. Planos para uma normatização dos requisitos técnicos e códigos de rede
encontram fortes dificuldades, já que cada país possui características próprias em sua
infraestrutura do sistema elétrico, o que torna questionável se uma eventual harmonização
seria viável. Isso significa que os fabricantes de aerogeradores devem garantir que seus
equipamentos sejam capazes de suportar todos os estresses elétricos causados pela
ocorrência de distúrbios na rede, de modo que as configurações das máquinas cumpram
com os regulamentos técnicos.
4.2 REQUISITOS DE ACESSO À REDE ELÉTRICA NO BRASIL
No Brasil, os procedimentos para avaliação de novas unidades geradoras, estão em
desenvolvimento, porém ainda não contemplam aspectos específicos da interligação da
geração eolielétrica. Isso não significa que a norma brasileira não possua indicadores de
qualidade de energia para avaliar e viabilizar a interligação de novas geradoras com a rede
básica.
Toda a legislação de acesso ao sistema de transmissão está definida nos
Procedimentos de Rede, que são normas e requisitos técnicos mínimos aplicáveis às novas
32
geradoras, em particular às centrais eólicas, estabelecido pelo ONS e homologado pela
ANEEL. Para os acessos diretamente ao sistema de distribuição, a legislação é definida
pelo PRODIST – conjunto de normas que disciplinam a forma, condições,
responsabilidades, penalidades, e planejamento entre as distribuidoras de energia elétrica,
consumidores e centrais geradoras conectadas ao sistema de distribuição (ONS, 2012;
Anee, 2012).
A requisição de ligação de novas geradoras à rede brasileira está definida em dois
processos distintos:
Consulta de acesso;
Solicitação de acesso.
a) Consulta de Acesso
A consulta de acesso caracteriza-se pelo momento em que o acessante procura
definir de forma abrangente os dados do sistema ao qual pretende instalar sua unidade
geradora. Nesta etapa, o acessante informa à concessionária dados preliminares sobre a
instalação. Alguns dados a serem fornecidos pelo ONS ao acessante são:
Características elétricas das redes;
Potência de curto-circuito mínima e máxima nos barramentos das subestações;
Características e parâmetros da regulação de tensão nas subestações;
Potências ativas e reativas, máximas e mínimas, consumidas em cada subestação
da rede de interesse.
b) Solicitação de Acesso
A solicitação de acesso configura-se a etapa em que o acessante apresenta
propriamente a concessionária o requerimento de acesso à rede básica. Nesta etapa, o
acessante deve apresentar ao acessado dados completos, obras de ligação e dados
complementares que possibilitem ao acessado avaliar os impactos sobre a rede receptora.
Assim, um conjunto de análises fundamentadas nos indicadores de qualidade da
energia deve ser realizado, sempre que ocorrerem solicitações de acesso de consumidores
livres, agentes de geração, agentes de distribuição, agentes de importação e exportação, ou
ainda as integrações de novas geradoras, cujas instalações possam interferir no
desempenho da rede básica. De acordo com o submódulo 2.8 do procedimento de rede, os
estudos de maior interesse são:
Variação dos perfis de tensão;
33
Curto-circuito e suportabilidade do acessante;
Variação dos níveis de flicker e distorção harmônica;
Avaliação do comportamento dinâmico do sistema frente às perturbações: retirada
súbita da unidade produtora, variações relevantes de nível de produção, curto-circuito em
nós importantes da rede, possibilitando avaliar o impacto da saída da unidade geradora em
virtude da atuação de sua proteção;
Avaliação dos sistemas frente a riscos de afundamento de tensão, uma vez que se
tem a presença de geradores assíncronos conectados à rede.
Os estudos definidos na etapa de solicitação devem apresentar resultados em acordo
com os limites estabelecidos pelo acessado, no que os mesmos julgam ser seguros para
garantir a integridade da rede e a continuidade do fornecimento de energia para os
consumidores.
4.3 FORMAS DE ACESSO AO SISTEMA ELÉTRICO BRASILEIRO
O acesso de parques eólicos ao sistema elétrico brasileiro pode ser feita de três
formas (EPE, 2012):
Rede Básica;
Rede Básica por meio de ICG (Instalação de Centrais de Geração);
Rede de Distribuição.
1) Rede Básica
Os novos acessos à Rede Básica existente podem ser por meio de instalações de
conexão de propriedade de central de geração, de propriedade de centrais de geração em
caráter compartilhado ou de propriedade de concessionária de transmissão. O acesso à
Rede Básica pode ser feito através do seccionamento de uma linha de transmissão ou da
conexão a uma subestação existente, quer seja em caráter exclusivo ou compartilhado.
Os agentes deverão assinar Contrato de Uso do Sistema de Transmissão – CUST
com o ONS e Contrato de Conexão às Instalações de Transmissão – CCT com a
concessionária proprietária da instalação na qual o acesso se dá. O CUST contém o
encargo de uso do sistema de transmissão, definido com base na Tarifa de Uso do Sistema
de Transmissão – TUSTRB. Os custos referentes à conexão são de responsabilidade do
acessante. No caso de acesso em caráter compartilhado, quando são utilizadas as
34
instalações de propriedade do acessante, a divisão dos custos deve ser acordada entre as
partes.
2) Rede Básica por meio de ICG
As incertezas que antecederam as análises da conexão de usinas a biomassa no
estado do Mato Grosso do Sul fizeram com que o MME e a ANEEL procedessem ao
aprimoramento da regulamentação do setor elétrico com o Decreto nº 6.460/2008, que
instituiu a Instalação de Transmissão de Interesse Exclusivo de Centrais de Geração para
Conexão Compartilhada – ICG.
As ICGs são instalações de conexão para acesso de centrais de geração de
propriedade da concessionária de transmissão. A ANEEL publicou a Resolução Normativa
nº 320/2008, que estabeleceu os critérios para classificação das ICG, e regulamentou a
realização de Chamada Pública, com vistas a subsidiar o planejamento setorial, ao apurar
compromissos firmes dos empreendedores de geração interessados em participar de uma
ICG, caracterizados por intermédio do aporte de garantias financeiras.
A modalidade de ICG é uma importante alternativa de acesso ao sistema elétrico
quando se verifica cumulativamente a demanda por conexão de um número expressivo de
geradores em regiões geográficas atendidas por malhas de transmissão com baixa
capilaridade e/ou por sistemas de distribuição sem capacidade para incorporar volumes
significativos de potência e energia.
3) Rede de Distribuição
Os novos acessos ao Sistema de Distribuição podem ser por meio de instalações de
conexão de propriedade da(s) central(is) de geração. Nesse caso, as centrais de geração
deverão assinar Contrato de Uso do Sistema de Distribuição – CUSD com a concessionária
de distribuição da região e o Contrato de Conexão com a concessionária proprietária da
instalação na qual ocorre o acesso à rede, que pode ser:
Contrato de Conexão às Instalações de Distribuição - CCD, para instalações de
propriedade de concessionária de distribuição;
Contrato de Conexão às Instalações de Transmissão - CCT, para instalações de
propriedade de transmissão - DIT.
É importante ressaltar que os custos referentes à conexão são de responsabilidade do
acessante. No caso de acesso em caráter compartilhado, a divisão dos custos deve ser
acordada entre as partes.
35
O acesso de usinas ao sistema elétrico é um direito assegurado a qualquer agente de
geração, tendo como premissas o tratamento não discriminatório aos usuários, o
ressarcimento do custo de transporte envolvido, o estímulo a novos investimentos na
expansão energética e a modicidade tarifária na utilização racional e nos custos de
ampliação e reforços dos sistemas elétricos (EPE, 2012).
36
5. IMPACTOS DA CONEXÃO DE PARQUES EÓLICOS NO SEP
A interligação de parques eólicos à rede elétrica pode causar problemas de qualidade
da energia, em função da variabilidade temporal da potência ativa produzida (e da reativa
consumida) que origina flutuações de tensão nos barramentos próximos ao aerogerador e
interferem diretamente nos padrões de energia fornecida ao consumidor.
A Tabela 5 resume algumas relações de causa-efeito entre a operação de turbinas
eólicas e a rede elétrica (Moura, 2005).
Tabela 5– Efeitos das turbinas eólicas no sistema elétrico. (Moura, 2005)
Causa: Turbinas Eólicas Efeito: Ocorrência na rede elétrica
Aerogeradores equipados com:
Sistema de retificação/inversão;
Soft-starter.
Geração de harmônicos
Flicker
Variação temporal da velocidade do vento Flutuação dinâmica de tensão
Flutuação de potência ativa gerada e reativa consumida
Flutuação da potência produzida com origem:
Efeito de sombra da torre
Desregulação do ângulo das pás
Flutuações dinâmicas de tensão
Flicker
Nos itens a seguir são apresentadas as principais características das perturbações que
podem comprometer a interligação de parques eólicos ao SEP.
5.1 QUALIDADE DA ENERGIA ELÉTRICA
Os indicadores da qualidade da energia elétrica do SEP que possuem conexão de
parques eólicos também devem ser mantidos dentro de limites técnicos estabelecidos pela
Aneel através dos Procedimentos de Rede (ONS, 2010) e do Prodist – Procedimento de
Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional (Aneel, 2012).
As características da geração eólica impactam diretamente no planejamento e na
operação do sistema elétrico de potência em relação a aspectos como:
O carregamento de linhas de transmissão/distribuição;
O controle dos níveis de tensão;
As perdas elétricas.
Como a energia produzida é função da velocidade do vento, as questões com relação
à estabilidade do sistema elétrico também são consideradas relevantes.
37
Estes fenômenos expressos em termos de características físicas e propriedades
elétricas, usualmente descritas em termos de tensão, frequência e interrupções serão
apresentados em função do regime de operação do sistema nos próximos itens.
5.1.1 IMPACTOS EM REGIME PERMANENTE
No SEP os fenômenos com tempo de duração acima de 10 minutos são classificados
como eventos em regime permanente. As variações na velocidade do vento, desde escalas
de tempo sazonais até horárias, e suas consequentes variações na geração eólica são os
principais fatores refletidos pelas centrais eólicas no sistema elétrico. Os principais grupos
relacionados aos impactos da geração eólica em regime permanente são:
a) Variações lentas de tensão:
As variações do vento em escalas de tempo (horárias, diárias ou semanais) provocam
variações lentas da potência elétrica produzida pelo aerogerador e estas variações na
potência, dependendo das características da rede elétrica e do tipo de turbina eólica,
acarretam em variações de tensão indesejáveis no ponto de conexão. Estas variações de
tensão são definidas como mudanças no valor eficaz da tensão que ocorrem num
determinado período do tempo e indicam perdas elétricas no sistema caracterizado por uma
quantidade de energia dissipada nos condutores das linhas de transmissão e nos
equipamentos (e.g. transformadores).
No caso de manobra parcial ou total, tempestiva ou não, do parque gerador, as
centrais de geração eólica não devem produzir variação de tensão superior a 5% no PCC.
De acordo com o padrão de desempenho da rede básica, o parque deve atender os
requisitos de conformidade dos níveis de tensão no PCC, definidos na Tabela 6 (ONS,
2011).
