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MEEC / MEM– Energias RenováveisEnergia Eólica
2005/2006
Energia Eólica
Tipos de AerogeradoresModelização, Controlo e Protecções
J. A. Peças Lopes
MEEC / MEM– Energias RenováveisEnergia Eólica
2005/2006
Introdução
• Existem fundamentalmente 3 tipos de aerogeradores com aplicação industrial:– Máquinas assíncronas (com e sem controlo do ângulo de
pitch);
– Máquinas assíncronas duplamente alimentadas - (Doublyfed induction wind generators -DFIWG);
– Máquinas síncronas de velocidade variável.
(as máquinas assíncronas começaram por ser inicialmente utilizadas, tendo hoje uma quota de mercado muito reduzida)
ConversoresElectrónicos
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2005/2006
Tipo de Geradores
• CIGRE TF38.0110
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Componentes aerodinâmicas• Três variáveis aerodinâmicas definem o comportamento da
turbina eólica:
λ - relação de velocidade de extremidade das pás (tip speedratio)
Cp - O coeficiente de potência;
θ - O ângulo de pitch.
• Definem-se estratégias de controlo para os modos de operação em velocidade fixa ou em velocidade variável.
3
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Potência disponível
onde:Pw é a potência mecânica do rotor (W)Vw velocidade do vento no centro do rotor (m/s)Α=πR2 superfície varrida pelas pás (m2)R raio das pás (m)ρ densidade do ar (kg/m3) – 1,23 kg/m3Cp coeficiente aerodinâmico do rotor (típico = 0,4)
O binário mecânico pode ser calculado a partir de Pw:
3
21
wpw AVCP ρ=
R
ww
PT
ω=
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Potência disponível• O coeficiente, Cp, é a percentagem da Wc da massa de ar
incidente no rotor que é convertida em energia mecânica, sendo dada por:
Onde:β ó ângulo de passo da pá (pitch angle)λ é a relação de velocidade da pá (tip speed ratio), definidacomo:
w
R
VRω
λ =
( ) ieCi
pλθ
λθλ
5.12
54.011622.0,−
×⎟⎟⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛−×−×=
4
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Potência Disponível
• Curvas Cp = f(λ,θ)
Valor máximoteórico:
Cp_max ≅ 0.59
Turbinas de vel. Variável são operadas de forma a obter o melhor rendimento
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Potência disponível• Operação da turbina com máxima potência mecânica
Pmax = Kopω3
53
1 . . . .2p
opCK Rρ π λ⎛ ⎞= ⎜ ⎟⎝ ⎠
Onde:
5
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Controlo do ângulo de Pitch
• Modelização do comportamento do controlo de pitch
sk
k ip +
+
- Pmec_ref [pu]
Pmec [pu]
Ângulo de referêcia
+
1+Tsk
s1
Ângulo de pitch
θref [graus]
θ [graus]
-
0
Σ Σ
Outras técnicas:-Active stall ( θ negativo);-Passive stall
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Resposta ao controlo do ângulo das pás
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Potência disponível
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Comportamento do Gerador de Indução em Regime Estacionário
• O funcionamento de um gerador de indução é em todo semelhante ao de um motor de indução, com a diferença de que funciona em hiper-sincronismo;
• Esquema equivalente:
)1( 1222 slip
slipIRMP −=
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Comportamento do Gerador de Indução em Regime Estacionário
• Em termos de potências:
P
Gerador de induçãoQgi (potência reactiva)
Q – potência “consumida” nas reactâncias da máquina (magnetização + Xs e Xr)
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Comportamento do Gerador de Indução em Regime Estacionário
• Em termos de potências:– Soluções para evitar minimizar o consumo de pot. reactiva
P
Qgi (potência reactiva)Bateria de condensadoresQc
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Comportamento do Gerador de Indução em Regime Estacionário
• Soluções de dimensionamento das baterias de condensadores:– Compensação em vazio;– Compensação para factor de potência unitário à plena carga– Sobre-compensação para permitir fornecer energia reactiva
capacitiva à rede
• Problemas:– Acréscimo de investimento;– Riscos de auto-excitação
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Modelo do Gerador de Indução para Estudos de Regime Estacionário
• A integração dos aerogeradores de indução pode requerer a realização de estudos de impacto nas redes eléctricas:– Avaliar a variação dos perfis de tensão;– Avaliar a variação das perdas na rede;– Avaliar da ocorrência de congestionamentos nos ramos.
