Centrais hídricas com bombagem equipadas com geradores de velocidade variável

FACULDADE DE ENGENHARIA DA UNIVERSIDADE DO PORTO Centrais Hídricas com Bombagem Equipadas com Geradores de Velocidade Variável Vasco Nuno Parente Pinto Mestrado Integrado em Engenharia Eletrotécnica e de Computadores Orientador: Professor Doutor Carlos Coelho Leal Monteiro Moreira 26 de Janeiro de 2015 c Vasco Nuno Parente Pinto, 2014 Resumo Num Mundo em que todos os dias aparecem novas tecnologias ajudando a uma evolução exponencial do desenvolvimento tecnológico, o consumo energético não fica atrás, mostrando-se cada vez mais presente na nossa rotina. Com a escalada da exploração dos combustíveis fósseis, a direção a seguir é cada vez mais a das energias renováveis, como a hídrica. As centrais hídricas, para além do seu contributo em termos de energia, por disporem de capacidade de armazenamento de energia, assumem uma importância relevante na exploração do sistema elétrico nacional. Estes centros produtores apresentam elevados níveis de disponibilidade e fiabilidade, e uma das suas principais vantagens é a sua grande flexibilidade de exploração. Atualmente, a incorporação de volumes significativos de produção de origem renovável com elevada variabilidade exige do lado do sistema electroprodutor um certo nível de flexibilidade adequada para ajustar permanentemente a produção ao consumo. A solução baseada na utilização de centrais hidroelétricas equipadas com máquinas de velocidade variável permite um aumento de flexibilidade na sua exploração e um aumento da capacidade de ajuste do seu regime de funcionamento tanto em modo bomba como em modo de turbina. No entanto, do ponto de vista da ligação à rede, é necessário garantir a sua estabilidade e garantir o cumprimento de determinados requisitos. Em suma, vai ser feita uma análise comparativa entre a tecnologia convencional (velocidade fixa) e a tecnologia da velocidade variável, tanto do ponto de vista da potência que as duas máquinas podem produzir, como da variabilidade da frequência da rede nos dois casos. Palavras chave: Consumo energético, Central hídrica, Flexibilidade, Renovável, Máquinas de velocidade variável. i ii Abstract In a world where new technologies appear every day helping an exponential evolution of technological development, energy consumption is not far behind, as it is more and more present in our routine. With the escalation of exploitation of fossil fuels, the renewable energies such as hydro are increasingly the direction to follow. The hydro plants, in addition to their contribution in terms of energy, due to their capability of energy storage, assume a relevant importance to the operation of the national electrical system. These production centres have high levels of availability and reliability, and one of their main advantages is their great flexibility of operation. Nowadays, the incorporation of significant amounts of renewables with high variability requires from the side of the power generation system an appropriate level of flexibility, so as to permanently adjust the production to the consumption. The solution based on the use of hydroelectric power plants equipped with variable speed machines allows increased flexibility in its operation and a rise in the ability to adjust their system of operation in both pump and turbine mode. However, from the point of view of the network connection, it is necessary to guarantee stability and ensure the fulfilment of certain requirements. In short,will be made a comparative analysis between the conventional technology (fixed speed) and the variable-speed technology, both from the point of view of power that the two machines can produce as to the variability of the grid frequency in each case. Keywords: Energy consumption, Hydro plant, Flexibility, Renewable, Variable speed machines. iii iv Agradecimentos Ao longo desta caminhada que foi a minha vida académica, apercebi-me que o valor das coisas não está na duração mas sim na intensidade a que acontecem. Sinto que tive a oportunidade de experienciar momentos inesquecíveis, ver coisas incríveis e conhecer pessoas incomparáveis, e por isso tudo tenho de agradecer: Ao Professor Doutor Carlos Moreira, por toda a sua paciência, orientação e compreensão ao longo deste semestre, e ainda pela oportunidade de me ajudar a desenvolver capacidades técnicas que até então pensava não ter. À minha família, que