Tabela 6 – Faixa da tensão de leitura (TL) em relação à tensão contratada (TC). (ONS, 2011)
38
b) Distorções Harmônicas:
A presença de correntes e tensões harmônicas no sistema de potência é danosa e
provoca uma série de efeitos indesejáveis tais como: sobreaquecimento, falhas nas
operações em equipamentos de proteção e interferência em circuitos de comunicação,
como por exemplo, os sistemas de proteção telecomandados em subestações.
As distorções harmônicas estão relacionadas com a tecnologia empregada nos
sistemas elétricos, e no caso das turbinas eólicas, é causada pelo emprego dos inversores
eletrônicos. As turbinas que funcionam a velocidade variável equipadas com inversores,
tem especificações próprias que regulam a emissão de harmônicas de corrente para
frequências até 50 vezes a frequência da rede. O limite de corrente pressupõe que a tensão
no PCC será mantida dentro dos valores normalizados desde que as correntes harmônicas
injetadas sejam limitadas de acordo com as normas (ONS, 2010).
Pelo Procedimento de Rede do ONS, submódulo 2.8, o indicador para avaliar o
desempenho global quanto a harmônicos corresponde ao DTHT – Distorção de Tensão
Harmônica Total que corresponde à raiz quadrada do somatório quadrático das tensões
harmônicas de ordens 2 a 50 (ONS, 2011).
2
hVDTHT (em %) (5.1)
Em que:
1
100v
vV h
h Tensão harmônica de ordem h em percentual da tensão à frequência
fundamental obtida durante a medição;
hv = Tensão harmônica de ordem h em volts;
1v = Tensão à frequência fundamental obtida durante a medição em volts.
Os valores dos indicadores – tanto o indicador Distorção de Tensão Harmônica Total
(DTHTS95%) quanto os indicadores por harmônicos – a serem comparados com os
valores limites são obtidos a partir da determinação do valor que foi superado em apenas
5% dos registros obtidos:
39
Determina-se o valor que foi superado em apenas 5% dos registros obtidos no
período de um dia (24 horas), considerando os valores dos indicadores
integralizados em intervalos de dez minutos, ao longo de sete dias consecutivos; e
O valor que corresponde ao maior entre os sete valores obtidos, anteriormente, em
base diária.
Os limites individuais de tensões harmônicas de ordens 2 a 50, bem como o limite
para a DTHTS95%, são definidos de acordo com a Tabela 7.
Tabela 7 – Limites globais de tensão expressos em porcentagem da tensão fundamental.
No caso em que determinadas ordens de tensão harmônica e/ou a distorção
harmônica total variem de forma intermitente e repetitiva, os limites especificados podem
ser ultrapassados em até o dobro, desde que a duração cumulativa dos limites contínuos
estabelecidos não ultrapasse 5% do período de monitoração. O parque eólico deve
assegurar que a sua operação não cause distorções harmônicas no ponto de conexão à rede
básica em níveis superiores aos limites individuais estabelecidos para os indicadores de
distorção de tensão harmônica individual e total (ONS, 2011).
5.1.2 IMPACTOS EM REGIME DINÂMICO
Os fenômenos que ocorrem em milissegundos até 10 minutos são classificados como
eventos em regime dinâmico. Os impactos das centrais eólicas sobre o sistema elétrico,
neste horizonte de tempo, estão relacionados com as variações dinâmicas da potência
gerada pela central eólica que está ligada tanto às variações rápidas do vento (turbulência)
como à dinâmica estrutural das turbinas eólicas e às características de controle da geração.
Os principais fenômenos relacionados ao regime dinâmico são (Rosas, 2003).
40
a) Flutuação de tensão:
As variações da velocidade do vento, juntamente com as características dinâmicas e
estruturais das turbinas eólicas podem levar a ocorrência de cintilação (flicker) que é um
fenômeno definido pela variação na intensidade luminosa de lâmpadas incandescentes em
frequências perceptíveis, em torno de 10 Hz, pelo olho humano. No sistema elétrico, a
severidade da cintilação é adotada como representativa da flutuação da tensão num dado
barramento da rede elétrica.
Centrais eólicas conectadas à rede elétrica podem provocar a ocorrência de flicker
devido a diversos fatores inerentes ao processo de geração em operação contínua, causadas
pelos efeitos dinâmicos e estruturais das turbinas eólicas decorrentes do:
Efeito de sombreamento das pás pela torre,
Gradiente de vento,
Controle de direção do rotor (“yaw control”),
Controle de passo (pitch control) ou
Turbulências naturais do vento incidente na turbina eólica (Pinheiro, 2005).
O sombreamento das pás provoca perdas de fluxo de vento quando da passagem da
pá da turbina frente à torre de sustentação e infere uma perda de fluxo de vento +/- 1 m/s, o
que equivale a uma perda de potência de aproximadamente 20% da potência nominal.
Ocorrências de flicker também estão associadas a ações de controle impostas à
turbina, como, por exemplo, a ação de controle de direção que visa direcionar a turbina
para alinhar o eixo de rotação com a direção instantânea do vento. Durante o período de
reorientação, as pás ficam submetidas a ventos diferentes, provocando uma oscilação do
conjugado produzido pela ação da variação da direção do vento, da inércia das gôndolas
(naceles) e da resistência do ar.
A ação do controle de passo produz atuações mecânicas sobre as pás de turbinas que
tem por objetivo promover uma regulação da potência gerada para valores de vento acima
do nominal. Tais ações, devido à constante de tempo de atuação e à variação do vento em
torno da velocidade nominal, provocam oscilação no conjugado, ocasionando flicker, ou
seja, turbinas com controle pitch apresentam maior severidade no fenômeno do que
turbinas com controle stall. A conexão e desconexão das unidades geradoras ou grupos
destas, da rede elétrica, ou mesmo, nas usinas de operação a velocidade constante e a
41
conexão e desconexão dos bancos de capacitores, também contribuem para a ocorrência de
flicker.
A norma IEC 61400-21 define um roteiro de ensaios e metodologia de análise dos
resultados para certificação da qualidade de energia proveniente de turbinas eólicas,
apresenta uma avaliação do nível de cintilação emitida por uma central eólica que consiste
na análise do desempenho do sistema elétrico em operação continua e, em operação de
chaveamento de unidades geradoras ou banco de capacitores (IEC, 2010). Para calcular a
cintilação causada por uma turbina eólica ligada à rede, é necessário calcular o coeficiente
de cintilação, que deve ser especificado para quatro diferentes distribuições de velocidade
do vento médio à altura da torre de 6 sm , 7.5 sm , 8.5 sm e 10 sm (IEEE, 1995). O
coeficiente de cintilação ( )( Kc ) pode ser obtido usando a equação:
ref
ficK
ficstKS
SPc
,
, (5.2)
Em que:
refS é o valor de referência da potência da turbina;
ficKS , é a potência aparente de curto-circuito de uma rede fictícia;
ficstP , é o nível de emissão de tremulação calculado à potência de curto-circuito de
uma rede fictícia com ângulo de rede K , dado por:
K
KK
R
Xarctan (5.3)
sendo KX e KR a reatância e resistência da rede, respectivamente.
A cintilação originária de várias turbinas eólicas ligadas ao mesmo ponto será obtida
pelo somatório das emissões de cintilação luminosa de cada turbina. Os valores dos limites
globais inferiores e superiores que são considerados pela ONS quantificam e estabelece
padrões para controlar a flutuação de acordo com a Tabela 8, os quais são expressos para
tensão secundária de 220 V. Considera-se a atenuação esperada quando a flutuação de
tensão se propaga dos barramentos da rede básica para o da rede secundária de distribuição
(ONS, 2011).
42
Tabela 8 – Limites globais de flutuação de tensão. (ONS, 2011)
Limite %95DPst %95SPlt
Limite global inferior FT
pu1
FTpu8,0
Limite global superior FT
pu2
FTpu6,1
Sendo FT o Fator de Transferência dado pela relação entre o valor de %95SPlt do
barramento de rede básica sob avaliação e o valor de %95SPst do barramento de rede de
distribuição. Caso os FT não tenham sidos medidos, os valores típicos indicados na Tabela
9 podem ser aplicados na avaliação da flutuação de tensão.
Tabela 9 – Fatores de transferência (FT). (ONS, 2011)
Barramento de tensão nominal ≥230 kV FT = 0,65
69 kV ≤ Barramento de tensão nominal < 230 kV FT = 0,8
Barramento de tensão nominal < 69 kV FT = 1,0
Os parques eólicos devem adotar as medidas necessárias para que a flutuação de
tensão decorrente da operação de seus equipamentos, não ultrapasse os limites individuais
para os indicadores de severidade de cintilação %95DPst - Indicador de Severidade de
Cintilação de Curta Duração Diário e %95SPlt - Indicador de Severidade de Cintilação de
Longa Duração Semanal, definidos pelo ONS no submódulo 2.8 no ponto de conexão à
rede básica.
b) Afundamento e elevação momentânea de tensão e operações de partida:
Segundo os Procedimentos de Rede, submódulo 2.8 (ONS, 2011), o afundamento de
tensão é uma variação de tensão de curta duração (VTCD) definida como um evento em
que o valor eficaz da tensão atinge a faixa entre 0,1 e 0,9 pu da tensão nominal e cuja
duração é maior ou igual a um ciclo (16,67 ms) e menor ou igual a 3 segundos. A partir da
duração e amplitude, as variações de tensão de curta duração são classificadas como
mostrado na Tabela 10.
43
Tabela 10 – Denominação das variações de tensão de curta duração. (ONS, 2011)
Classificação Denominação Duração Amplitude da tensão eficaz
em relação a nominal
Variação
Momentânea de
Tensão
Interrupção Momentânea
de Tensão t ≤ 3s V < 0,1pu
Afundamento Momentâneo
de Tensão 1 ciclo (c) ≤ t ≤ 3s 0,1pu ≤ V < 0,9pu
Elevação Momentânea de
Tensão 1c ≤ t ≤ 3s V > 1,1pu
Variação Temporária
de Tensão
Interrupção Temporária de
Tensão 3s < t ≤ 1 min V < 0,1pu
Afundamento Temporário
de Tensão 3s < t ≤ 1 min 0,1pu ≤ V < 0,9pu
Elevação Temporária de
Tensão 3s < t ≤ 1 min V > 1,1pu
As principais causas da ocorrência deste fenômeno no sistema elétrico são apontadas
como sendo resultados de curtos-circuitos e sobrecargas, partidas de grandes motores
elétricos (Bollen, 2000). Em operações de partida de geradores ou em caso de mudanças
automáticas de enrolamentos de geradores, as centrais eólicas podem causar distúrbios no
sistema elétrico, principalmente quando os aerogeradores são compostos por geradores de
indução diretamente ligados à rede, onde a corrente de partida pode alcançar até 8 vezes a
corrente nominal em geradores desprovidos de mecanismos limitadores da corrente. As
centrais eólicas corretamente equipadas com dispositivos que limitam a corrente de partida,
(e.g. soft-starter), não causam afundamento de tensão. O AMT é um fenômeno que
frequentemente atinge os parques eólicos, pois podem também ser causados por faltas que
ocorrem em pontos nas barras de transmissão a centenas de quilômetros do PCC com a
rede elétrica. Dependendo da sua origem o perfil do AMT pode ser diferente,
caracterizando-se por uma queda inicial brusca e uma recuperação mais suave mais
também pode ocorrer saltos de fase, isto é, mudanças no ângulo de fase da tensão, durante
o afundamento.