• Estudos de trânsitos de potências• Representação dos geradores de indução convencionais
em estudos de TP:– Barramentos PQ– Barramentos PQ modificados:
• Barras PX• Barras RX
– Alterações nos algoritmos de cálculo do TP
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Modelo Matemático para Estudos Dinâmicos
• No modelo dinâmico de geradores assíncronos é usual definir um conjunto de pressupostos e simplificações:
A taxa de variação do fluxo magnético do estator (dλ/dt) édesprezada;O rotor apresenta uma estrutura simétrica;A força elástica e a força resultante de torção do eixo da
máquina são desprezados;A saturação magnética é desprezada;A distribuição dos fluxos é considerada sinusoidal;As perdas mecânicas são desprezados.
• Estas simplificações reduzem a complexidade da modelização, sem comprometer a qualidade dos resultados em estudos de comportamento dinâmico
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Modelo Matemático para Estudos Dinâmicos
• Modelo simplificado para efeito de estudos dinâmicos
Quando existirem também conversores electrónicos
fem induzida no rotor
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Modelos eléctricos
• Gerador assíncrono convencional (modelo de 3º ordem)
Electrical behavior
Mechanical behaviorElectrical behavior Mechanical behaviorElectrical behavior
( )gmec PPHf
t−×
π=
∂ω∂
⎩⎨⎧
×−×−=
×+×−=
imereimim
imreerereIRI'X'EV
I'XIR'EV
imimrereg I'EI'EP ×+×=
imrereimg I'EI'EQ ×−×=
f..2f..2sπ
ω−π=
⎩⎨⎧
×−×−=
×+×−=
imereimim
imreerereIRI'X'EV
I'XIR'EV
imimrereg I'EI'EP ×+×=
imrereimg I'EI'EQ ×−×=
f..2f..2sπ
ω−π=
( )( )
( )( )⎪⎪⎩
⎪⎪⎨
⎧
×−+×−××π−=∂
∂
×−−×−××π=∂
∂
reimo
reim
imreo
imre
I'XX'ET1'Esf2
t'E
I'XX'ET1'Esf2
t'E
;XXXXX'X
rmrm
e +×
+= ;XXX me += ( ) r0mr
o Rf2XXT×π
+=
( )( )
( )( )⎪⎪⎩
⎪⎪⎨
⎧
×−+×−××π−=∂
∂
×−−×−××π=∂
∂
reimo
reim
imreo
imre
I'XX'ET1'Esf2
t'E
I'XX'ET1'Esf2
t'E
;XXXXX'X
rmrm
e +×
+= ;XXX me += ( ) r0mr
o Rf2XXT×π
+=
•
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Gerador Assíncrono Duplamente Alimentado
• Gerador assíncrono:– Directamente ligado à rede;– Ligado à rede via DC;– Com controlo dinâmico de deslizamento;– Double-fed induction machine
is
Controller
ia
dc / ac
C2
vavr
ir
ac / dc
C1
vsig
gg jQP +
Controller
ωr
vdc
Crowbar Protection
11
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Modelos Eléctricos• Geradores assíncronos duplamente alimentados
( )
( )
'
'
1
(6)1
d md qs s q s qr
o rr
q mq ds s d s dr
o rr
de Le X X i s e v
dt T Lde L
e X X i s e vdt T L
ω ω
ω ω
⎧ ⎡ ⎤= − − − + −⎪ ⎣ ⎦⎪⎨⎪ ⎡ ⎤= − + − − +⎣ ⎦⎪⎩
1 ( ) (7)rm e
dT T
dt Jω
= −
sKK I
P3
3 +
Vt
Vtref
-
+
s K K I
P2
2 + Idr
Idref
-+
v dr
Terminal voltage control
sKK I
P1
1 +
ωra
ωref
+
-
s K K I
P2
2 + Iqr
Iqref
-+
v qr
rotor speed control
1+sTK
v
v
1+sTK
t
t
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Modelo eléctrico• Esquema genérico de controlo de geradores DFIM
is
Controller
ia
ac / dc
C2
va vr
ir
dc / ac
C1
vs i g g g jQ P +
Controller
ωr
vdc
CrowbarProtection
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Equações Algébrica e Dinâmicas
Observações importantes:
• As grandezas do gerador de indução podem ser controladas através de injecções de tensões controladas a partir do rotor. Na modelização adoptada a dinâmica do rotor é assim considerada;
• Há modelos em que a máquina é suposta controlada por injecções de correntes e o modelo matemático é definido apenas por equações algébricas.