sem ela nunca conseguiria ter entrado e muito menos estar a finalizar o curso que escolhi. Por todos os sermões que levei e todas as conversas motivadoras que me deram deixando-me cada vez mais convicto que era possível. À minha namorada, Teresa Vaz por toda a paciência nas épocas de exames, pela força que me deu durante o meu semestre em Espanha, e por acreditar em mim. Aos meus amigos, que se foram cruzando comigo ao longo destes anos e que deixaram a sua marca. Em especial ao Dennis Seifert, por todos os bons momentos que passamos juntos desde os longos dias a estudar afincadamente para os exames aos dias de descontração que passamos a surfar e nos copos, e também ao Pedro Ferreira, por ter sido a primeira pessoa que conheci e que nunca me deixou, à sua companhia em Erasmus e à sua descontração e honestidade que o caracterizam. Nestas breves palavras não consigo mostrar nem de perto o quão grato estou a toda a gente que fez parte desta aventura. Obrigado! Vasco Pinto v vi Lista de Figuras 1.1 Produção Mundial desde 1971 até 2012 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2 1.2 Potencial Hidroelétrico na Europa . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2 1.3 Evolução da potência hidroelétrica em Portugal . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4 1.4 Dependência Energética VS Potencia Hídrico de alguns países da Europa . . . . 4 1.5 Cenários de evolução da procura de energia elétrica em Portugal até 2022 . . . . 5 2.1 Central hidroelétrica de Tucuruí, no Brasil, em corte . . . . . . . . . . . . . . . . 10 2.2 As três turbinas mais usadas em Centrais Hidroelétricas . . . . . . . . . . . . . . 11 2.3 Ciclo semanal de operação da bombagem . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12 2.4 Produção de energia eólica na Dinamarca em 2009 . . . . . . . . . . . . . . . . 16 2.5 Vantagens das máquinas de velocidade variável comparando com as de velocidade fixa para modo bomba (esquerda) e modo turbina (direita) . . . . . . . . . . . . 18 2.6 Esquema de ligação do Cicloconversor à rede . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19 2.7 Esquema de ligação à rede do VSI . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21 2.8 Curva da Tensão - Tempo da capacidade solicitada aos grupos constituídos por máquinas assíncronas de velocidade variável para suporte de cavas de tensão . . . 23 2.9 Curva de Injeção de Corrente Reativa para a rede pelos grupos constituídos por máquinas assíncronas de velocidade variável durante cavas de tensão . . . . . . . 24 3.1 Bloco do modelo de um gerador síncrono . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 28 3.2 Diagrama de blocos do modelo IEEE type DC1A ................. 29 3.3 Diagrama de blocos do modelo IEEE TGOV1 ................... 30 3.4 Bloco Regulador da Turbina . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34 3.5 Diagrama de blocos do Sistema Regulador Mecânico-Hidráulico . . . . . . . . . 35 3.6 Sistema Regulador Mecânico-Hidráulico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37 3.7 Modelo de uma DFIG aplicada numa turbina eólica . . . . . . . . . . . . . . . . 38 3.8 Configuração de uma DFIG ............................. 40 4.1 Metodologia escolhida para o trabalho . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 44 4.2 Esquema máquina de indução duplamente alimentada . . . . . . . . . . . . . . . 45 4.3 Máquina assíncrona implementada em Simulink .................. 46 4.4 Bloco IEEE G3 implementado em Simulink .................... 47 4.5 Bloco DC1A implementado em Simulink ...................... 48 4.6 Parâmetros do Bloco DC1A 1............................ 49 4.7 Parâmetros do Bloco DC1A 2............................ 50 4.8 Parâmetros do Bloco DC1A 3............................ 50 4.9 Parâmetros do Bloco Máquina Síncrona 1 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51 4.10 Parâmetros do Bloco Máquina Síncrona 2 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 52 4.11 Blocos TGOV1 implementado em Simulink . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 53 xiii xiv LISTA DE FIGURAS 4.12 Parâmetros do Bloco TGOV1 ............................ 53 5.1 Redeteste...................................... 55 5.2 Central hídrica equipada com máquina síncrona . . . . . . . . . . . . . . . . . . 56 5.3 Variação da frequência com o sigma ligando uma carga . . . . . . . . . . . . . . 