5.1.3 IMPACTOS EM REGIME TRANSITÓRIO
A estabilidade do sistema elétrico pode ser comprometida por eventos transitórios,
que ocorrem em frações de segundos (da ordem de µs a ms). Os principais efeitos
decorrentes da operação de centrais eólicas conectadas no sistema elétrico estão
relacionados à retirada de uma linha de transmissão, às faltas na linha de
44
transmissão/distribuição ou até à conexão súbita de uma grande carga. Os principais
fenômenos relacionados ao regime transitório são:
a) Efeitos devido a curtos-circuitos
A inserção em larga escala da geração eólica no SEP deve contribuir efetivamente
para o restabelecimento da estabilidade pós-falta; ou seja, os aerogeradores devem se
manter conectados ao sistema quando da ocorrência de um curto-circuito neste.
Atualmente os códigos de operação dos sistemas de transmissão/distribuição exigem
que a conexão de geradores eólicos atendam os seguintes requisitos (Lima, 2009):
(i) Suportabilidade a quedas severas de tensões ou (LVRT - low voltage ride
through);
(ii) Capacidade de controle de potência reativa capacitiva, e, num menor grau;
(iii) Capacidade de controlar a potência ativa de saída da fazenda eólica.
A ocorrência de um curto-circuito no SEP, mesmo distante do aerogerador, pode
causar queda na tensão no ponto de acoplamento comum e, esse afundamento, por sua vez,
pode resultar em um aumento da corrente nos enrolamentos do estator do gerador que
fluirá tanto no circuito do rotor, quanto no conversor de potência, que poderá ser
danificado. Com isso, a turbina eólica estará incapacitada de transmitir a potência
mecânica convertida em elétrica ao sistema e a velocidade de rotação irá aumentar.
Para manter a estabilidade do sistema elétrico nestas condições, as centrais eólicas
devem garantir seu funcionamento diante de afundamentos de tensão severos, evitando o
acionamento dos dispositivos de proteção para subtensão (ONS, 2010).
O gráfico da Figura 20 mostra a curva de suportabilidade à falta (LVRT – Low
Voltage Ride-Through).
Figura 20 – Curva de suportabilidade a falta na rede básica dos aerogeradores. (ONS, 2010)
45
O aerogerador deve permanecer conectado à rede na área sombreada e operando
acima dos valores de afundamentos de tensão ocasionados no sistema pela ocorrência do
curto-circuito.
Uma solução possível e bastante utilizada nos aerogeradores atuais quando tensões e
correntes elevadas são detectadas, é o fechamento de um curto nos enrolamentos do rotor
da máquina através do circuito de proteção denominado crowbar, como mostrado na
Figura 21(Liserre, 2010).
Figura 21 – Aerogerador contendo circuito de proteção crowbar. (Liserre, 2010) (Adaptado)
O crowbar consiste, basicamente, num conjunto de resistências externas de alta
densidade de dissipação de energia conectadas aos enrolamentos do rotor por contatores ou
conversor estático (crowbar ativo) durante a falta. O objetivo fundamental de operação
dessa proteção é, durante os instantes iniciais do afundamento de tensão, aumentar a
resistência dos enrolamentos do rotor, a fim de proporcionar amortecimento no fluxo
magnético e, com isso, conter picos de correntes nos enrolamentos do rotor e estator,
protegendo, principalmente, o conversor do lado da máquina (CLM), evitando que os
interruptores eletrônicos sejam avariados devido aos efeitos negativos das sobrecorrentes,
bem como tensões elevadas no elo CC dos conversores.
A Figura 22 (a) mostra um exemplo de circuito de proteção crowbar ativo. Quando
um afundamento é detectado, a chave C (geralmente um semicondutor) desconecta o CLM
e o interruptor sw inicia a comutação. Desta forma a resistência R estará conectada no lado
CC do retificador, aumentando a resistência rotórica, tendo como efeito a redução das
correntes induzidas. Quando a corrente de falta é reduzida a valores aceitáveis o crowbar
by-pass o resistor e reconecta o CLM para restabelecer controle sobre o gerador (Lima,
2009).
46
Em alguns casos, é utilizado o amortecimento do fluxo estatórico, cuja operação é
semelhante ao descrito no parágrafo anterior, ou seja, o ponto central dos enrolamentos do
estator deixará de existir e estará conectado a uma ponte trifásica de diodos, como
mostrado na Figura 22 (b). Em condições normais de operação, o interruptor sw estará
ligado e no momento da percepção do afundamento de tensão, o mesmo é desligado,
fazendo com que o resistor R fique em série com as fases do estator que estiverem
conduzindo corrente. Desta forma, a resistência estatórica pode ser aumentada,
proporcionando maior amortecimento nas correntes transitórias (Lima, 2009).
Figura 22 – Tipos de circuito de proteção crowbar. (Lima, 2009)
Outra forma da geração eolielétrica resistir a quedas severas de tensão e manter-se
conectada à rede elétrica é utilizando uma estratégia de controle apropriada para garantir o
controle do aerogerador, o GIDA, durante o afundamento de tensão no PCC sem a
necessidade de utilizar circuitos crowbar.
O GIDA citado na referência Lima, 2009, por exemplo, estabelece uma estratégia
baseada na realimentação das correntes do estator, sintetizando correntes do rotor capazes
de provocar no estator correntes em oposição de fase às geradas durante o afundamento.
Como resultado deste controle, as correntes estatóricas e rotóricas diminuem durante o
curto-circuito. Dependendo do nível de energia que flui para o elo CC, utiliza-se, em
conjunto com o crowbar, um conversor CC-CC (chopper) capaz de garantir o controle da
tensão do capacitor que após alguns milissegundos do início da falta o CLM volta a
funcionar e controlar o GIDA, mesmo que a tensão de alimentação da rede esteja baixa.
Todas estas soluções implicam na inserção de dispositivos ativos/passivos de
potência no sistema, acarretando incremento no custo final da instalação e o aumento nos
componentes do sistema, o que pode diminuir a confiabilidade do conjunto.
47
b) Desligamento em altas velocidades de vento:
A saída de operação de um parque eólico, pela ocorrência de ventos fortes, é uma
condição bastante crítica, pois significa uma variação muito grande da potência gerada.
Neste momento, a central eólica pode variar da condição de potência nominal para zero e,
repentinamente, ocasionar a inversão do fluxo de potência nas subestações da
concessionária.
Dependendo da carga local e das características da rede elétrica, essa condição pode
representar um sério problema de estabilidade para o sistema elétrico e pode causar avarias
em todos os sistemas eletromecânicos e estruturais da turbina eólica por força do estresse
mecânico a que esta estaria sujeita durante a operação com ventos turbulentos.
Como a operação das turbinas eólicas sob turbulência - ventos fortes - influencia
diretamente os parâmetros de desempenho do sistema, é recomendável considerar esta
condição crítica de operação em simulações que avaliam o comportamento dinâmico
destes sistemas interligados.
5.1.4 VARIAÇÃO DE FREQUÊNCIA
O desequilíbrio entre demanda e suprimento de energia provoca variações na
frequência da rede, pois está relacionada com o equilíbrio das potências ativa gerada e
consumida (incluindo as perdas nas redes). Não existindo possibilidade de armazenar a
energia elétrica, este equilíbrio tem de ser mantido continuamente à custa da geração, visto
não ser possível controlar a energia consumida.
Monitorar a frequência do sistema é fundamental para determinar a qualidade da
operação da rede básica, avaliar as condições de estabilidade do sistema e prevenir abertura
das interligações entre subsistemas e parques eólicos, com a formação de ilhas elétricas
(ONS, 2011). Os desvios na frequência não devem ultrapassar uma margem pré-definida,
permitindo a operação fluente dos processos industriais e outras cargas que dependem da
frequência para um bom funcionamento. Logo, deve-se buscar uma maior eficiência da
geração eólica, de modo a assegurar que sua operação não cause maiores impactos no
sistema elétrico.
Com isso, os requisitos técnicos mínimos para que as centrais eolielétrica operem em
regime de frequência não nominal são (ONS, 2010):
i. Operar entre 56,5 e 63 Hz sem atuação dos relés de subfrequência e
sobrefrequência instantâneos;
48
ii. Operar abaixo de 58,5 Hz por até 10 segundos;
iii. Operar entre 58,5 e 61,5 Hz sem atuação dos relés de subfrequência e
sobrefrequência temporizados;
iv. Operar acima de 61,5 Hz por até 10 segundos.
O maior benefício dos requisitos acima é evitar o desligamento dos geradores quando
há déficit de geração antes que o esquema de alívio de carga atue completamente ou em
condições de sobrefrequência controláveis, como definido no Procedimento de Rede
submódulo 3.6 – Requisitos técnicos mínimos para a conexão às instalações de
transmissão.
5.1.5 EFEITO DA INTERFERÊNCIA ELETROMAGNÉTICA (EMI)
Turbinas eólicas podem constituir um obstáculo para ondas eletromagnéticas
incidentes, refletidas, dispersas ou difratadas. Como ilustrado na Figura 23, quando uma
turbina eólica é colocada entre sinais de rádio, televisão, transmissor de micro-ondas e um
receptor, por vezes pode refletir parte da radiação eletromagnética de tal forma que a onda
refletida interfere com o sinal original que chega ao receptor.
A interferência ocorre devido ao atraso do sinal refletido pelo movimento das pás e
também pode ser influenciada por alguns parâmetros das turbinas eólicas, que são:
Tipo de turbinas eólicas, se é de eixo horizontal ou de eixo vertical;
Dimensões das turbinas eólicas;
Velocidade de rotação das pás;
Material de construção das lâminas (ou pás);
Ângulo de corte e geometria da torre.
Figura 23 – Dispersão dos sinais eletromagnéticos pelas turbinas eólicas. (Manwell, 2002)
49
Na prática, a velocidade de rotação das pás da turbina eólica é a principal causadora
das dispersões dos sinais eletromagnéticos. Elas podem espalhar um sinal diretamente
quando estão girando e também espalhar sinais refletidos a partir da torre. O grau de EMI
causado por aerogeradores é influenciado por inúmeros fatores, incluindo:
Ampla faixa de frequência de sinais de rádio;
Variedades de esquemas de modulação;
Variação nos parâmetros das turbinas eólicas.
A EMI afeta principalmente sistemas comunicação em VHF e UHF, navegação de
aeronaves e sistemas de pouso, bem como transmissores de microondas. A interferência
ocorre porque o sinal refletido é atrasado devido à diferença do comprimento das ondas
alterado por causa do movimento das pás. Ela é a maior em materiais metálicos, que são
refletores e mínimos para pás de madeira, que absorvem. A fibra de vidro reforçada com
epoxi, que é utilizada na maioria das pás modernas, é parcialmente transparente às ondas
eletromagnéticas e, portanto diminui o efeito da interferência.
