Uso do ATPDraw como Ferramenta para Análise do ...

Uso do ATPDraw como Ferramenta para
Análise do Comportamento Dinâmico do
Sistema Elétrico quando da Inserção de Usinas
Eólicas
E. L. R. Pinheiro, S. R. Silva, Member, IEEE , R. G. Oliveira, F. A. Neves, Member, IEEE
A. S. Neto, J. J. P. Franco, J. A. S. Brito
Abstract--In this work is developed the study of dynamic and
steady-state behavior of variable-speed wind turbines that uses
permanent magnet synchronous machine. The component
modeling of wind energy conversion system, at ATPDraw
program that is used by electric power industry, aims to
contribute for studies of wind power integration at the electric
grid. The work presents significant contributions to the state of
art on different aspects of the subject such as, control system,
protection systems, power quality and technologies of wind power
generation.
Index Terms—Wind power generation, utility programs,
synchronous generators, power quality, control systems.
I. NOMENCLATURA
PCC Ponto de conexão ao circuito
CC Corrente contínua
λ Relação de Velocidade
β Ângulo de passo
Cp Coeficiente de potência
R Raio da turbina
V Velocidade de vento
p pares de pólos
J Momento de inércia
ωr Velocidade rotacional
θr Posição angular
ψF, Φ Fluxo magnético
ψsd, ψsq Fluxo estatórico em eixo direto e quadratura
isd, isq Corrente de estator em eixo direto e quadratura
usd, usq Tensão de estator em eixo direto e quadratura
Lsd, Lsq Indutância em eixo direto e quadratura
Te Conjugado eletromagnético
Tm Conjugado mecânico
A
II. INTRODUÇÃO
utilização de usinas eólicas como forma de geração de
energia elétrica tem contribuído de forma intensiva na
alteração da matriz energética mundial, sobretudo, nos países
europeus. Pelo referido motivo, tais usinas deixaram de
serem consideradas apenas como cargas negativas pontuais
para o sistema e passaram a receber devida atenção no que se
refere às normas e procedimentos para sua devida inserção à
rede elétrica, de forma a garantir aos consumidores qualidade
da energia fornecida.
No Brasil, a criação do PROINFA (Programa de Incentivo às
Fontes Alternativas de Energia) pelo Governo Federal aparece
como uma tentativa de reverter o atraso científico-tecnológico
para com as fontes alternativas de energia, visando imprimir
uma diversificação energética da matriz energética nacional e
a busca por soluções de cunho regional com a utilização destas
fontes. Graças aos incentivos concedidos por este programa,
no que tange a energia eólica, uma grande quantidade de
projetos encontra-se hoje em adiantado estágio de estudos para
contemplação dos 1100 MW a esta fonte destinados. A
realização destes estudos, tanto por parte dos produtores
independentes como das concessionárias gestoras da rede de
conexão, faz-se importante não somente para análise do
comportamento dinâmico de tais inserções mas, também, para
realização de estudos que sirvam de base para estabelecimento
das normas e dos limites técnicos aos quais devam se reportar
para análise dos resultados e deferência dos projetos.
A utilização do ATPDraw como ferramenta de simulação
dinâmica para tal finalidade apresenta grande receptividade
por parte das empresas e concessionárias do setor elétrico
nacional no momento em que, tendo o mesmo grande
empregabilidade dentro das mesmas. Dado ao atraso dos
programas usuais na contemplação de modelos específicos
para usinas eólicas, o ATPDraw apresenta-se como a
alternativa mais promissora, diante do caráter emergencial
para andamento dos processos de aprovação dos projetos. O
presente trabalho apresenta a viabilidade da utilização do
referido programa mediante estudos específicos de usinas
eólicas a velocidade variável que utilizam geradores síncronos
a ímãs permanentes como elemento conversor de energia. A
1

obtenção de resultados coerentes e confiáveis para este estudo
habilitaria sua utilização na simulação das demais tecnologias
presentes no mercado.
III. ASPECTOS GERAIS
A utilização de usinas eólicas de funcionamento a
velocidade variável apresenta sobre as demais usinas a
vantagem da otimização e controlabilidade sobre a potência
gerada, independente da tecnologia de gerador empregada.