57 5.4 Variação da frequência com o sigma desligando uma carga . . . . . . . . . . . . 58 5.5 Variação da potência com o sigma desligando uma carga . . . . . . . . . . . . . 59 5.6 Variação da potência com o sigma desligando uma carga . . . . . . . . . . . . . 59 5.7 Variação da potência ativa com o sigma ligando uma carga . . . . . . . . . . . . 60 5.8 Variação da potência ativa com o transient droop ligando uma carga . . . . . . . 61 5.9 Variação da potência ativa com o estatismo ligando uma carga . . . . . . . . . . 61 5.10 Variação da velocidade com o sigma ligando uma carga . . . . . . . . . . . . . . 62 5.11 Variação da velocidade com o sigma desligando uma carga . . . . . . . . . . . . 63 5.12 Velocidade da máquina assíncrona ligando uma carga . . . . . . . . . . . . . . . 63 5.13 Comparação da potência ativa da máquina assíncrona antes e depois das alterações 65 5.14 Comparação da potência ativa entre a máquina síncrona e assíncrona . . . . . . . 65 5.15 Comparação da frequência da rede antes e depois das alterações . . . . . . . . . 66 5.16 Comparação da frequência da rede entre a variante 1 e variante 2 . . . . . . . . . 67 A.1 Modelo simplificado não-linear da turbina . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 73 A.2 Modelo não-linear da turbina sem tanque de equilíbrio assumindo coluna inelásticadeágua ..................................... 74 A.3 Modelo não-linear da turbina sem tanque de equilíbrio assumindo coluna elástica deágua ....................................... 74 A.4 Modelo não-linear da turbina com tanque de equilíbrio assumindo coluna inelástica de água na conduta forçada e no túnel . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 75 A.5 Modelo não-linear da turbina com tanque de equilíbrio assumindo coluna elástica de água na conduta forçada e inelástica coluna de água no túnel . . . . . . . . . . 75 B.1 Parâmetros utilizados para a modelização do transformador . . . . . . . . . . . . 77 B.2 Parâmetros utilizados para a modelização das linhas . . . . . . . . . . . . . . . . 78 B.3 Parâmetros utilizados para a modelização da carga . . . . . . . . . . . . . . . . . 79 B.4 Parâmetros utilizados para a modelização do dijuntor . . . . . . . . . . . . . . . 80 B.5 ModelizaçãoDC1A................................. 81 B.6 ModelizaçãoIEEEG3 ............................... 82 B.7 Modelização do bloco 3-phase dynamic load ................... 82 B.8 Modelização do bloco Speed Optimizer ...................... 83 B.9 Gráfico correspondente ao Speed Optimizer .................... 83 Lista de Tabelas 1.1 Novos aproveitamentos hidroelétricos e reforços de potência previstos até 2022 . 6 2.1 Projetos já concluídos ou em construção . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18 3.1 Valores típicos de alguns parâmetros do Modelo DC1A . . . . . . . . . . . . . . 30 3.2 Valores típicos de alguns parâmetros do Modelo TGOV1 ............. 31 3.3 Valores típicos e o intervalo de variação de alguns parâmetros do IEEE G3 .... 37 xv xvi LISTA DE TABELAS Abreviaturas e Símbolos IEA International Energy Agency SEP Sistema elétrico de Serviço Público DGEG Direção-Geral de Energia e Geologia EDP Energias de Portugal ENE 2020 Estratégia Nacional para a Energia APREN Associação de Energias Renováveis GEE Gases de Efeito Estufa PNAEE Plano Nacional de Ação para a Eficiência Energética IVA Imposto sobre o Valor Acrescentado ACAP Associação Automóvel de Portugal REN Redes Energéticas Nacionais S.A. ESA Energy Storage Agency SEE Sistema Elétrico de Energia IGBT Insulated Gate Bipolar Transistor CA Corrente Alternada CC Corrente Contínua TP Trânsito de Potência VSI Voltage Source Inverter DFIG Double Fed Induction Generator FRTC Fault-Ride-Through Capability ETO Emitter Turn Off Thyristor GTO Gate turn-off thyristor MOSFET Metal Oxide Semiconductor Field Effect Transistor DFIM Double-fed Induction Machine xvii Capítulo 1 Introdução A presente dissertação foi desenvolvida no âmbito do Mestrado Integrado em Engenharia Eletrotécnica e de Computadores, na Faculdade de Engenharia da Universidade do Porto (FEUP). Nesta Dissertação vão ser apresentados alguns conceitos relacionados com a tecnologia de velocidade variável, um estudo aprofundado em MatLab/Simulink dos seus modelos dinâmicos e respetivos comportamentos e a contribuição para a regulação de frequência. Este capítulo contempla uma exposição da situação atual da energia, face à grande evolução da tecnologia tendo em conta a contextualização da importância desta para os dias de hoje e que caminhos serão os mais viáveis a seguir, tentando que o desenvolvimento sustentável esteja sempre presente. 