Os sinais de comunicação civis e militares podem ser afetados por EMI, incluindo
transmissões de TV e rádio, comunicações de rádio, microondas e celular, comunicação
naval e sistemas de controle de tráfego aéreo. Por conta disso, os projetistas de turbinas
eólicas consultam as autoridades civis e militares para determinar as interferências e
problemas que afetem as microondas e sistemas de comunicação aérea, que devem ser
evitados. A interferência em um pequeno número de receptores de televisão é um problema
comum que normalmente é sanado com uma gama de medidas de baixo custo, como a
utilização de uma série de retransmissores e/ou receptores (Manwell, 2002).
5.2 IMPACTOS AMBIENTAIS
Embora a energia eólica seja considerada como uma tecnologia limpa, não polua o ar
e nem consuma combustível, não utilize água como elemento motriz, nem como fluido
refrigerante e não produza resíduo radioativo ou gasoso, não está livre dos impactos sobre
o meio ambiente. A geração de energia elétrica a partir da energia dos ventos tem, como
toda tecnologia energética, algumas características desfavoráveis ao meio ambiente, porém
algumas destas podem ser significativamente minimizadas e até eliminadas com
planejamento e inovações tecnológicas adequadas.
50
Analisando os aspectos ambientais associados à implantação de centrais eólicas, as
mesmas apresentam impactos positivos e negativos quando comparados com outras fontes
de energia, como mostrado na Tabela 11 (Saindur et al., 2011).
Estudos técnicos preliminares como, por exemplo, o Estudo de Impacto Ambiental
(EIA), tem o objetivo de avaliar e determinar os potenciais impactos ambientais
decorrentes da implantação de parques eólicos, onde apresentam um nível de detalhamento
que varia em função das características físicas do empreendimento, dimensões, dentre
outros fatores. Um exemplo de EIA é apresentado no Anexo A desta dissertação.
Tabela 11 – Comparação dos impactos entre fontes de energia. (Saindur et al., 2011) (Adaptada)
Impactos habituais Carvão Gás Natural Petróleo Nuclear Hidroelétrica Eólica
Poluição da água e ar X X X
Aquecimento global X X X
Poluição de água X
Inundação de terras X
Despejo de resíduos X X
Mineração e perfuração X X X X
Construção de usinas X X X X X X
51
6. ESTUDO DE CASO
Esse capítulo apresenta um estudo de caso no qual são avaliados os impactos que a
interligação de um parque eólico provoca no sistema elétrico, considerando o Ponto de
Conexão Comum (PCC) na rede elétrica, sob o efeito de afundamentos momentâneos de
tensão (AMTs) provocados por curtos-circuitos. Serão considerados o curto-circuito
trifásico equilibrado, que possibilita o dimensionamento dos equipamentos de proteção e
sua capacidade nominal simétrica de interrupção e os curtos-circuitos assimétricos,
considerados mais críticos para a operação do sistema.
6.1 REPRESENTAÇÃO DE PARQUES EÓLICOS PARA ESTUDOS
NO SEP
Um parque eólico é formado por um conjunto de aerogeradores conectados em
paralelo, distribuídos ao longo de uma área e destinados à produção de energia elétrica.
Normalmente geram eletricidade entre 380 V e 690 V, que é elevada através de um
transformador e entregue à subestação do parque, onde uma segunda elevação é feita, com
um ou mais transformadores, até o valor de transmissão, sendo finalmente recolhida em
um ponto comum de conexão (PCC), que pode ser uma barra de uma subestação de
interligação e injetada no SEP através de uma linha de transmissão (Pinto, 2013).
A forma mais usual para realizar a conexão entre um aerogerador e o PCC é utilizar
um transformador de potência e um ramal interno de interligação para cada aerogerador,
embora também possa ser utilizado um transformador para um dado grupo de
aerogeradores com apenas um ramal interno de interligação (Rosas, 2006). A Figura 24
mostra uma conexão típica de um parque eólico com o sistema elétrico, na qual os
aerogeradores são conectados a uma rede interna com tensão na faixa de 4 – 34,5 kV
através de um transformador elevador e depois conectados ao sistema de transmissão.
Para fins de simulação da interligação de um parque eólico ao SEP, o parque eólico
pode ser representado por um modelo agregado ou por um aerogerador equivalente,
dependendo da análise a ser realizada (Akhmatov, 2003). No modelo simplificado, em que
o parque eólico é representado por um único aerogerador equivalente com a mesma
potência instalada do parque, o estudo considera a conexão da central eólica no sistema de
potência e analisa a resposta coletiva dos aerogeradores (Ackermann, 2005).
52
Figura 24 – Exemplo de conexão de parque eólico com o SEP.
Para estudos no sistema de transmissão de energia, não é preciso representar todos os
geradores de um parque eólico individualmente, e sim, representar todo o parque através
de um gerador equivalente, com uma potência nominal igual à soma de todos os geradores
que o compõe, em série com uma reatância no qual representa a impedância equivalente de
cada gerador com seu respectivo transformador, cabos coletores, além do(s) transformador
(es) de potência da subestação (Muljadi, 2011).
A interligação entre o SEP e o PCC pode ser através de uma ou mais linhas de
transmissão e suas impedâncias estão relacionadas com a potência de curto-circuito do
ponto comum de conexão, Scc. O gerador equivalente, conectado a barra de referência,
possui a capacidade e inércia das usinas convencionais do sistema.
No caso em que a potência instalada do parque eólico é muito maior que a potência
instalada no SEP, a topologia utilizada para representar o sistema pode ser máquina barra-
infinita. Isso significa que a frequência e a tensão do SEP são constantes, independente da
potência gerada ou absorvida ou das perturbações aplicadas. Nessa topologia, adotada
neste trabalho para caracterizar a inserção de geração eólica, a impedância da linha de
transmissão e da subestação de interligação são representadas pela impedância equivalente
de Thèvinin vista do ponto comum de conexão. Para caracterizar o PCC, o mesmo é
parametrizado a partir dos dados da potência de curto-circuito, Scc, e da relação entre a
53
reatância e a resistência da impedância equivalente, X/R. Dessa forma, a impedância
equivalente de Thèvenin do sistema é dada por:
RXS
VZ 1
2
tan
(6.1)
Sendo V a tensão na barra infinita.
6.1.1 APRESENTAÇÃO DO PARQUE EÓLICO EM ESTUDO
O sistema simulado está localizado numa região de alto potencial eólico comprovado
na Bahia e é composto de 20 aerogeradores com geradores elétricos tipo GIDA, sendo cada
um com 2 MW de potência instalada. Os aerogeradores são conectados a um barramento
coletor através de um transformador estrela/delta de 34,5/69 kV, com 30° de defasagem, e
a partir deste são conectados ao PCC em 69 kV. A linha de transmissão entre o PCC e a
rede elétrica possui 107 km. A Figura 25 mostra o diagrama equivalente do sistema eólico
simulado.
Figura 25 – Esquema elétrico do parque eólico em estudo.
O parque eólico e a linha de transmissão modelados no PSCAD (Power System
Computer Aided Design) é mostrado na Figura 26. Está representado o aerogerador
equivalente, as linhas de transmissão (Rede/PCC e PCC/Parque Eólico), a subestação
elevadora que conecta todo o sistema simulado ao SEP.
54
Figura 26 – Parque eólico no PSCAD.
Segundo Ackermann (2005), programas como o PSCAD que simulam transientes
eletromagnéticos necessitam de grande nível de detalhes dos componentes elétricos, como
gerador, conversores e compensadores. O detalhamento da parte construtiva e dos
controles secundários pode ser desprezado ou considerado constante. Portanto, neste
trabalho os componentes do parque eólico foram modelados de forma simplificada
utilizando os modelos de máquinas rotativas, turbina e conversores disponíveis na vasta
biblioteca do PSCAD/EMTDC.
6.1.2 MODELAGEM
Atualmente existem vários softwares de simulação disponíveis no mercado com
aplicações distintas. Porém, o software PSCAD, que é um programa muito utilizado em
estudos elétricos de equipamentos e em projetos eólicos em diversas universidades,
mostrou-se o mais adequado ao estudo de caso apresentado neste trabalho.
A seguir serão apresentados os modelos simplificados dos principais componentes do
parque eólico utilizados para simular a interligação desse sistema com a rede elétrica.
a) Turbina Eólica
A turbina eólica desempenha o papel essencial nos sistemas eólicos, pois tem o
objetivo de extrair a potência do vento e transmiti-la ao eixo do gerador elétrico. A
primeira equação utilizada na modelagem da turbina é apresentada em:
2
32
vp
mec
vCRP
(6.2)
Em que:
mecP é a parcela da potência mecânica captada pela turbina;
é a densidade do ar no local de instalação da turbina (kg/m³);
55
R é o raio da pá da turbina (m);
Cp é o coeficiente de eficiência da turbina ou coeficiente de potência;
vv é a velocidade do vento (m/s).
A interação entre o modelo da turbina e do gerador é apresentado no diagrama de
bloco da Figura 27. A influência entre os modelos ocorre através da velocidade angular da
máquina ( mW ) e o torque mecânico ( mecT ).
Figura 27 – Interação entre o modelo da turbina e gerador.
Torque mecânico é obtido a partir da razão entre a potência mecânica ( mP ) pela
velocidade angular ( mW ), como expresso pela equação abaixo:
m
m
W
PT (6.3)
Os parâmetros do modelo da turbina utilizados são apresentados no Apêndice B.
b) Gerador de Indução Duplamente Alimentado
O modelo da máquina de indução de rotor bobinado utilizado neste trabalho é de 5ª
ordem, disponível na biblioteca do PSCAD/EMTDC. A modelagem de máquinas CA é
simplificada através da aplicação da transformada de Park (ou transformação dq0), que
modela um sistema trifásico a partir de dois enrolamentos defasados entre si de 90°. A
Figura 28 mostra o sistema de referência síncrono para o qual a máquina será descrita.
A aplicação da Transformada de Park elimina a dependência dos parâmetros do
modelo de coordenadas com o ângulo de posição do rotor, obtendo então, a máquina com
parâmetros constantes, descrita no referencial de eixos ortogonais genéricos (d,q), girantes
com uma dada velocidade S , como apresentados a seguir (Silva, 2006):
56
Figura 28 – Máquina de indução no referencial dq síncrono. (Lima, 2009)
Fluxos magnéticos:
Estator:
Rotor:
(6.4)
Tensões terminais:
Estator: Rotor:
(6.5)
Torque eletromagnético:
(6.6)
Equação mecânica:
57
(6.7)
Potência ativa e reativa no estator:
(6.8)
Potência ativa e reativa no rotor:
(6.9)
Em que:
eT é o torque eletromagnético (Nm);
LT é o torque da carga no eixo da máquina (Nm);
J é o momento de inércia equivalente das partes girantes, referido ao eixo da máquina
(máquina, carga e acoplamento) (kgm²);
m é a velocidade angular mecânica do rotor (rad.mec./s);
é a velocidade angular elétrica do eixo do rotor (p. m ) (rad.el./s);
p é o número de pares de polos da máquina;
d é a velocidade angular elétrica dos eixos ortogonais d, q genéricos (rad.el./s);
ml , Sl , rl são as indutâncias mútua e próprias do estator e do rotor (H)
respectivamente.