Assim, pelo uso intensivo de eletrônica de potência, o fluxo de
potências ativa e reativa para o sistema tornam-se passíveis de
controle, bem como a operação em ponto ótimo de extração da
potência instantânea provida pelo vento, conforme Fig. 1.
Fig 1. Curvas de rendimento da turbina eólica
Conforme apresentado na figura anterior, a velocidade do
gerador é controlada para que se trabalhe em cima do ponto
ótimo de rendimento para uma dada velocidade de vento,
caracterizando uma relação ótima de velocidade dada por (1).
ω * R
λ =
r
(1)
o V
A utilização de geradores síncronos a ímãs permanentes
vem ganhando grande viabilidade em tais aplicações,
sobretudo pelas recentes descobertas e aperfeiçoamento de
novos materiais magnéticos, quando a construção de geradores
com grande quantidade de pólos magnéticos torna-se viável. A
utilização de tais geradores apresenta principal contribuição
pela possibilidade de eliminação da caixa de transmissão
mecânica necessária para ajuste de velocidade rotacional do
gerador à velocidade da turbina. Tal eliminação incorre em
redução de estresses mecânicos e de ruídos, contribuindo para
redução da necessidade de paradas para manutenção da
unidade geradora, aumento da vida útil e para aprovação de
projetos em áreas habitadas, respectivamente.
IV. MODELAGEM
O ATPDraw é uma ferramenta para simulação dinâmica de
sistemas elétricos de potência largamente usada por empresas
e concessionárias do setor. Entretanto, para simulação de
usinas eólicas faz-se necessário a inserção de diversos modelos
de elementos componentes das usinas. Por meio da ferramenta
do programa denominada TACS (Transients Analysis of
Control Systems), os modelos da turbina, do gerador, dos
conversores estáticos e dos diversos sistemas de controle
foram desenvolvidos para simulação da estrutura apresentada
em (2).
Fig. 2. Estrutura básica da usina
Para modelagem da turbina eólica propriamente dita foi
utilizado um modelo genérico largamente utilizado na
literatura, para representação da característica do coeficiente
de potência (Cp) em função da relação de velocidades (λ) e do
ângulo de passo (β) [1, 2, 4], conforme (2) e (3).
C
P
−12
. 5
λ i
⎛ 116
⎞
( λ , β ) = 0.
22
⎜ − 0.
4 β − 5 e
λ
⎟ (2)
⎝ i
⎠
1 1 0.
035
=
− 3 λ i λ + 0.
08 β β + 1
Na modelagem do gerador síncrono a ímãs permanentes
(convenção motor) utilizou-se a teoria de vetores espaciais [3]
com referência na velocidade do rotor. As equações de tensão
ficam assim escritas conforme (4) e (5) [5].
⎧
⎪
⎪u
⎨
⎪u
⎪⎩
Sd
Sq
= R i
S
= R i
r
⎪⎧
ψ
⎨ r
⎪⎩ ψ
Sd
Sq
S
Sd
Sq
= L
= L
dψ
+
dt
dψ
+
dt
Sd
i
i
Sd
Sq Sq
Sd
Sq
+ ψ
+ ω ψ
−ω
ψ
Onde ψF é o fluxo rotórico produzido pelos ímãs. As
equações de conjugado eletromagnético e mecânica são dadas
por (6) e (7).
F
r
r
Sq
Sd
( i + ( L L ) i i )
3
Te = p ψ F Sq Sd −
2
Sq
Sd Sq
2
(3)
(4)
(5)
(6)

⎧ dω
r
⎪J
= Te − Tm
dt
⎨
⎪dθ
r
= ω
⎪
r
⎩ dt
Os conversores de freqüência foram modelados por chaves
ideais controladas e foi implementado o método de modulação
por largura de pulsos senoidais.
V. SISTEMAS DE CONTROLE
Dois sistemas de controle distintos compõem o sistema em
analise. O sistema de controle do conversor do lado do gerador
tem por objetivo controlar a velocidade do gerador de forma a
se otimizar a extração da potência provida pelo vento,
conforme apresentado anteriormente. O conversor do lado da
rede tem por objetivo controlar o fluxo de potência com a rede
elétrica, pelo controle da tensão do barramento CC. Através
desta estrutura pode-se projetar o sistema de controle de forma
a se operar a usina com fator de potência desejado, fornecendo
ou consumindo potência reativa do sistema elétrico, limitado
pela utilização da ociosidade dos conversores. O presente
trabalho trabalha com operação da usina em fator de potência
unitário, transferindo toda a potência gerada na forma de
potência ativa para o sistema.