1.1 Enquadramento Nos dias de hoje, a energia é fundamental para um bom desenvolvimento social e económico. Para que as gerações futuras possam assentar num desenvolvimento sustentado, a geração presente tem de cuidar, preservar e não esgotar as fontes de energia. Por isso, é essencial a utilização eficiente das tecnologias atuais bem como o desenvolvimento de tecnologias sustentáveis. São inúmeras as fontes de energia disponíveis no nosso planeta, sendo que estas se podem dividir em dois tipos, fontes de energia renováveis e fontes de energia não renováveis. As fontes de energia renováveis são aquelas que provêm de recursos naturais como o vento, a água, as marés, o sol e a energia geotérmica, em que a sua exploração é renovável e pode ser aproveitada ao longo do tempo sem possibilidade de esgotamento dessa mesma fonte. Relativamente às fontes de energia não renováveis são aquelas que possuem reservas limitadas, visto que a sua utilização depende da disponibilidade dos recursos existentes no nosso planeta. AInternational Energy Agency confirmou, nos seus relatórios anuais, que nos últimos anos houve um aumento significativo do consumo energético que atingiu os 17,7% (2010), prevendose mesmo que este valor duplique até 2025. Devido às preocupações ambientais verificou-se um crescimento no desenvolvimento de energias renováveis com o objetivo de reduzir a dependência 1 2Introdução dos combustíveis fósseis. Uma das alternativas é a energia hidroelétrica com uma produção elétrica mundial de, aproximadamente, 3756 TWh em 2012 (16,2% da produção mundial, como é apresentado na figura 1.1). Mesmo tendo vindo a subir, esta percentagem continua muito abaixo da energia proveniente dos combustíveis fósseis a qual, em 2012, atingiu 67,9% da produção mundial[1]. Figura 1.1: Produção Mundial desde 1971 até 2012 [1] É inquestionável que a energia hidroelétrica desempenha um papel fundamental na sociedade e na produção sustentável de energia hoje em dia, evitando a combustão de 4,4 milhões de barris de petróleo diariamente. Tendo ainda 47% do potencial hídrico mundial por explorar (figura 1.2) é possível baixar em muito o número de barris e a dependência dos combustíveis fósseis[2]. Figura 1.2: Potencial Hidroelétrico na Europa [1] O desenvolvimento da hidroeletricidade deve ser encarado numa perspetiva de desenvolvimento sustentável, isto é, de uma forma ambientalmente segura, economicamente viável e socialmente responsável. Este tipo de energia tem bastantes vantagens: o preço do “combustível” é zero, pois este é a água dos rios, tornando-a altamente sustentável; é uma fonte de energia limpa que não emite poluentes contribuindo para a luta contra o aquecimento global; promove a estabilidade dos preços 1.2 Passado, presente e futuro dos aproveitamentos hidroelétricos em Portugal 3 para o consumidor final, pois ao contrário dos combustíveis fósseis este não está dependente das flutuações do mercado elétrico; contribui para o armazenamento de água potável e também para aproveitamentos de irrigação. Tem também algumas desvantagens como o grande impacto ambiental que provoca, inundação de áreas circundantes que, em alguns casos, eram anteriormente povoadas, e elevado investimento inicial[3]. 1.2 Passado, presente e futuro dos aproveitamentos hidroelétricos em Portugal 1.2.1 História da energia hidroelétrica em Portugal De acordo com [4], a produção de energia elétrica através da energia cinética da água em Portugal iniciou-se na última década do seculo XIX. No Continente, a primeira construção deste tipo foi no rio Corgo, obra da Companhia Elétrica e Industrial de Vila Real, concluída em 1894. As primeiras centrais, de uma maneira geral, destinavam-se a alimentar determinadas indústrias e a abastecer consumos locais. No entanto, só por volta de 1930 é que se começou a registar um maior desenvolvimento devido ao aumento do consumo, de pequenas indústrias, da agricultura e pequenas instalações de iluminação pública. Despois disto, o desenvolvimento industrial e económico do país fez com que se começasse a pensar numa rede elétrica nacional que começou a ser projetada por volta de 1940 e a produzir efeitos práticos por volta de 1950. Até 1965 já se tinham construído