O sistema supracitado é amplamente utilizado em trabalhos de modelagem de
aerogeradores tipo GIDA e a partir deste, é possível encontrar equações capazes de
representar a máquina de indução no referencial (d,q). A descrição completa da
58
Transformada de Park utilizada pode ser visualizada no ANEXO B desta dissertação. Os
parâmetros do modelo do gerador GIDA estão expostos no Apêndice B.
c) Conversores
Este componente representa o conjunto conversor conectado à rede, elo CC e
conversor conectado no rotor do gerador. O conversor do lado da rede (CLR) controla a
tensão do barramento CC e pode controlar a potência reativa injetada na rede (apenas 30%
da potência nominal do sistema) e o conversor do lado da máquina (CLM) controla a maior
parcela de potência reativa do gerador. As referências tomadas como base para
desenvolver os conversores são (Lima, 2009) e (Liu, 2011).
A topologia do CLM é apresentada na Figura 29. O controle desse conversor é
realizado através das correntes do rotor para controlar as potências no estator da máquina.
Figura 29 – Topologia do conversor do lado da máquina. (Almada, 2013) (Adaptado)
A topologia do conversor conectado entre a rede elétrica e o elo CC, o CLR, do
sistema baseado em GIDA é mostrado na Figura 30. Assim como na configuração do CLM
anterior, o sentido adotado para as correntes, mostrado na figura, é importante para o
desenvolvimento do controle. Os parâmetros dos modelos utilizados estão expostos no
Apêndice B.
Figura 30 – Topologia do conversor do lado da rede. (Almada, 2013) (Adaptado)
59
6.2 IMPACTOS ELÉTRICOS
Para a análise de um sistema eolielétrico conectado a rede elétrica foi utilizado o
software PSCAD/EMTDC, aplicado a um modelo de 5º ordem de um aerogerador GIDA
operando inicialmente em regime permanente e submetido a afundamentos de tensão. Esta
simulação buscou avaliar o comportamento do parque eólico diante de AMTs decorrentes
de curtos-circuitos no barramento de interligação com o sistema elétrico. Essa análise não
foi considerado outros eventos dinâmicos tais como as elevações de tensão, flutuação de
tensão e os harmônicos.
6.2.1 AFUNDAMENTOS EQUILIBRADOS
Um afundamento trifásico equilibrado pode ser monitorado de várias maneiras, tais
como através da magnitude do afundamento usando o valor rms, a componente
fundamental ou o valor de pico da tensão. Neste trabalho, o valor rms da tensão da rede é
utilizado para a detecção do afundamento, considerando que não há outras componentes de
frequência na tensão em estudo. Sendo assim, os resultados da simulação são comparados
verificando o atendimento aos requisitos do Procedimento de Rede de acordo com a região
dentro da qual o parque eólico não pode ser desconectado da rede pelas suas proteções
perante variações de tensão foi explicitado na seção 5.1.3 no gráfico da Figura 20.
Para a simulação da falta trifásica foi utilizado um bloco “Faults” da biblioteca do
PSCAD/EMTDC, como mostrado na Figura 31. Os ajustes de duração da falta são
definidos pelo bloco “time fault logic”, onde é ajustado o tempo do começo e duração da
falta.
Figura 31 – Bloco correspondente à falta trifásica e controle do tempo de duração da falta.
A falta trifásica é controlada através de suas impedâncias internas que variam os
níveis de intensidade do curto-circuito através de um circuito composto por cinco
60
disjuntores trifásicos conectados em paralelo a quatro impedâncias, como mostrado na
Figura 32. Esta configuração pode ser encontrada no site oficial do software PSCAD.
Figura 32 – Circuito correspondente ao controle da intensidade da falta trifásica.
Para a variação da intensidade da falta trifásica do circuito mostrado acima, os
disjuntores encontram-se abertos inicialmente a fim de estabelecer um caminho de alta
impedância impedindo que a corrente desvie através do circuito. Através do bloco Timed
Breaker Logic de cada disjuntor foi programado o tempo que cada disjuntor deve fechar e
criar um caminho de baixa impedância para a passagem da corrente, ocasionando o curto-
circuito. Consequentemente, a intensidade da falta varia com o número de disjuntores
programados para abrir ou fechar na ocorrência da falta.
a) Caso 1 – Afundamento de tensão de baixa severidade:
Nesta simulação, aplicou-se um curto trifásico no PCC de baixa severidade através
da variação de impedâncias distintas, ou seja, ativando o disjuntor H mostrado na Figura
32, esse é programado para abrir ou fechar em um determinado tempo, criando um
caminho de baixa impedância ou impedância zero para a corrente provocando o curto-
circuito.
Na ocorrência de um afundamento de tensão de cerca de 60%, considerada de baixa
severidade (ou seja, magnitude do afundamento medido pela tensão residual), durante 500
ms no PCC, o parque eólico deverá permanecer conectado à rede de acordo com o critério
de suportabilidade a faltas do Procedimento de Rede, como mostrado no gráfico da Figura
33.
61
Figura 33 - Afundamento de tensão de 60% no PCC.
Nota-se que a tensão eficaz gerada no parque eólico, Vrms_pu, representada pela cor
laranja, não ultrapassou a curva LVRT (Low Voltage Ride Through), sinalizada na cor
verde. Isto significa que, em nenhum momento, o sistema de proteção do parque eólico
(ajustado para atuar cerca de 600 ms) não precisou ser acionados em decorrência da falta
trifásica no PCC, ou seja, a tensão manteve-se dentro dos limites estabelecidos pelo ONS
de acordo com o gráfico da Figura 20, obedecendo o tempo máximo de eliminação da falta
pela proteção da unidade geradora (ONS, 2010; Pinto, 2013).
Além disso, na ocorrência de um afundamento de tensão de 40% no PCC durante
200 ms, como mostrado no gráfico da Figura 34, de maior severidade em magnitude e de
menor duração em relação ao caso anterior, o parque eólico continua conectado à rede
elétrica.
Figura 34 – Afundamento de tensão de 40% no PCC.
62
O sistema de proteção das turbinas eólicas não foi ativado, pois a tensão Vrms_pu não
ultrapassou os limites da curva LVRT. Isto demonstra que parques eólicos interligados à
rede devem permanecer conectados nas circunstâncias descritas com a finalidade de
contribuir efetivamente no restabelecimento da estabilidade pós-falta.
b) Caso 2 – Afundamento de tensão de média severidade
Neste caso foi aplicado um curto-circuito com duração de 1,5 segundos no PCC. Para
esta falta foram ativados os disjuntores H, H1 e H2 a fim de desviar o percurso da corrente
para as últimas impedâncias do circuito da Figura 32. Assim, a magnitude da falta aumenta
provocando um afundamento de tensão mais severo do que o caso 1.
O gráfico da Figura 35 mostra um afundamento de tensão de 60% no PCC durante
500 ms. Observa-se que a tensão, Vrms_pu, mantem-se acima da curva LVRT nos primeiros
instantes do afundamento de tensão, porém a tensão do estator do aerogerador diminui
bruscamente, resultando numa variação no fluxo magnético estatórico, causando uma
elevação brusca da corrente nos enrolamentos do estator e do rotor para compensar o
efeito. Esta elevação nas correntes pode comprometer os semicondutores do conversor do
lado da máquina (CLM), uma vez que a corrente pode ultrapassar seus limites nominais.
Sendo assim, a proteção crowbar é ajustada para operar em 70 ms, amortecendo os picos
de corrente no enrolamentos do rotor, como mostrado no gráfico da Figura 36.
Figura 35 – Afundamento de tensão de média severidade.
63
Figura 36 – Atuação da proteção crowbar no inicio do afundamento de tensão.
Devido à longa duração da falta, o afundamento ultrapassou os limites da curva
LVRT, neste instante, ocorre uma restauração do sistema de 60% para aproximadamente
20% da tensão no PCC na tentativa do parque eólico continuar operando dentro da região
da curva de suportabilidade a faltas (Figura 20). O gráfico da Figura 37 mostra a
continuação do amortecimento da corrente no enrolamento do rotor, apesar do pico de
corrente ocorrido no momento da restauração do sistema.
Figura 37 – Atuação continua do crowbar após restauração do sistema.
64
Porém, apesar da restauração, o afundamento permanece fora dos limites da curva
LVRT; consequentemente, a proteção do parque eólico é ativada (mudança de nível lógico
de zero para 1) em 365 ms, desconectando-o da rede até que a falta tenha sido extinta,
como mostrado no gráfico da Figura 38. Após a extinção da falta no PCC, a tensão
nominal do parque eólico recupera-se, permitindo que os disjuntores de proteção
restabelecesse a interligação com a rede elétrica.
Figura 38 – Atuação do sistema de proteção do parque eólico.
c) Caso 3 – Afundamento de tensão de alta severidade
Para este caso foi aplicado a falta (impedância de curto tendendo à zero) no PCC
com duração de 500 ms. Para esta falta foram ativados os disjuntores H, H1, H2 e H3 a fim
de desviar o percurso da corrente para um caminho de baixa impedância, esta de menor
valor quando comparado aos casos anteriores. O gráfico da Figura 39 mostra a queda de
tensão de 80% no PCC comparada com a curva LVRT no momento da falta, nos instantes
entre 3 e 3,6 segundos.
Observa-se que o nível de tensão ficou abaixo dos 0,2 pu por alguns instantes, ainda
que tenham ocorrido variações de tensão acima e abaixo do limite de 80% da queda de
tensão estabelecidos na curva LVRT. No instante em que a variação de tensão está abaixo
do limite da curva LVRT, os disjuntores de proteção abrem seus contatos, saindo do nível
lógico zero para 1, desconectando a central eólica da rede elétrica até que a falta seja
extinta.
65
Figura 39 – Afundamento de tensão de 80% dentro de 500 ms.
O gráfico da Figura 40 mostra o acionamento da proteção do parque eólico,
caracterizando a desconexão do parque eólico do barramento de interligação com a rede
elétrica.
A atuação do sistema de proteção durou de 3,1 a 3,6 segundos até que a falta fosse
extinta e os contatos dos disjuntores retornassem para a posição fechado. Durante o
afundamento, ocorre uma elevação da corrente do estator e do rotor que podem
comprometer o funcionamento dos semicondutores do conversor do lado da máquina
(CLM), uma vez que essa corrente pode ultrapassar seus limites nominais. Para diminuir o
efeito danoso da sobrecorrente a proteção crowbar é ativada.
Figura 40 – Atuação do disjuntor de proteção do parque eólico.
Com a atuação da proteção crowbar ajustada para operar em 50 ms após o início do
curto-circuito, é possível observar a elevação da corrente rotórica no início do
66
afundamento de tensão (cerca de três vezes maior do que em operação normal), bem como
o comportamento amortecido das correntes por conta da ativação da proteção, como
mostrado no gráfico da Figura 41.
Figura 41 - Corrente do rotor durante afundamento de tensão com uso do crowbar.