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Função dos Controladores• As tensões controladas do rotor podem ser obtidas a partir
de controladores PI’s.
kp1+ki1s
kp2+ki2s
vqriqr
iqref
+ -
+-
Wr
Wref
Controlo de velocidade do rotor
kp3+ki3s
kp4+ki4s
vdridr
idref
- -
++
Vt
Vtef
Controlo de tensão terminal
Modelo doGerador deIndução
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Função dos Controladores
Park'sTransformation
iar, ibr, icr
PWM
kp1+ki1s
kp2+ki2s
Inverse Park'sTransformation
Park'sTransformation
kp3+ki3s
kp4+ki4s
var, vbr, vcr
vqr
vas, vbs, vcs
vdr
iqr
iqref
idr
idref
(vds + vqs)2 2 1/2
Vt
Vtref+
-+
-
+
-
+
-
Wr
Wref
Speed rotor control Terminal voltge control
Converter C1
• Esquema de controle do Conversor ligado ao rotor
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Função dos Controladores• Controlo da tensão do link DC
ks + ωc
kp2+ki2s
Pr
Vdcref
-+
Pref
+Vdc
-
Sinal de controle para o conversor Pc
⎥⎦
⎤⎢⎣
⎡×⎥
⎦
⎤⎢⎣
⎡−
×
⎥⎥⎥⎥
⎦
⎤
⎢⎢⎢⎢
⎣
⎡
−−
−×=⎥⎥⎥
⎦
⎤
⎢⎢⎢
⎣
⎡ −
)()(
)()()()(
23
21
23
21
01
23
1
*
*
*
tqtp
tvtvtvtv
iii
c
c
cc
cb
ca
αβ
βα
Sinais de correntes de referência de controle a partir das potencias activa e reactiva de referência
Teoria da potência Instantânea
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Função dos Controladores• Esquema de controle do Conversor ligado à rede eléctrica
PWM
ks + ωc
kp2+ki2s
Clark'sTransformation
vas, vbs, vcs
Pr
Vdcref
-+
+
Vdc
Converter C2
+-
Inst. Power Theory
ia, ib, ic
Pref
pc qc = 0
vα Vβ
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Controlo optimizado
Nick Jenkis etal.
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Função dos Controladores
• Potências activa e reactiva do gerador podem ser controladas utilizando-se a mesma configuração referente as malhas de controlo de velocidade e de tensão terminal.
• Além do controlo da máquina através dos conversores, a turbina também pode ser controlada pelo controlo de pitch. O controlo do pitch ser utilizado para limitar a velocidade rotacional ou a potência mecânica em limites estabelecidos.
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Modelos eléctricos
• Gerador assíncrono duplamente alimentado (Operação do crow bar)
i s
Controller
ia
ac / dc
C2
va v r
i r
dc / ac C1
v s i g g g jQ P +
Controller
ω r
v dc Crowbar
Protection
Tem como objectivo garantir a
integridade física dos conversores;
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Operação do crow-bar
Potência Activa do rotor
Tensão Terminal
Corrente do rotorTensão do rotor
Corrente do rotor
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Resultados da Operação com controlo clássico PI
• Comportamento perante súbito acréscimo da velocidade do vento:(a) Regime sub-síncrono (ωr = 0.95 e Vt = 1.02);(b) Regime hiper síncrono (ωr = 1.05 e Vt = 1.02).
• Comportamento perante curto-circuito:(c) Regime sub-síncrono (ωr = 0.95 e Vt = 1.02);(d) Regime hiper síncrono (ωr = 1.05 e Vt = 1.02).
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Resultados da Operação com controlo clássico PI
• Caso (a) - Regime sub-síncrono (ωr = 0.95 e Vt = 1.02)
0 5 1 0 1 50 . 9 4 5
0 . 9 5
0 . 9 5 5
0 . 9 6
0 . 9 6 5
Te m p o (s )
Vel
ocid
ade
do ro
tor (
p.u.
)
0 5 1 0 1 5
1 . 0 1
1 . 0 1 5
1 . 0 2
1 . 0 2 5
1 . 0 3
Te m p o (s )
Tens
ão T
erm
inal
(p.u
.)
0 5 1 0 1 54
6
8
1 0
Pot
enci
a A
ctiv
a (M
W)
T e m p o (s )
0 5 1 0 1 51 1
1 2
1 3
1 4
1 5
T e m p o (s )
Ven
to (m
/s)
P o t e n c ia d o e s t a t o r
P o t e n c ia To t a l (P s + P c )
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Resultados da Operação com controlo clássico PI
• Caso (a) – cont.
0 5 1 0 1 54 . 4 9
4 .4 9 5
4 . 5
4 .5 0 5
Te m p o (s )
Tens
ão C
C (p
.u.)