grandes aproveitamentos hidroelétricos dotados de albufeiras nas bacias dos rios Zêzere e Cávado. Começaram então a surgir as primeiras albufeiras com capacidade de bombagem, nomeadamente no Alto Rabagão, que permitiram a criação de regularização e transferência sazonal e interanual. Com a escalada dos consumos nos anos 70 a produção hidroelétrica voltou a ganhar interesse em Portugal e foram construídos cinco aproveitamentos no troço nacional do Douro e aproveitamentos de fins múltiplos na bacia do Mondego. Nos anos 90 construiu-se o último grande aproveitamento hidroelétrico de raiz, Alto do Lindoso, em 1992 e um reforço de potência do aproveitamento de Miranda, 189 MW, em 1995, com nova central. Desde então realizou-se o reforço de potência de Venda Nova e a construção do empreendimento de fins múltiplos do Alqueva. A situação do Sistema Elétrico de Serviço Publico (SEP), no ano 2000 podia ser caracterizada por uma potência total instalada de 8758 MW. A componente hidroelétrica tem um importante papel a nível nacional com uma potência instalada de 3903 MW (45% da total) que contribuiu com 10227 GWh da emissão total de energia (30% da total)[5]. Apesar de o estudo ser antigo, pode-se ver como foi a evolução da energia hidroelétrica ao longos dos anos pelo gráfico da figura 1.3. 4Introdução Figura 1.3: Evolução da potência hidroelétrica em Portugal [4] 1.2.2 Dependência energética e potencial hídrico por explorar em Portugal De acordo com os registos da Direção-Geral de Energia e Geologia (DGEG), desde 1995 até 2009 Portugal sempre teve uma dependência energética do exterior acima dos 80%, como se pode comprovar no gráfico da figura 1.4. Este valor tem vindo a baixar e no ano de 2013 conseguiu mesmo chegar aos 71,5%, um decréscimo de 7,9 pontos percentuais relativamente a 2012, o qual se deve, principalmente, à redução do consumo de carvão e gás natural na produção de energia elétrica[6]. Em relação ao potencial hídrico, Portugal ainda tem muito a explorar pois, segundo um estudo de 2007 feito pela EDP, apenas 46% deste potencial tecnicamente viável é explorado, o que deixa mais de 50% por explorar. O estudo refere ainda que, nos últimos 15 anos, o crescimento da potência hídrica em Portugal foi inferior a outros países de referência Europeus. Segundo dados de 2007 do Ministério da Economia e da Inovação, Grécia e Portugal são os países da União Europeia com maior potencial hídrico por aproveitar e com maior dependência energética externa[7]. Figura 1.4: Dependência Energética VS Potencia Hídrico de alguns países da Europa [8] 2.1 Centrais hídricas 11 jato. As turbinas Pelton e Turgo são dois exemplos deste tipo. As turbinas de reação operam com os seus rotores completamente submersos e desenvolvem binário devido à pressão da água nas pás do rotor. As turbinas Francis, Kaplan e Bolbo são alguns dos exemplos de turbinas desta categoria. A figura 2.2 apresenta as três mais utilizadas nos projetos de centrais hídricas. Figura 2.2: As três turbinas mais usadas em Centrais Hidroelétricas Alguns fatores vão determinar a potência produzida pela central: o volume e velocidade da água durante todo o circuito hidráulico, a queda da água e o tipo de turbina. Deste modo, a potência instantânea fornecida pelas turbinas aos respetivos alternadores poderá ser expressa pela seguinte equação: P t=ηt·ρ·Qt·Hu[MW](2.1) em que, ηt– rendimento (%) ρ– peso volúmico da água (Kg/m3) Qt– caudal total turbinado (m3/s) Hu– queda útil (m) 2.1.3 Centrais com bombagem As centrais hidroelétricas têm tido um grande desenvolvimento nos últimos anos, maioritariamente devido ao aumento dos recursos fósseis (como o gás natural e o petróleo) e ao grande aumento na procura de energia. As centrais com bombagem foram um grande passo, pois com estas pode-se aumentar a eficiência da produção de energia, bem como manter a estabilidade da rede elétrica. As centrais hidroelétricas equipadas com bombagem baseiam-se num conceito simples. O sistema é constituído por dois reservatórios de água e por uma turbina reversível acoplada a uma máquina elétrica, por meio de um veio, que por sua vez está ligado à rede elétrica. A energia 12 Estado de arte armazenada está sobre a forma de energia potencial devido á diferença de altura entre os dois reservatórios.A máquina elétrica tem de operar como gerador em modo turbina e como motor em modo bomba. A eficiência destas centrais ronda os 70% a 