No curto-circuito, a corrente do rotor aumenta bruscamente, mas o circuito de
proteção crowbar detecta a sobrecorrente nos enrolamentos e desconecta o conversor do
lado da máquina (CLM) da turbina eólica. No momento em que a corrente de falta é
reduzida a valores aceitáveis, o crowbar reconecta o CLM para restabelecer o controle
sobre o gerador eólico.
O crowbar proporciona um amortecimento no fluxo magnético e, com isso, limita os
picos de correntes nos enrolamentos do rotor e estator, protegendo o (CLM) evitando que
os interruptores eletrônicos sejam avariados devido aos efeitos negativos das
sobrecorrentes, bem como tensões elevadas no elo CC dos conversores.
6.2.2 AFUNDAMENTOS DESEQUILIBRADOS
A natureza dos desequilíbrios de tensão produz respostas diferentes nas fases do
estator dos aerogeradores de um parque eólico. Nota-se que a operação de aerogeradores
sob afundamentos de tensão assimétricos podem criar pulsação de torque decorrente de
faltas desequilibradas. Se esta condição persiste durante um longo período de tempo, pode
67
excitar outras partes da turbina eólica e, consequentemente as correntes desequilibradas
criarão aquecimento anormal nos enrolamentos trifásicos, reduzindo a vida útil do
isolamento dos enrolamentos.
Diferente de uma falta trifásica simétrica, a fonte de sequência positiva continua a
conduzir a corrente de falta monofásica até que sejam removidas do circuito. As condições
iniciais das correntes de falta são diferentes para cada fase, e para analisar o
comportamento de afundamentos de tensão assimétricos apresentados nesta seção foram
utilizados blocos lógicos que simulam faltas assimétricas aplicadas no PCC do sistema
eolielétrico, no qual se ajusta o tempo de começo e duração das faltas.
Para a simulação das faltas fase-fase-terra, fase-fase e fase-terra foi utilizado um
bloco “Faults” conectado ao bloco lógico “Timed Fault Logic” da biblioteca do
PSCAD/EMTDC, como mostrado na Figura 42.
Figura 42 – Bloco lógico para simulação de faltas assimétricas.
a) Caso 1 - Falta Monofásica (Fase-Terra)
No modelo equivalente do parque eólico simulado no PSCAD foi ativado um bloco
de falta trifásica no qual é configurado o tipo de curto circuito que será aplicado no PCC e
este representará um curto monofásico (fase-terra). Os dispositivos de proteção por fase
também são ajustados para abrir ou fechar num determinado tempo, a fim de extinguir a
falta a terra caso o afundamento de tensão ultrapasse os limites da curva LVRT.
O gráfico da Figura 43 apresenta a corrente de curto-circuito para a fase sob a falta
monofásica representada na cor azul. No parque eólico, o fluxo magnético no entreferro,
embora menor do que o normal e desequilibrado, é mantido pelas fases não defeituosas dos
geradores.
68
Figura 43 – Falta monofásica aplicada no PCC.
Assim, o curto-circuito monofásico continuará a fluir até que o disjuntor remova a
falha do circuito, diferentemente do curto-circuito trifásico em que a corrente de falta decai
rapidamente devido ao colapso do campo magnético.
O gráfico da Figura 44 (a) mostra o afundamento de tensão causado pela falta
monofásica. A tensão cai para 70% do valor nominal, com duração de 0,2 segundos. Após
este tempo, a tensão é restabelecida para o valor de pré-falta.
Apesar da magnitude e da duração serem as principais características do
afundamento, elas não o caracterizam totalmente. Pode ser observado que após a extinção
da falta a tensão experimenta um pequeno sobrepasso e ondulações até a estabilização da
tensão eficaz. No gráfico da Figura 44 (b) é possível observar que a tensão rms
imediatamente após a falta é cerca de 90% da tensão de pré-falta. Como existem grandes
motores de indução presentes no parque eólico, uma queda na tensão provoca retardo e
causa aumento adicional na corrente de carga.
A ativação da proteção crowbar no princípio do afundamento de tensão aumenta a
resistência nos enrolamentos do rotor, amortecendo o fluxo magnético protegendo,
principalmente, o CLM, bem como os efeitos da corrente de falta no parque eólico. Os
gráficos da Figura 45 mostram o comportamento da corrente do rotor e a chave S que
desconecta o CLM onde pode-se observar a queda de tensão no momento da falta, bem
como o comportamento amortecido da corrente do rotor por conta da ativação da proteção
durante o afundamento de tensão até que o mesmo seja cessado.
Apesar da diminuição dos efeitos das correntes de curto-circuito, o crowbar possui
uma desvantagem de que, durante o tempo em que a proteção está ativa, o conversor do
69
lado do rotor fica impossibilitado de realizar o controle das potências ativa e reativa do
estator, estando o aerogerador incapaz de obedecer a imposições requeridas pelos códigos
de rede em vigor.
Figura 44 – Afundamento de tensão oriundo de falta monofásico no PCC.
Figura 45 – Amortecimento da corrente no rotor durante o afundamento de tensão.
70
b) Caso 2 - Falta Bifásica (Fase-Fase)
O curto-circuito bifásico (Fase-Fase e Fase-Fase-Terra) também mantém o fluxo do
entreferro dos aerogeradores durante a falta, consequentemente a corrente de falta
continuará a fluir até que o disjuntor remova a falha do circuito. A potência de saída do
gerador será limitada e pulsante devido a uma condição desequilibrada.
O gráfico da Figura 46 mostra as correntes desequilibradas devido à falta bifásica no
PCC.
Figura 46 – Correntes oriundas da falta bifásica do tipo Fase-Fase no PCC.
O gráfico da Figura 47 apresenta o afundamento de tensão de aproximadamente 60%
durante 0,15 segundos.
Figura 47 – Afundamento de tensão devido à falta bifásica no PCC.
71
Nota-se no gráfico acima que o parque eólico se mantém conectado à rede de
transmissão, pois o afundamento de tensão não ultrapassou os limites de tensão do gráfico
da Figura 20.
c) Caso 3 - Falta Bifásica (Fase-Fase-Terra)
O gráfico da Figura 48 apresenta o afundamento de tensão de 80%, correspondendo a
0,73 pu, durante um curto-circuito bifásico do tipo Fase-Fase-Terra de 200 ms.
Figura 48 – Afundamento de tensão devido à falta bifásica para terra.
Percebe-se no gráfico acima que a tensão rmsV no PCC manteve-se dentro dos limites
da curva LVRT estabelecido pelo ONS. Como consequência do curto-circuito bifásico, a
tensão na fase não afetada pela falta sofre uma pequena queda na sua amplitude. O gráfico
da Figura 49 apresenta o comportamento da tensão não afetada.
Figura 49 – Tensão na fase não afetada pela falta bifásica.
72
Observa-se que no período no qual está ocorrendo o afundamento de tensão, entre
3,0 e 3,2 segundos, as fases atingidas pelo curto bifásico sofrem uma queda de tensão,
próxima a zero volt, e a fase A, que não foi afetada diretamente pela falta, é capaz de
manter o fluxo magnético no entreferro dos aerogeradores do parque eólico.
O comportamento das correntes no barramento de conexão é desequilibrado afetando
a integridade dos enrolamentos e excitando outras partes das turbinas eólicas durante a
permanência da falta. O gráfico da Figura 50 mostra o desequilíbrio das correntes na
ocorrência de um curto-circuito bifásico do tipo Fase-Fase-Terra.
Figura 50 – Correntes do PCC oriunda da falta bifásica para terra.
A fim de minimizar os efeitos das correntes desbalanceadas, a proteção crowbar é
ativada pela chave “s” durante os instantes iniciais do afundamento de tensão, como
mostrado no gráfico da Figura 51. O crowbar aumenta a resistência dos enrolamentos do
rotor, amortecendo o fluxo magnético e, com isso, minimizando os danos da falta bifásica
para terra.
Figura 51 – Ativação do crowbar durante o afundamento de tensão.
73
6.2.3 ANÁLISE DOS RESULTADOS OBTIDOS
A simulação dos afundamentos de tensão balanceado e desbalanceado mostrou que
as turbinas eólicas com geradores de indução de dupla alimentação são capazes de
contribuir significativamente no desempenho operacional do parque eólico conectado à
rede, pois durante o ciclo inicial da falha (corrente assimétrica) pode ser elevada, superior a
6 vezes o valor da corrente nominal da máquina.
Esta análise contemplou cenários de afundamentos severos de tensão de até 80%,
ocorridos no PCC a fim de identificar o comportamento das máquinas e o uso dos circuitos
de proteção. Os resultados gráficos obtidos na simulação mostraram que as oscilações que
ocorrem nas correntes do estator e do rotor são reduzidos quando é ativada a proteção
crowbar. Porém, essa proteção apresenta uma desvantagem de que durante o tempo em
que está ativa, o conversor do lado do rotor fica impossibilitado de realizar o controle das
potências ativa e reativa do estator, estando o aerogerador incapaz de obedecer a
imposições requeridas pelos códigos de rede em vigor; ou seja, o conjunto de
aerogeradores que compõem um parque não contribuirão efetivamente com o
restabelecimento do sistema, pois o crowbar desconecta o CLM durante a falta.
Além disso, durante os afundamentos de tensão para diferentes tipos de faltas
aplicadas no PCC, a tensão no terminal de conexão e as correntes são sustentadas, mas
porque as tensões de linha, com exceção da fase atingida pelo curto-circuito, são capazes
de sustentar o fluxo magnético. Portanto, a natureza dos curtos-circuitos que geraram os
afundamentos de tensão não só é afetada pelo tipo de aerogerador, mas também pela
natureza das falhas, das conexões do enrolamento do gerador e dos transformadores entre a
falha e o gerador.
Elevadas correntes de curto-circuito, sobretensões e subtensões durante e após a falta
podem danificar as partes internas das turbinas eólicas e de outros equipamentos
associados a elas. Portanto, o sistema de proteção do parque eólico deve ser projetado para
suportar os distúrbios transitórios da rede elétrica na qual está interligada, bem como deve
auxiliar no restabelecimento dos requisitos operacionais normais da rede. Como regra, não
é necessário desconectar os parques eólicos desde que certos limites de tensão não sejam
excedidos.
Do ponto de vista da suportabilidade dos sistemas no PCC, pode-se afirmar que os
AMTs do tipo:
74
Simétricos de aproximadamente 60% e 40% da tensão (pu) no PCC, a priori, não
comprometem a estabilidade do sistema, ou requerem o desligamento do parque eólico,
pois contribuem efetivamente no restabelecimento pós falta dos sistemas sem a perda de
potência.
Assimétricos de aproximadamente 70%, 40% e 25%, não é possível afirmar, que
nas circunstâncias analisadas os distúrbios não afetaram a conexão dos sistemas no PCC,
apesar dos AMTs desequilibrados terem se situado dentro dos limites da curva LVRT.
Para queda de tensão (pu) acima de 80% da curva LVRT, o parque eólico era
desconectado até que o defeito fosse extinto. Nestes casos, a proteção crowbar era ativada
para contenção de sobrecorrentes no gerador e no conversor do lado do rotor a fim de
evitar avarias nos seus componentes.