Os sistemas de controle dos conversores do lado do gerador
e da rede são apresentados esquematicamente pelas fig. 3 e fig.
4.
Fig. 3. Controle do barramento CC
(7)
Fig. 4. Controle da velocidade do gerador
Para sintonia das malhas de controle de ambos os
conversores utilizou-se a metodologia de escolha das faixas de
passagem tomando-se por referência a freqüência de
chaveamento dos conversores. Para que o conversor tenha a
capacidade de imposição de corrente ao sistema, faz-se
necessário que o pólo da malha de corrente seja posicionado
em uma freqüência suficientemente inferior àquela. Um
critério de ordem prática sugere um afastamento de
aproximadamente 5 vezes entre as faixas de freqüência [6].
Sob este critério, o posicionamento do pólo da malha de
corrente, a malha mais rápida, dá-se em aproximadamente 2
kHz. A malha relativa ao ganho proporcional de tensão,
segunda malha mais rápida, é, pelo mesmo critério, afastada da
malha de corrente tendo seu pólo posicionado em 200 Hz. Por
último, para a malha mais lenta, a malha relacionada ao ganho
integral de tensão obtém-se seu posicionamento em
aproximadamente 20 Hz. Uma vez determinadas as faixas de
passagem, procede-se o cálculo dos ganhos da referidas
malhas.
VI. SIMULAÇÕES
As simulações dinâmicas realizadas neste trabalho têm por
objetivo obter resultados para três distintas fontes de distúrbios
para o sistema, diferenciadas quanto ao local de ocorrência:
• Distúrbios provenientes do sistema elétrico
interligado;
• Distúrbios provenientes do sistema elétrico
dedicado à usina;
• Distúrbios internos à usina.
Através desta metodologia, pode-se analisar as
conseqüências sobre a usina causadas por distúrbios ocorridos
no sistema elétrico e vice-versa.
A simulação do sistema como um todo deu-se para uma
usina de 192 MW. passível conexão ao sistema elétrico
nacional. Ainda que em realidade a potência total da usina
equivalha ao somatório das potências de diversas turbinas,
3

neste estudo optou-se por simular a usina em bloco único de
potência, utilizando para tanto um gerador de dinâmica
mecânica equivalente de 192 MW. Para tanto, os valores em
PU de uma máquina de 1 MW foram utilizados, tomando-se
por potência de base a potência nominal da usina. Todo o
sistema elétrico dedicado à usina foi especificamente
representado e o sistema elétrico à montante do ponto de
conexão representado pela impedância de curto circuito do
barramento, conforme fig. 5.
Fig. 5. Sistema elétrico mais usina eólica
Dentre os diversos resultados obtidos para as
contingências anteriormente descritas, um resultado para cada
situação será apresentado.
a. Afundamento trifásico no PCC
(a)
(c)
Fig. 6 (a) tensão no PCC (kV), (b) corrente no PCC (kA), (C) tensão no
barramento CC (V), (d) potencia ativa (MW)
(b)
(d)
b. Desconexão e reconexão da usina
(a)
(c)
Fig. 6 (a) tensão no PCC (kV), (b) corrente no PCC (kA), (C) tensão no
barramento CC (V), (d) potencia ativa (MW)
c. Alteração do regime de vento
(a)
(c)
(e)
(b)
(d)
(b)
(d)
(f)
4

(g)
Fig. 8 (a) velocidade de vento (m/s), (b) conjugado da turbina (MNm), (C)
conjugado eletromagnético (MNm), (d) velocidade mecânica (rad/s), (e)
potência ativa (MW), (f) tensão no barramento CC, (g) tensão no PCC (kV)
Dos resultados obtidos, a avaliação de dois pontos do
sistema merecem grande atenção: a tensão do PCC, em virtude
da qualidade da energia fornecida ao consumidor e a tensão do
barramento CC, uma vez que o comportamento do mesmo
frente a distúrbios fornece informações relevantes para o
sistema de proteção da usina.
As normas [7, 8] estabelecem como ±5% os limites de
variação da tensão do PCC em regime transitório. Já para a
tensão do barramento CC, limites técnicos apontam para uma
tolerância de ±10% em torno do seu valor nominal. Tomandose
por referência os limites apresentados, algumas
considerações sobre os resultados apresentados merecem
lugar.