0 5 1 0 1 50 . 0 5
0 . 0 6
0 . 0 7
0 . 0 8
Te m p o (s )
Torq
ue M
ecan
ico
(p.u
.)
0 5 1 0 1 50 .0 5
0 .0 6
0 .0 7
0 .0 8
0 .0 9
Te m p o (s )
Torq
ue E
léct
rico
(p.u
.)
0 5 1 0 1 50 .0 5
0 .0 6
0 .0 7
0 .0 8
0 .0 9
0 . 1c o rre n t e d o e s t a t o r
c o rre n t e d o ro t o r
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MEEC / MEM– Energias RenováveisEnergia Eólica
2005/2006
Resultados da Operação com controlo clássico PI
• Caso (b) - Regime hiper síncrono (ωr = 1.05 e Vt = 1.02) :
0 5 1 0 1 51 .0 4
1 .0 5
1 .0 6
1 .0 7
Te m p o (s )
Vel
ocid
ade
do ro
tor (
p.u.
)
0 5 1 0 1 51
1 .0 1
1 .0 2
1 .0 3
1 .0 4
Te m p o (s )
Tens
ão T
erm
inal
(p.u
.)
0 5 1 0 1 54
6
8
1 0
1 2
Te m p o (s )
Pot
enci
a A
ctiv
a (M
W) P o t e n c ia t o t a l
P o t e n c ia d o e s t a t o r
0 5 1 0 1 51 1
1 2
1 3
1 4
1 5V
ento
(m/s
)
Te m p o (s )
MEEC / MEM– Energias RenováveisEnergia Eólica
2005/2006
Resultados da Operação com controlo clássico PI
• Caso (b) – cont.
0 5 1 0 1 54 .4 9
4 .4 9 5
4 .5
4 .5 0 5
4 .5 1
Te m p o (s )
Tens
ão C
C (p
.u.)
0 5 1 0 1 50 .0 5
0 .0 6
0 .0 7
0 .0 8
0 .0 9
Te m p o (s )
Torq
ue m
ecan
ico
(p.u
.)
0 5 1 0 1 50 .0 4
0 .0 6
0 .0 8
0 .1
Te m p o (s )
Torq
ue E
léct
rico
(p.u
.)
0 5 1 0 1 50 .0 4
0 .0 6
0 .0 8
0 .1
0 .1 2
Te m p o (s )
Cor
rent
e (p
.u.)
C o r re n t e d o e s t a t o r
C o r re n t e d o ro t o r
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Resultados da Operação com controlo clássico PI
• Pitch a actuar para limitar a velocidade do rotor
0 1 0 2 0 3 0
1 5
1 6
1 7
T e m p o (s )
Var
iaçã
o de
ven
to (m
/s)
0 1 0 2 0 3 09 . 4 8
9 . 4 9
9 . 5
9 . 5 1
9 . 5 2
T e m p o (s )
Pot
enci
a A
ctiv
a (M
W)
0 1 0 2 0 3 01 . 0 9 5
1 . 1
1 . 1 0 5
1 . 1 1
T e m p o (s )
Vel
ocid
ade
do ro
tor (
p.u.
)
0 1 0 2 0 3 01 6
1 8
2 0
2 2
2 4
2 6
Ang
ulo
de p
itch
(gra
us)
T e m p o (s )
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2005/2006
Resultados da Operação com controlo clássico PI
• Caso (c) - Regime sub-síncrono (ωr = 0.95 e Vt = 1.02) :
0 5 1 0 1 50 . 8 5
0 . 9
0 . 9 5
1
1 . 0 5
T e m p o (s )
Vel
ocid
ade
do ro
tor (
p.u.
)
0 5 1 0 1 5
0 . 8
1
1 . 2
1 . 4
T e m p o (s )
Tens
ão T
erm
inal
(p.u
.)
0 5 1 0 1 5-2 0
0
2 0
4 0
6 0
T e m p o (s )
Pot
enci
a A
ctiv
a (M
W) P o t e n c ia t o t a l
P o t e n c ia d o e s t a t o r
0 5 1 0 1 5-2 0
-1 0
0
1 0
2 0
3 0
T e m p o (s )
Pot
enci
a R
eact
iva
(MV
Ar)
20
MEEC / MEM– Energias RenováveisEnergia Eólica
2005/2006
Resultados da Operação com controlo clássico PI
• Caso (c) – cont.
0 5 1 0 1 54 . 2
4 . 4
4 . 6
4 . 8
5
Te m p o (s )
Tens
ão C
C (p
.u.)