Sob alguns afundamentos de tensão, os resultados obtidos não asseguram a
integração dos sistemas, podendo ou não haver a desconexão do parque eólico, que não é o
desejável, uma vez que a desconexão do parque eólico pode causar uma instabilidade no
sistema, além da perda de potência e o risco de propagação de falta no SEP,
comprometendo seriamente a continuidade do serviço e a QEE.
Tomando como referência dessa análise que, sob nenhuma condição de falta no PCC
o sistema eolielétrico deve ser desconectado do SEP, análises complementares deveriam
ser feitas para que os resultados fossem melhorados, como, por exemplo, através da
modelagem dos dispositivos de proteção complementares ao sistema crowbar ou
estratégias de controle que forçam a queda das correntes estatóricas e, consequentemente
das correntes rotóricas, de maneira que não seja necessária a utilização do crowbar,
assegurando a permanência da interligação entre os sistemas tanto para afundamentos
balanceados quanto desbalanceados. Estudos realizados em (Lima, 2009), sugerem que o
uso de estratégias de controle para melhorar a suportabilidade do sistema durante AMTs
podem melhorar a estabilidade no PCC.
Observe-se que o modelo em questão considerou apenas característica das faltas
ocorridas no PCC sem levar em conta os dispositivos de conversão AC-DC-AC, que
podem ter seu desempenho afetado por essas faltas, até porque nessa simulação o gerador
utilizado GIDA foi o do bloco existente no PSCAD.
75
7. CONCLUSÕES
A interligação de parques eólicos no SEP tem crescido ao longo dos anos e a
preocupação com a inserção dessa fonte na rede tem levado operadores de rede e
concessionárias de energia a aumentar as exigências imposta à conexão a fim de assegurar
indicadores da qualidade da energia elétrica e confiabilidade do sistema.
Visando contribuir com as avaliações quanto à qualidade da energia gerada, este
trabalho foi realizado com o objetivo de simular o comportamento de um parque eólico
interligado a rede elétrica quando submetido a perturbações elétricas no ponto de conexão
e, a partir deste, identificar se a conexão do sistema eólico está em conformidade com o
Procedimento de Rede. Assim, o escopo adotado abrange uma modelagem computacional
no PSCAD de um parque eólico para estudos de afundamentos de tensão oriundos de
curtos-circuitos aplicados no ponto de conexão comum (PCC).
No capítulo 1, foi apresentada uma introdução ao assunto, através de uma breve
análise quanto à inserção da geração eólica na matriz elétrica, bem como a evolução da sua
instalação no Sistema Elétrico de Potência.
No capítulo 2, foram apresentados vários trabalhos, com grande divulgação nos
meios científicos, relacionados ao tema desta dissertação nos quais é possível verificar que
a interligação da geração eólica ao sistema elétrico de potência sucinta precauções quanto à
conexão e estabilidade operacional entre os sistemas.
No capítulo 3, foram mostradas configurações de interligação do sistema eólico com
a rede elétrica. Apresentaram-se ainda as principais tecnologias existentes e formas de
conexão dos parques eólicos destacando as vantagens e desvantagens destas topologias.
No capítulo 4, foram apresentados os critérios técnicos que as normas exigem na
interligação de parques eólicos à rede elétrica. Um resumo da regulamentação técnica de
vários países, bem como um sumário comparativo do critério de suportabilidade a faltas
(fault-ride through – FRT) de quatro países, incluindo o Brasil. Percebeu-se que existe
espaço de tempo significativo nas exigências do FRT entre os países, devido às
características próprias existentes nas infraestruturas dos sistemas elétricos de cada país.
Quanto aos códigos de rede, a capacidade dos aerogeradores de sem manterem
conectados durante os afundamentos de tensão, é uma exigência de todos os códigos, no
entanto, não há uma convergência por parte dos operadores dos sistemas elétricos, sobre a
ótica das curvas de suportabilidade a subtensão. Porém, existe uma premissa na qual todos
76
os códigos concordam: por ocasião da ocorrência de uma falta, antes de qualquer medida
de apoio à tensão no PCC, é preciso que as correntes do parque eólico sejam controladas.
No capítulo 5, foram mostrados os impactos que a conexão eólica pode causar no
Sistema Elétrico de Potência no contexto da qualidade da energia elétrica. Foram
apresentados os principais impactos em função do regime operacional do sistema com
relação às características inerentes a geração eólica.
No capítulo 6 foi apresentado o modelo empregado em estudos de interligação de
parques eólicos no sistema de potência. Para o estudo referente à interligação do parque
eólico à rede elétrica, esse pôde ser representado por um equivalente reduzido no qual é
possível quando os aerogeradores são similares. Em seguida, foram realizadas simulações
de diferentes tipos de faltas aplicadas no ponto de conexão do parque com a rede elétrica a
fim de analisar o comportamento do parque eólico perante o critério de FRT normatizado
pelo ONS. Os resultados da inserção eólica na rede descritos no estudo de caso mostrou a
capacidade do parque manter-se conectado no que se refere à suportabilidade a subtensões
ou Low Voltage Ride-Through (LVRT), bem como a atuação das proteções do parque
eólico, de acordo com os limites estabelecidos pelo Procedimento de Rede do ONS.
Foi verificado que as correntes do estator e rotor são reduzidos aproximadamente
pela metade, quando utilizado o circuito crowbar, enquanto dispositivo de proteção
durante afundamentos severos de tensão, no qual mostrou-se ser eficaz, acelerando o
decaimento das correntes e consequentemente protegendo o conversor das sobrecorrentes.
Na ocorrência de afundamentos que ultrapassaram os limites da curva LVRT houve a
atuação da proteção do parque eólico, desconectando-o da rede, dentro do tempo máximo
de eliminação da falta (150 ms) aplicada a unidade geradora estudada.
É importante observar, entretanto, que a mera inserção de usinas eolielétricas de
grande porte no SEP atende ao requisito de diversificação da matriz energética, mas
mantém o modelo de geração centralizada com produção de potência distantes dos centros
de consumo. Esse problema agrava-se pela questão ambiental que envolve a construção de
linhas de transmissão e subestações de interligação, de alto custo, a exemplo do que ocorre
atualmente na Bahia, onde duas usinas eólicas de grande porte estão prontas, mas sem
possibilidade de interligação ao SEP pela inexistência dessas linhas.
Conclui-se, ao final deste trabalho, que a analise do comportamento do parque eólico
frente a afundamentos de tensão no PCC, é importante para uma correta avaliação dos
problemas técnicos, como a qualidade da energia, envolvidos na interligação de parques
77
eólicos às redes elétricas. Justifica-se isto pelo fato das centrais eólicas possuírem
características distintas das fontes convencionais existentes no sistema, bem como
influenciarem na estabilidade operacional do sistema elétrico. Esta avaliação da
interligação à rede deve ser feita na fase dos estudos preliminares, que precedem a
instalação da usina eólica em um determinado sítio e a sua interligação ao sistema elétrico
de potência.
Portanto, esta dissertação propicia a compreensão das características operativas do
parque eólico para as configurações citadas e contribui com informações no contexto da
estabilidade do sistema elétrico na presença do parque eólico.
7.1 SUGESTÕES PARA TRABALHOS FUTUROS
Com o objetivo de contribuir para futuros trabalhos ligados aos temas abordados
nesta dissertação, sugere-se:
i. Implementação de um aerogerador experimental equipado com gerador GIDA montado
em laboratório com o objetivo de comparar e analisar o comportamento do sistema eólico
simulado no PSCAD.
ii. Realizar análise complementar sobre estratégias de controle que garantam a
suportabilidade à falta de parques eólicos considerando outras ferramentas computacionais
como o ANAFAS e o Power World.
iii. Realização de estudos sobre outros distúrbios da QEE, ocorrendo isoladamente ou
cumulativamente com os afundamentos de tensão.
iv. Ampliar as considerações dessa pesquisa a outras configurações de aerogeradores ou em
sistemas com nível de tensão abaixo de 230kV ou na rede de distribuição.
v. Ampliar os estudos com relação à inserção das micro e minieólicas conectadas
diretamente no sistema de distribuição.
78
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84
APÊNDICE A
SISTEMAS DE GERAÇÃO DISTRIBUIDA
Apesar das minicentrais eólicas não terem sido o objeto de pesquisa desse trabalho,
elas não podem ser ignoradas quando o tema em analise é a interligação de geradores
eólicos aos sistemas elétricos, uma vez que estas usinas também serão interligadas ao SEP,
ainda que em tensões de distribuição.
Nesse caso, os requisitos de interligação ao sistema elétrico são definidos pelo
PRODIST e incluem desde parques eólicos integrados à rede de distribuição da
concessionária de energia, a exemplo da Prainha, no Ceará, ou ainda, ligada em instalações
de consumidores finais. Esses aerogeradores são chamados de microaerogeradores, e
também podem ser utilizados nas instalações de consumidores residenciais.
A Figura A. 1 mostra um caso exemplo de microaerogerador de 12 V – 600 W
instalado numa edificação residencial e interligado ao sistema de distribuição da
Alemanha.
Figura A. 1 - Turbina eólica (12 V, 600 W) interligada ao sistema de distribuição na Alemanha.
A utilização de sistemas eólicos e/ou fotovoltaicos por consumidores residenciais
contribui para o sistema elétrico, independentemente da existência de uma rede inteligente,
uma vez que a energia produzida por essas fontes permitirá a redução da energia comprada
da concessionária, liberando assim essa parcela de potência para outros consumidores.
Quando a geração eolielétrica excede a demanda do consumidor, esse excedente de energia
85
pode ser exportável para a concessionária, que deve estar apta a recebe-lá e, nesse caso, se
faz necessário dispor de um sistema inteligente, pelo menos um sistema Smart-Metering.
A Geração Distribuída (GD), a cada dia, se consolida como uma forte tendência,
principalmente, quando relacionado à diversidade de modelos de aerogeradores de
pequeno porte dentre elas: de eixo horizontal com duas, três ou multipás e, de eixo vertical
do tipo Darrieus e Savonius, que podem ser instalados nas edificações dos consumidores.
A Figura A. 2 mostra exemplos de aerogeradores de pequeno porte que podem ser
utilizados por consumidores para a autoprodução de energia elétrica. (Fadigas, 2013)
Figura A. 2 – Exemplo de aerogeradores empregados na geração distribuída. (Fadigas, 2013)
Outros fatores que fazem da Geração Distribuída uma alternativa atraente à expansão
do parque gerador do país, principalmente quando relacionado à geração eólica são:
Atendimento mais rápido ao crescimento da demanda energética;
Aumento da confiabilidade do suprimento aos consumidores;
Redução de perdas na transmissão de energia e seus respectivos custos;
Adiamento do investimento para reforçar o sistema de transmissão;
Redução dos investimentos;
Redução dos grandes impactos ambientais causados pelas linhas de transmissão e
áreas de reservatórios da geração centralizada;
Redução dos riscos de planejamento do sistema elétrico;
Aumento da estabilidade do sistema elétrico;
Baixo custo de investimento para construção de unidades de geração;
86
Curto espaço de tempo para instalação e facilidade de alocação;
Baixo custo de operação e manutenção das unidades de geração;
A utilização da GD pode postergar ou até evitar o investimento na expansão de
subestações e/ou ramais de distribuição, pois não necessita de área extra e infraestrutura
adicional para fazer parte do SEP.