80%[13]. A reversibilidade tem um importante papel na manutenção do equilíbrio do sistema elétrico perante a existência de quantidades significativas de produção intermitente, como é o caso da energia solar e eólica. Este tipo de produção de energia tem como inconveniente o seu carater variável, provocando muitas vezes por variações na produção. No caso de a produção ser superior ao consumo num determinado momento, verifica-se um excesso de energia na rede, que pode provocar instabilidades. Nestes casos, devido às interligações e acordos que Portugal tem com Espanha, esta energia pode ser exportada. Contudo, Espanha está a sofrer do mesmo problema em simultâneo. Para solucionar estas questões existem as centrais com bombagem, que usam esse excesso de energia para bombear água do reservatório inferior para o superior armazenando energia, evitando o desperdício do excesso de energia produzida. Outra vantagem das centrais com bombagem é o seu rápido arranque em períodos de aumento de consumo nas horas de ponta, pois estas não dependem dos caudais disponíveis, o que pode acontecer em centrais sem bombagem. 2.1.4 Estratégia de operação O modo tradicional de funcionamento, tipicamente usado em Portugal, para uma central com bombagem é bombear entre as 22 horas e a meia-noite e nas primeiras horas da manhã, aproveitando o período em que a energia é mais barata e turbina de dia nos períodos de ponta. Uma vez que o consumo elétrico é normalmente menor durante o fim-de-semana, este é aproveitado para bombear agua para o reservatório superior. No gráfico da figura 2.3 é possível ver de outra forma o que foi dito acima. Figura 2.3: Ciclo semanal de operação da bombagem [14] 2.1 Centrais hídricas 13 2.1.5 Serviços auxiliares As centrais hidroelétricas que apresentam a capacidade de armazenamento e bombagem fornecem energia à rede com uma vasta gama de serviços elétricos. Deste modo, podem destacar-se as seguintes propiedades: [2] 1. Capacidade de armazenamento com arranque rápido - em qualquer momento, as centrais hidroelétricas podem entrar em funcionamento em poucos minutos. 2. Reserva girante - este tipo de centrais pode fornecer reserva girante ou, adicionalmente, gerar energia que poderá estar disponivel em breves segundos. Esta propiedade é essencial para situações inesperados, em que se verifica uma mudança drástica do consumo na rede. 3. Propiedade Black Start - a capacidade Black Start representa um processo de reposição da central elétrica para o modo operacional, sem a necessidade de recorrer ao sistema eletrico. Usualmente, centrais hidroelétricas são conhecidas como fontes "black start", uma vez que recuperam uma rede elétrica completa, em casos de interrrupção. Esta particulariedade evita a necessidade de sobre-investimentos em centrais convencionais, assim como poupa o uso de pequenas unidades de produção que seriam necessários na ocorrência de um "black start "em grandes centrais de combustiveis fósseis. 4. Regulação e frequência - as centrais hidroelétricas ajudam na regulação da frequência, através da modulação contínua da potência ativa, e no ajuste das variações instantâneas da potência. Esta propriedade permite um controlo eficiente das variações de carga existentes, devido à sua capacidade de produção em rampa. 2.1.6 Tempo de resposta A operação de centrais equipadas com máquinas reversíveis no modo de geração (turbina) é semelhante à operação de um gerador hídrico convencional. A produção do gerador pode ser ajustada mudando a abertura da comporta. Modificando a abertura, altera-se a quantidade de água que passa através da turbina. Esta capacidade permite ajudar a regular a frequência e a carga, quando está no modo turbina. No entanto, a operação de uma máquina de velocidade fixa resulta numa perda de eficiência. Esta perda faz com que as centrais sejam operadas perto do ponto de melhor eficência, mas nunca neste. No modo bomba, a máquina opera aquando da abertura da comporta, que permite uma operação mais eficiente para uma determinada queda. Alguns valores aproximados de tempos de arranque para máquinas reversíveis: [14] •De modo bomba para modo turbina a carga máxima 2 a 20 minutos; •De modo turbina para modo bomba 5 a 40 minutos; •De desligada para modo turbina a carga máxima 1 a 5 minutos; •De desligada para modo bomba 3 a 30 minutos; 14 Estado de arte 2.1.7 Perdas Nenhum processo é perfeito ou idea e, consequentemente, existem