0 5 1 0 1 50 . 0 5
0 . 0 5 1
0 . 0 5 2
0 . 0 5 3
0 . 0 5 4
Te m p o (s )
Torq
ue M
ecan
ico
(p.u
.)
0 5 1 0 1 5-0 . 2
0
0 . 2
0 . 4
0 . 6
Te m p o (s )
Torq
ue E
léct
rico
(p.u
.)
0 5 1 0 1 50
0 . 2
0 . 4
0 . 6
0 . 8
Te m p o (s )
Cor
rent
e (p
.u.)
C o r re n t e d o e s t a t o rC o rre n t e d o ro t o r
MEEC / MEM– Energias RenováveisEnergia Eólica
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Resultados da Operação
• Caso (c) - Regime sub-síncrono (com a actuação do crowbar)
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Resultados da Operação
• Caso (c) - Regime sub-síncrono (crowbar permanente)
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Resultados da Operação com controlo clássico PI
• Caso (d) Regime hiper síncrono (ωr = 1.05 e Vt = 1.02) :
0 5 1 0 1 50 . 9
1
1 . 1
1 . 2
Te m p o (s )
Vel
ocid
ade
do ro
tor (
p.u.
)
0 5 1 0 1 5
0 . 8
1
1 . 2
1 . 4
Te m p o (s )
Tens
ão T
erm
inal
0 5 1 0 1 5-2 0
0
2 0
4 0
6 0
Te m p o (s )
Pot
enci
a A
ctiv
a (M
W) P o t e n c ia t o t a l
P o t e n c ia d o e s t a t o r
0 5 1 0 1 5-2 0
-1 0
0
1 0
2 0
3 0
Te m p o (s )
Pot
enci
a R
eact
iva
(MV
Ar)
22
MEEC / MEM– Energias RenováveisEnergia Eólica
2005/2006
Resultados da Operação com controlo clássico PI
• Caso (d) – cont.
0 5 1 0 1 54 . 2
4 . 4
4 . 6
4 . 8
Te m p o (s )
Tens
ão C
C (p
.u.)
0 5 1 0 1 50 . 0 5 2 4
0 . 0 5 2 6
0 . 0 5 2 8
0 . 0 5 3
Te m p o (s )
Torq
ue M
ecan
ico
(p.u
.)
0 5 1 0 1 5-0 . 2
0
0 . 2
0 . 4
0 . 6
Te m p o (s )
Torq
ue E
léct
rico
(p.u
.)
0 5 1 0 1 50
0 . 2
0 . 4
0 . 6
0 . 8
Cor
rent
e (p
.u.)
Te m p o (s )
C o r re n t e d o e s t a t o r
C o r re n t e d o ro t o r
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2005/2006
Gerador Síncrono de Velocidade Variável
• A utilização de máquinas síncronas de velocidade variáveltem por objectivo a maximização do aproveitamentoenergético na exploração da energia eólica.
• Fabricantes:– Enercon;
• O conceito
23
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Gerador Síncrono de Velocidade Variável
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Gerador Síncrono de Velocidade Variável
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2005/2006
Gerador Síncrono de Velocidade Variável
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2005/2006
Modelo do Gerador Síncrono de VelocidadeVariável
• Modelo simplificado onde:– O modelo aerodinâmico é igual ao utilizado nas máquinas
assíncronas
– No gerador síncrono são desprezados os fenómenostransitórios rápidos;
– O conversor é considerado ideal;– Apenas são considerados ás interacções da turbina com a
rede e os seus sistemas de controlo
• Em estudos de TP o GSVV pode ser representado como umnó tipo PQ (ou em situações em que o sist de controloesteja preparado, como um nó PV).