As vantagens supracitadas, mais o rápido desenvolvimento de certas tecnologias,
como a de geradores eólicos, veem tornando a GD uma opção técnica viável em virtude da
possibilidade de utilizar fontes que ocasione menores impactos ambientais e
socioeconômicos, além de garantir maior confiabilidade e segurança no abastecimento de
energia.
87
APÊNDICE B
DADOS DO GERADOR DE INDUÇÃO DUPLAMENTE ALIMENTADO
As simulações realizadas neste trabalho com o GIDA utilizaram o modelo de 5a
ordem, que se encontra na biblioteca principal da ferramenta PSCAD, apresentado na
Figura B. 1. Este bloco possui os parâmetros de entrada derivados da turbina eólica que
são: a velocidade de entrada (W ), a chave para acionar o modo de controle por velocidade
ou por torque (S), torque de entrada (TL ) e dos conversores eletrônicos de potência CA-
CC-CA conectados à rede (CLR) e no rotor (CLM).
Figura B. 1 – Bloco do aerogerador com gerador tipo GIDA.
Os dados de entrada do modelo foram retirados de informações fornecidas por
fabricantes de geradores, listados na Tabela B. 1.
Tabela B. 1 – Dados do GIDA.
Dados da máquina Valores Dados da máquina Valores
Potência nominal 40 MW Resistência do estator 0,062 Ω
Tensão nominal do estator 690 V Resistência do rotor 0,052 Ω
Tensão nominal do rotor 750 V Indutância de magnetização 46,4 mH
Frequência nominal 60 Hz Indutância de dispersão do
estator
2,62 mH
Momento de inércia (J = 2H) 0,85 s Número de polos 4
88
DADOS DOS CONVERSORES
Os conversores, tanto do lado da máquina quanto do lado da rede, foram construídos
a partir dos modelos de semicondutores presentes no PSCAD. A Figura B. 2 apresenta o
bloco conversor CA-CC-CA onde as saídas GABC e SABC correspondem,
respectivamente, ao controle para o conversor do lado do gerador e ao controle do
conversor lado da rede. O capacitor utilizado no elo CC foi de 680 µF e sua tensão de
referência foi de 990 V e os controladores foram ajustados através da própria simulação. O
esquema elétrico dos conversores CLM e CLR é mostrado na Figura B. 3.
Figura B. 2 - Bloco conversor CA-CC-CA
Figura B. 3 – Circuito interno dos conversores do lado da máquina e lado da rede.
89
DADOS DA TURBINA EÓLICA
O bloco do PSCAD que simula uma turbina eólica é apresentado na Figura B. 4.
Seus dados de entrada são o coeficiente de potência (Cp), a velocidade do vento (Vw) e o
sinal de velocidade angular (Wm) e, o sinal de saída corresponde ao torque mecânico (Tm).
Figura B. 4 – Bloco correspondente à turbina eólica.
Os parâmetros de entrada definidos para este modelo estão listados na Tabela B 2.
Tabela B. 2 – Dados da turbina eólica.
Dados da turbina Valores
Potência nominal 40 MW
Raio do rotor 40 m
Densidade do ar (ρ) 1,225 kg/m3
Coeficiente de potência (Cp) 0,4
90
ANEXO A
IMPACTOS AMBIENTAIS DA ENERGIA EÓLICA
Partindo do EIA elaborado para a implantação de um Parque Eólico localizado no
interior do Estado da Bahia, formado por usinas eólicas com potências de 30 MW, ocupará
uma área de 5870 hectares, sendo cerca de 120 hectares ocupados pelas bases dos
aerogeradores, canteiros de obras, estradas de acesso, linhas elétricas e subestação
elevadora, onde se avalia as consequências ambientais relacionadas à localização,
instalação, construção, operação, ampliação, interrupção ou encerramento do
empreendimento.
Foram adotados métodos e técnicas que permitiram a integração do conhecimento e
percepção de diferentes especialistas, componentes da equipe técnica, de modo a obter os
fatores ambientais susceptíveis de serem afetados pelas ações decorrentes das atividades a
serem desenvolvidas. Considerando os resultados da análise detalhada da área de
influência do empreendimento, uma listagem dos possíveis impactos ambientais
relacionados às atividades diretas e indiretas proveniente da instalação da central eólica
concentrou-se nas fases de implantação e operação. (Desenvix, 2008)
A Tabela A - 1 apresenta os impactos detectados sobre o meio biótico nas fases de
implantação e operação do parque eólico, destacando os efeitos, a natureza, a extensão e
duração dos mesmos sobre o ambiente estudado.
Tabela A - 1 - Avaliação dos impactos ambientais sobre o meio biótico. (Desenvix, 2008) (Adaptado)
Fase Impactos sobre o meio biótico Efeito Natureza Extensão Duração
Implantação
Perda da área vegetada e da
biodiversidade associada
Negativo Direta Local
Permanente Fragmentação e perda de habitat.
Diminuição da fauna silvestre por
atropelamento
Operação
Alteração da fauna e flora
Temporária
Perda das comunidades vegetais
Acidente com espécies de morcego
Permanente Acidentes com espécies de aves
migratórias
91
Além dos impactos citados, identificaram-se também os impactos sobre o meio
socioeconômico decorrente das atividades ligadas à instalação do parque eólico. Para a
população situada no entorno da área de influência direta, os impactos mais significativos
gerados pela execução das obras de construção da usina eólica se relacionam com as
interferências locais e as expectativas geradas em razão da efetivação do empreendimento.
A implantação causa alguns desconfortos temporários à população residente próxima
as obras, bem como pode interferir no cotidiano da comunidade local: aumento de fluxo de
veículos, poluição sonora, insegurança no trânsito, aumento temporário da densidade
demográfica local, geração de emprego, dinamização das atividades econômicas e aumento
da especulação imobiliária. O aumento do fluxo de veículos, principalmente de veículo
pesado, pode gerar uma insegurança aos motoristas por eventuais desvios e interrupções do
tráfego. A Tabela A - 2 mostram os principais impactos socioeconômicos relacionados aos
seus potenciais efeitos, natureza, extensão e duração nas fases de instalação da usina
eólica.
Tabela A - 2 - Avaliação dos impactos ambientais sobre o meio socioeconômico. (Desenvix, 2008)
(Adaptado)
Fase Impactos Efeito Natureza Extensão Duração
Projeto
Valorização de imóveis do entorno do
empreendimento. Positivo
Direta
Local
Temporária
Interferência no cotidiano da população
local. Negativo
Implantação
Geração de empregos diretos e indiretos. Positivo Regional
Imigração em busca de emprego.
Negativo
Local
Aumento de risco de acidentes.
Proliferação de vetores transmissores de
doenças.
Desproporcionalidades na razão homem
versus mulher, da população local.
Aumento da demanda por infraestrutura
urbana e serviços. Indireto Regional
Poluição sonora
Direto
Local Permanente
Poluição atmosférica Temporária
Operação
Geração de empregos diretos e indiretos. Positivo
Permanente
Incremento no tráfego na área. Negativo
Aumento de arrecadação de impostos. Positivo Regional
Aumento de risco de acidentes de
trânsito. Negativo Local
Poluição sonora.
92
A Tabela A - 3 trazem as medidas mitigadoras e compensatórias do PCA que são
aplicadas quanto ao fator ambiental a que se destina.
Tabela A - 3 - Medidas mitigadoras e compensatórias para os impactos ambientais. (Desenvix, 2008)
(Adaptado)
Impactos Ambientais Medidas mitigadoras e compensatórias
Valorização de imóveis. Conscientização da comunidade local quanto aos preços a serem
aplicados
Interferência no cotidiano da
população local
Desenvolvimento de programas de educação ambiental e social.
Geração de empregos diretos e
indiretos
Priorizar a contratação de mão de obra residente local e estimular a
atuação de pequenos fornecedores
Aumento de risco de acidentes de
trânsito
Sinalização de trânsito e sistemas de alertas ao longo das vias de
acesso utilizando redutores de velocidade.
Proliferação de vetores transmissores
de doenças
Implantação de programas de saúde e segurança das populações da
área de influência direta da obra.
Poluição sonora Adoção de segurança e saúde do trabalho na fase de implantação e
operação e a promoção de monitoramento dos níveis de ruídos locais
Poluição atmosférica
Observação da legislação aplicável quanto a segurança e saúde do
trabalho além de utilizar aspersão de água nas vias em construção para
minimizar a emissão de poeira e particulados
Aumento da demanda por
infraestrutura urbana e serviços
Realização de parcerias entre empreendedor e as instâncias
governamentais para suprir tais demandas nas áreas adjacentes ao
empreendimento
Perda de habitat, da área vegetada e
da biodiversidade associada.
Implantação de projetos de paisagismo contemplando
preferencialmente espécies nativas
Fauna silvestre
Coibir ações predatórias na área proposta para o empreendimento e
investir em equipamentos modernos para reduzir a incidência de
impactos de morcegos com a estrutura. Além da instalação do
empreendimento fora da rota de migração das aves.
Poluição do solo e recursos hídricos Implantação de fossas sépticas de acordo com a NBR 7.229/93
Efeito sobre o paisagismo Promover a manutenção de um canal de comunicação social e
educação ambiental, fornecendo esclarecimento sobre a usina eólica.
Os resultados obtidos nas Tabelas A - 1 e A – 3 justificam a adoção de medidas
mitigadoras durante todo o processo de implantação e operação do parque. Desta forma,
principalmente na fase de obras (implantação), os programas ambientais dos diversos
meios (físicos, bióticos e socioeconômicos) a serem implantados deverão estar no PCA –
93
Projeto de Controle Ambiental que define propostas para evitar ou minimizar os impactos
negativos identificados.
A avaliação do grau de alteração produzida no meio ambiente decorrente da
implantação do parque eólico, bem como a eficiência das medidas mitigadoras e
compensatórias propostas, será possível através de programas de acompanhamento e
monitoração que contemplem a totalidade do meio ambiente afetado. Como por exemplo,
programas destinados à comunicação entre comunidade e empreendimento, educação
ambiental, capacitação e treinamento dos trabalhadores quanto à preservação do meio
ambiente, bem como programas de saúde e segurança no trabalho.
94
ANEXO B
TRANSFORMADA DE PARK
Equações de transformação de um vetor de grandezas tensão, corrente, ou fluxo
magnético, de estator ou rotor, representadas por X, entre o referencial trifásico (1,2,3) e o
referencial bifásico genérico (0,d,q):
Transformação direta de trifásico (1,2,3) para bifásico (0,d,q) - Grandeza de
estator:
Transformação direta de bifásico (0,d,q) para trifásico (1,2,3) – Grandeza de
estator:
Transformação direta de trifásico (1,2,3) para bifásico (0,d,q) - Grandeza de rotor:
95
Transformação direta de bifásico (0,d,q) para trifásico (1,2,3) – Grandeza de rotor:
![Manual SolTerm 5.1.1[1]](https://static.fdocumentos.tips/doc/165x107/5571fe7249795991699b6606/manual-solterm-5111.jpg)