Observa-se assim que, um afundamento trifásico típico de
42% do valor em regime permanente e duração de 150 ms
provoca transitoriamente uma variação de 5% na tensão do
barramento CC, não oferecendo pois, riscos de danos para a
turbina.
Referente à contingência de desconexão e reconexão da
usina, os resultados apresentados na fig. 6 mostram que, caso
nenhuma proteção atue sobre a turbina, no sentido de descarga
da potência gerada ou mesmo na desconexão dos terminais do
gerador, a tensão do barramento CC ultrapassa os limites de
segurança, pondo em risco os componentes da usina,
sobretudo os conversores estáticos. A diminuição do fluxo de
potência provoca uma redução de aproximadamente 4% na
tensão do PCC, estando assim dentro dos limites
estabelecidos.
A ocorrência de distúrbios na fonte primária, apresentada
na fig. 8 apresenta resultados relevantes para o sistema de
controle. Para o distúrbio caracterizado, o sistema de controle
impõe ao gerador um conjugado eletromagnético inercial que
subtraído do conjugado acionante permita a desaceleração
imposta pela referência. Dependendo da severidade do
distúrbio, o limite de potência do conversor impede a obtenção
do conjugado eletromagnético necessário. Em isto ocorrendo,
o gerador não consegue acopanhar a velocidade de referência,
não trabalhando o sistema em seu ponto ótimo de potência. O
distúrbio simulado não incorre na ultrapassagem dos limites de
tensão estabelecidos nem para o barramento CC, nem para o
PCC.
Diversos outros distúrbios foram realizados na execução
deste trabalho. Todos os resultados apresentaram coerência
com o esperado. Comparados com resultados obtidos em
programas mais usuais em tais estudos, os resultados
mostraram-se também coerentes. Diante do acima exposto, e
dos resultados apresentados, confere-se à modelagem e
simulação em ambiente ATPDraw a confiabilidade necessária
para estudos de conexão de centrais éolicas com diferentes
tecnologias, à rede elétrica.
A escolha pela simulação de usinas eólicas a velocidade
variável utilizando geradores síncronos a ímãs permanentes
não apenas serviu de base para o teste de empregabilidade do
referido programa, mas, sobretudo, para estudo de uma
tecnologia que, dado o avanço das pesquisas em materiais
magnéticos e da eletrônica de potência, encontra grande
receptividade no mercado, em virtude da eliminação da
necessidade de caixa de transmissão e todas os problemas
inerentes ao mesmo.
VII. CONCLUSÃO
Conforme descrito anteriormente, a utilização do ATPDraw
nas referidas simulações mostrou-se uma alternativa viável.
Entretanto, algumas dificuldades com a utilização da
ferramenta TACS foram encontradas, sobretudo referente à
necessidade de utilização de reduzido passo de integração para
adequada simulação dos conversores. Ainda, a utilização desta
ferramenta apresenta limitações para simulação mais realística
da usina, ou seja, com cada turbina ou grupos de turbinas
sendo simuladas individualmente.
VIII. REFERÊNCIAS
[1] Slootweg J.G., Polinder H., Haan S. W. H., Kling W.L., (2003).
“General Model for Representing Variable Speed Wind Turbines in
Power System Dynamics Simulations”. In IEEE Transactions on Power
Systems, vol. 18, no. 1, February 2003E. H. Miller, "A note on reflector
arrays," IEEE Trans. Antennas Propagat., to be published.
[2] Heier S., (1998) “Grid Integration of Wind Energy Conversion”, John
Wiley & Sons Ltd, U.K., 1998, 385 pp.
[3] Kovacs. P. K., (1984). “Transient Phenomena in Electrical Machines”,
Elsevier Science Publishers B. V., Amsterdam, Holanda, 1984.
[4] Akhmatov V.(2003). “Analysis of Dynamic Behaviour of Electric
Power Systems with Large Amount of Wind Power”. In PhD Thesis,
Kgs. Lyngby, Denmark. Technical University of Denmark, 2003.