( ) 31 ,2w p wP c AVρ λ θ=
25
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Modelo do Gerador Síncrono de VelocidadeVariável
• Outros Modelos Possíveis
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Modelo do Gerador Síncrono de Velocidade Variável
~GS
+-
Controlador
PWM-C1
ControladorAVR
+Popt
ωrCurva Óptima de Potência
PWM-C1 jX
Rede Eléctrica
vt
Representação em Simulink/Matlab
1.05Vtref
1.05Vtc_ref
Velocidade de Vento
1.631
Vcc_ref
v ento
wt
pitch
Tm
Pm
Turbina Eolica t
To Workspace16
Vdcv
Vqcv
Idcv
Iqcv
Pcv
Qcv
Rede Eléctrica
0.0065Pmax
Vtref
Wref
Wr
Pg
Qg
Vdqs
Vt
Malha de controlo Conversor C1
Vtc_ref
Vcc_ref
Vcc
idcviqcv
Qcv
Vdcv
Vqcv
Vtdqc
Malha de ControloConversor C2
Pg
PcvVcc
Link CC1
Vdqs
Pm
Ef dc
Wr
Te
Pg
Qg
Gerador Síncrono Convencional
-K-
Gain
Curva Optima
Pmax
Pm
Tm
Wm
teta (graus)
Controlo de Pitch
0.0613
Clock
Vt Ef dc
AVR
Vcc
Vt
Tm Vento
Pm
Wr
idcviqcv
Pcv
Qcv
O conversor PWM-C1 controla a tensão de campo do gerador síncrono e a potência activa do aerogerador GSVV de modo a operar com potência mecânica máxima extraída da turbina eólica. Com efeito, a turbina eólica apresenta controlo de pitch.
O conversor PWM-C2 ligado na rede eléctrica controla a tensão de saída e a tensão do barramento CC
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• Lay-out de parques eólicos
• Controlo de Geração
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Lay-out de parques eólicos
• Solução genérica usual
SUBESTAÇÃO
Ligação obrigatória
Ligação suplementar
Optimização da solução:• Escolha dos cabos;• Admitir ligações alternativas
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Lay-out de parques eólicos• Soluções típicas
AG1
SUBESTAÇÃO
1
2
3
23
24060
Comprimento (m)
Secção (mm2)
Comprimento (m)
Secção (mm2)
AG15 AG16 AG17 AG18 AG19 AG20
17 18 19 20 21 22
37 38 39 40 41 42
95 95 70 70 50 3580 1550 150 280 200 180
240160
AG2 AG3 AG4 AG5 AG6 AG7 AG8 AG9 AG10 AG11 AG12 AG13 AG14
4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16
24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36
240 240 240 240 150 120 120 95 95 70 50 35200 110 110 105 105 248 180 120 120 130 220 180
AG1 AG2 AG3 AG4 AG5 AG6 AG7
SUBESTAÇÃO
1
2
3 4 5 6 7 8 9
23 24 25 26 27 28 29
70 70 70 70 70 70 70
AG8 AG9 AG10 AG11 AG12 AG13 AG14
10 11 12 13 14 15 16
30 31 32 33 34 35 36
120 70 70 70 70 70120
AG15 AG16 AG17 AG18 AG19 AG20
17 18 19 20 21 22
37 38 39 40 41 42
120 120 70 70 70 70
60 160 200 110 110 105 105
1050 180 120 120 130 220 180
80 1550 150 280 200 180
Comprimento (m)
Secção (mm2)
Comprimento (m)
Secção (mm2)
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Lay-out de parques eólicos
• Instalação de baterias de condensadores (com escalões)
Para compensação global
Compensação individual
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Tipos de Controlo
• Controlo de produção de potência activa e reactiva
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Tipos de Controlo• Resposta de um cluster de parques eólicos a variações de
frequência da rede (participação no controlo de primário de frequência: controlo inercial, equilíbrio geração / consumo) e set-points (P,Q) impostos pelo despacho;
Unidade de Controlo TSO
Grupo de Geradores
Clusters de
DE Grupos Geradores
RES
Requi sitos de Operação : • Garantia de Fornecimento de quantidades de energia
• Fornecimento de Serviços de Sistema (Pot. r eactiva e reservas)
• Minimização de desvios em programas de produção
Requi sitos de Operação : • Limitação de potência a injectar • Controlo de tensão e potência reactiva • Cut-off de emergência (desconexão) por períodos de interrupção de serviço da rede • Procedimentos de entrada e saída de serviço coordenados (limitação do gradiente – damping) Requi sitos de Operação • Operação segura e confiável • Máxima produção de energia
Gen 1 , 1 Gen 1 , . 2 Gen 1 , 3 Gen 2 , . 1 Gen 2 , 2 Gen n , n
Cluster s de Grupos Geradores
Grupos de
Gerador Simples
Geradores 1 Grupos de Grupos de
Geradores 2 Geradores N
Redução de pertubações na qualidade da onda•
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Tipos de Controlo
• Controlo no ponto de ligação do parque à rede Despacho dos aerogeradores (P, Q) e baterias de condensadores
Tomar em consideraçãoas perdas internas noparque.
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Definição de condições técnicas especiais
• Caracterização do controlo inercial
kp1+ki1s
kp2+ki2s
vqriqr
iqref
- -
++
Pdfig
Controlo de potencia activa
kp3+ki3s
kp4+ki4s
vdridr
idref
- -
++
Qs
Qref
Controlo de potencia reactiva
Modelo doGerador deInduçãoWr
Pref
Vento
-
+
1/R+
-
Wsys
Wsys_ref
Pmax
Pmin
Droop(controlo proporcional)
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Definição de condições técnicas especiais
• A Potência activa injectada pelos conversores deve seguir uma curva óptima pré-estabelecida.
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Definição de condições técnicas especiais
• Resposta do cluster perante variação de carga no sistema
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1049.75
49.8
49.85
49.9
49.95
50
Tempo(s)
Hz
Comportamento da frequencia do sistema
DFIM com droop 0.015
DFIM com droop de 0.05
DFIM sem controlo de frequencia
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 107.5
8
8.5
9
9.5
Tempo(s)
Pot
enci
a A
ctiv
a
Potencia Activa injectada (DFIM sem droop)
Potencia activa injectada (droop de 0.05)
Potencia Activa injectada (droop de 0.015)
31
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Participação dos DFIWG no equilíbrio de geração / consumo
• Curvas de Potência Máxima com reserva.
Para que os aerogeradorespossam aumentar a sua geração quando persistir um erro de frequência énecessários que os geradores eólicos operem com curvas de potência máxima com margem de reserva ->
0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.20
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
Velocidade angular do rotor referido ao gerador (p.u.)
Pot
enci
a M
ecan
ica
(MW
)
5 m/s6 m/s
7 m/s
8 m/s
9 m/s
10 m/s
11m/s
12m/s
13m/s
PotenciaMecancia Máxima
Curva de PotenciaÓptima
pré-definida
20% reserva
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Participação dos DFIWG no equilíbrio de geração / consumo
• Esquema de controlo do aerogerador DFIWG com margem de reserva de potência
• - A margem de reserva possibilita também que o DFWIG responda a uma solicitação de potência do operador do parque eólico
kp1+ki1s
kp2+ki2s
vqriqr
iqref
- -
++
PDFIG
Pdel
Malha de Controlo de Potência Activa
kp3+ki3s
kp4+ki4s
vdridr
idref
- -
++
Qs
Qref
Malha de Controlo de Potência Reactiva
Modelo do Gerador Eólico
DFIWG ωr vento
Curva Óptima dePotência com reserva
+
Central de Controlo e Supervisão do Parque
Eólicos
-
Pmax
Pmin
E'd
E'q
REDEELECT.
1/R
+
-
ωsys_ref
ωsys
Controlo de inércia
ΔP1
ΔP2
Pref
Qmax
Qmin
Algoritimo de Optimização
Pinj Qinj
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Resultados de um caso de estudo
• Comportamento dos aerogeradores DFWIG com e semcontrolo primário de frequência
22 24 26 28 30 32 34 36 38 4049.75
49.8
49.85
49.9
49.95
50
50.05
Tempo (s)
Hz
Frquência do sistema com os DFWIGs sem controlo primárioFrequência do sistema com os DFIWGs com controlo primário
22 24 26 28 30 32 34 36 38 400.51
0.52
0.53
0.54
0.55
0.56
0.57
0.58
0.59
Tempo (s)
MW
DFIGW ligado na barra 02DFIWG ligado na barra 4DFIGW ligado na barra 6DFIGW ligado na barra 8DFIGW ligado na barra 10
DFIWGs comestatismo R de 5%
DFIWGs semestatismo R de 5%
Frequência do sistema Potência activa injectada de cada DFIWG
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Sobre-equipamento de parques eólicos
• Instalar ΣS > Capacidade do ponto de interligação
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Produção esperada
• A potência instalada tem uma probabilidade baixa de vir a ser produzida
Curva de duração da produção anualde um parque eólico normalizada para a potência instalada
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Aumento da produção de energia
• Aumento da potência instalada
A
B
C
P instalada (MW)
8760 (h)
PinstA
PinstB
Curvas de duração da produção anual de um parque eólico para dois valores de potência instalada
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Protecções
• As protecções são de dois tipos:– Protecções dos aerogeradores (dependentes da tecnologia)– Protecções de interligação à rede, para “comandar” o
disjuntor de interligação.