[5] Peixoto Z. M. A., (1995). “Desenvolvimento de Observadores a Modos
Deslizantes Aplicados a Estimação de Posição, Velocidade e Forca
Contra Eletromotriz e Máquinas Síncronas a Imas Permanentes”. In
Dissertação de Mestrado, PPGEE/UFMG, Belo Horizonte, MG, Julho
1995.
[6] Silva S. M., (1999). “Estudo e Projeto de um Restaurador Dinâmico de
Tensão”. In Dissertação de Mestrado, PPGEE/UFMG, Belo Horizonte,
MG, Agosto 1999.
[7] IEEE – Institute of Electrical and Electronics Engineers - Std. 1021-
1988, "Recommended Practice for Utility Interconnection of Small
Wind Energy Conversion Systems", IEEE, Nov/1987
[8] IEC – International Electrotechnical Commission – Std 61400-21,
"Wind turbine generators systems - Part 21: Measurements and
assessment of power quality characteristics of grid connected wind
turbines", IEC, Dec/2001
5

IX. BIOGRAFIAS
Eduardo Luiz Reis Pinheiro é aluno de mestrado do programa de posgraduação
da Universidade Federal de Minas Gerais (UFMG), Belo
Horizonte, Brasil. Recebeu o grau de bacharel em Engenharia Elétrica pela
UFMG em 2001. Suas áreas de interesse incluem máquinas elétricas,
acionamentos elétricos, eletrônica de potência, qualidade da energia e fontes
alternativas de energia.
Selênio Rocha Silva é professor titular do Departamento de Engenharia
Elétrica da Universidade Federal de Minas Gerais (UFMG). Recebeu os graus
de bacharel e mestre em Engenharia Eletrica pela UFMG respectivamente nos
anos de 1980 e 1984, e o título de doutor em Engenharia Elétrica pela
Universidade Federal da Paraíba (UFPB) em 1988. Seu interesses incluem
máquinas elétricas, acionamentos elétricos, qualidade da energia e fontes
alternativas de energia.
Rodrigo Gaiba de Oliveira é aluno de mestrado do programa de pos-
graduação da Universidade Federal de Minas Gerais (UFMG), Belo
Horizonte, Brasil. Recebeu o grau de bacharel em Engenharia Elétrica pela
UNILESTE em 2001. Seu interesse de pesquisa encontra-se em maquinas
elétricas, acionamentos elétricos, eletrônica de potência, qualidade da energia
e fontes alternativas de energia.
Francisco de Assis Neto é professor do Departamento de Engenharia
Eletrica da Universidade Federal de Pernambuco (UFPE), Recife, Brasil..
Recebeu os graus de bacharel e mestre em Engenharia Eletrica pela UFPE, e o
título de doutor em Engenharia Elétrica pela Universidade Federal de Minas
Gerais (UFMG) em 1999. Seu interesses incluem máquinas elétricas,
acionamentos elétricos e fontes alternativas de energia.
Antonio Samuel Neto é aluno de mestrado do programa de pos-graduação da
Universidade Federal de Pernambuco (UFPE), Recife, Brasil. Recebeu o grau
de bacharel em Engenharia Eletrica pela UFPE em 2002. Seu interesse de
pesquisa encontra-se em sistemas de energia, máquinas elétricas, eletrônica
de potência e fontes alternativas de energia.
José Antônio Silveira Brito foi graduado bacharel em Engenharia Elétrica
pela Universidade Federal da Bahia (UFBA) em 1982 e o título de
especialista em sistemas de potência pela Universidade Federal de Itajubá
(UNIFEI) em 1990. Atualmente é coordenador do programa de P&D da
Companhia de Eletricidade da Bahia onde trabalha desde 1980. Seus
principais inetresses incluem sistemas de potência, qualidade da energia,
inteligência artificial e geração distribuída.
Juan José Prado Franco foi graduado bacharel em Engenharia Elétrica pela
Universidade Federal do espírito Santo (UFES), Vitória, Brasil, em 1979.
Atualmente é professor do Departamento de Tecnologia Elétrico-Eletrônica
do Centro Federal de Educação Tecnológica (CEFET - BA), Salvador, Brasil,
desde 1980. No presente está desenvolvendo sua dissertação de mestrado na
Universidade Federal de Itajubá (UNIFEI), Itajubá, Brasil. Suas áreas de
interesse incluem sistemas de potência, transitórios, alta tensão, fontes
alternativas de energia e qualidade da energia.
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