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Protecções
• Requisitos dos Sistemas de Protecção:– O PE apenas poderá permanecer ligado à rede se existir tensão
nas três fases da rede e estas tensões se encontrem dentro dos limites de operação;
– O PE deve ser desligado da rede pública se uma anomalia ocorrida no sistema provocar desvios não aceitáveis na tensão ou na frequência no ponto de conexão ( interligação);
– O PE deve ser desligado da rede se uma ou mais fases da rede éperdida no ponto de conexão;
– O PE deve ser desligado automaticamente ou manualmente da rede de distribuição pública se um qualquer falha de alimentação do equipamento de protecção inibe a sua correcta operação;
– Saída de serviço dos PE quando são detectados defeitos na rede, por forma a garantir a extinção dos arcos eléctricos associados a c.c. fugitivos e permitir o sucesso de religações.
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Protecções de Interligação
• A configuração mínima exigida às equipas de protecção consiste nos seguintes relés:– Relés de máximo e mínimo de tensão, 27 e 59;– Relés de máximo e mínima de frequência, 81U e 81O;– Relés de máximo de intensidade, com tempos de actuação
instantâneos, 50, e temporizados, 51; – Relés para detecção de defeito à terra com tempos de
actuação instantâneos e temporizados, 50N e 51N; ou– Relé de tensão de sequência de zero ou homopolar, 59N.
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Protecções de Interligação
• Relés de MI asseguram protecção contra defeitos polifásicos e defeitos fase-terra (pouco impedantes) próximo dos PI; Tipos de relés:– Disparo instantâneo ou temporizado– Utilização de relés 50V e 51V (MI inst. ou temporizados,
controlado por tensão)– Detecção de correntes de terra: 50N e 51N
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Protecções de Interligação
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Protecções de Interligação
• Relé de mínimo de tensão (27) é utilizado para detecção de defeitos polifásicos pouco impedantes nas redes; Valor de regulação típico: 0,95 Un;
• Relé de máximo de tensão (59) permite detectar sobretensões associadas por exemplo a situação de auto-excitação de geradores assíncronos; Valor de regulação 1,1Un;
• Relés 81U e 81O utilizados para detectar situações anómalas de exploração das redes; Regulações na Europa:– 47 a 49 Hz, para tempos de actuação (< 1 seg). – 50,5 a 52 Hz, para tempos de actuação (< 1 seg).
Temporizações instantâneas quando em REE (Regime Especial de Exploração)
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Protecções de Interligação• Protecção de interligação (50,51,81U, 81O,27,59N)
50 – MI instantânea51 – MI temporizada81U, 81O – min e máx freq.27 – Máx tensão;59N – Máx tensão de seq. zero
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Protecções de InterligaçãoSituações de defeitos fase-terra nas redes distribuição e sub-transmissão
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Protecções de Interligação
• Duas situações podem ocorrer no caso de defeitos Fase-Terra:
1. O defeito é facilmente detectável pelo relé 59N, conduzindo à saída de serviço do PI e do feeder, na subestação da rede receptora;
2. O defeito é muito impedante, não provocando a actuação do relé 59N do PI, sendo contudo a situação detectada pelas protecções da subestação que desligam o feeder,conduzindo ao funcionamento em rede isolada e em regime de neutro isolado.
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Protecções de Interligação
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Protecções de Interligação
ooo IZV .−=
2 2 21 9. . .o
o def
UVC Rω
=+
Problemas: funcionamento intempestivo do relé 59N
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Protecções de Interligação –Algumas Recomendações
• Ligações às redes de 220 kV e 150 kV:– Neste caso, atendendo à ligação directa dos neutros à terra
e à utilização das protecções 21/21N e 67N, com teleprotecção, para protecção das entradas de linha, recomenda-se a utilização dos seguintes relés:
• Relés de máximo e mínimo de tensão, 27 e 59;• Relés de máximo e mínimo de frequência, 81U e 810;• Relés de máximo de intensidade, com tempo de actuação
instantâneo, 50, e temporizado, 51; • Relés para detecção de defeito à terra com tempos de
actuação instantâneo e temporizado, 50N e 51N; • Relés 21 e 21N, associados a teleprotecção, com três
zonas;• Relé de máximo de intensidade direccional de neutro, 67N,
complementando as anteriores.• Diálogo com os OS (TSO e DNO) é fundamental!
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Conclusões• Tendência para a utilização de máquinas de potências cada
vez maiores ---- 2MW; 3MW, 4,5 MW;• Utilização crescente de sistemas baseados em electrónica
de potência para optimização da produção e melhorintegração no sistema– (alguns problemas presistem contudo);
• Aparecimento futuro da produção off-shore• Impactos crescentes na operação do sistema;
• Necessidade de harmonizar a regulamentação e standards para permitir a integração na rede desta produção;
• Novas ferramentas de planeamento.
Novas funcionalidades nos sistemas de gestão e controloDo tipo EMS e DMS