perdas associadas mesmo que, por vezes, sejam pequenas. As centrais hidroelétricas não são exceção e, como tal, tem perdas a vários níveis. As mais mencionadas são relativas ao rendimento das máquinas que a compõem, sendo que o rendimento geral de uma central hídrica com bombagem ronda os 70 a 80% [13]. De outras perdas menos comuns, mas que fazem igualmente parte do sistema, podem enumerarse as seguintes:[14] 1. Evaporação no reservatório: As perdas por evaporação dependem do tamanho e localização dos reservatórios. Os que se localizam em climas tropicais são mais afetados do que os que se encontram em climas temperados. Do mesmo modo, um grande reservatório com pouca profundidade irá evaporar mais rápido do que um pequeno com uma grande profundidade. A evaporação é maior em condições de calor seco e de vento. As taxas de evaporação dos reservatórios e as características de uma determinada localização podem ajudar a calcular as perdas por evaporação. Se estas perdas forem significativas, a melhor solução é bombear água do reservatório inferior para o superior ou, alternativamente, arranjar um fornecimento de água suplementar. 2. Perdas por Vazamento: Dependendo das condições geológicas, um revestimento pode ser necessário num ou em ambos os reservatórios (inferior e superior) para evitar fugas. Perdas através do revestimento também podem acontecer, mas para resolver esse problema existem sistemas de deteção de fugas ou sistemas de recolha das infiltrações. A maior parte das fugas é devida a fendas na própria camada rochosa. 3. Perdas na Transmissão: Estas perdas são em função do comprimento da linha, da tensão, do tamanho e tipo de condutor. Durante a fase de planeamento da central, alguns estudos são executados precisamente para perceber a integração do projeto com a rede de transmissão. A integração pode ser a uma subestação próxima ou a uma linha de transmissão já existente. No caso de a ligação ser feita a uma subestação é necessário saber se esta tem capacidade de acomodar a nova ligação. No outro caso, existem várias opções de conexões como um T Tap ou um loop-in-loop-out. 2.2 Geradores de velocidade variáveis em centrais hidroelétricas 2.2.1 História e situação atual Segundo a Energy Storage Agency (ESA) existem, globalmente, 270 centrais hidroelétricas com bombagem, quer em funcionamento, quer em construção. Isto representa uma capacidade de geração combinada de mais de 120 000 MW. Deste total de instalações, 36 são equipadas com máquinas de velocidade variável, 17 destas estão atualmente em funcionamento, totalizando uma produção de 3569 MW e 19 estão ainda em fase de construção mas com uma produção prevista 2.2 Geradores de velocidade variáveis em centrais hidroelétricas 15 de 4558 MW. Estas unidades estão espalhadas pelo mundo, mas têm-se vindo a desenvolver mais na Europa, China, Índia e Japão [15]. Esta tecnologia foi pela primeira vez implementada em Dezembro de 1990 pela Toshiba na central de Yagisawa no Japão. Na Europa só começou a aparecer nos finais dos anos 90. 2.2.2 Desenvolvimento da tecnologia O desenvolvimento das centrais hidroelétricas tem sido contínuo e, atualmente, já existem sistemas que excedem os 400 MW, sendo que, neste caso em concreto, estes valores de potência são produzidos por uma altura de 700 m[16]. Os objetivos estão sempre a crescer, com interesse por instalar máquinas com maior potência e aumentar ainda mais a queda. A introdução da eletrónica de potência nas últimas três a quatro décadas tem, de certo modo, auxiliado ao desenvolvimento nos sistemas das centrais hidroelétricas. Inicialmente, apenas era possível o uso de máquinas convencionais síncronas. Mais tarde, apesar de o seu custo ser elevado, algumas soluções de eletrónica de potência começaram a aparecer, tornando possível a velocidade variável em máquinas síncronas. Em condições normais de funcionamento, as turbinas das centrais hídricas são otimizadas para um ponto de operação definido pela velocidade, pela queda e pela descarga. Quando a velocidade é fixa, uma variação num destes parâmetros causa uma redução na eficiência da máquina[17]. O grande crescimento, desta tecnologia, está a dever-se a um grande número de fatores, como a cada vez mais compreensão da flexibilidade da rede, a meta de reduzir os GEE no ambiente, fortes políticas de armazenamento de energia que incluem incentivos financeiros e uma grande vontade de baixar a dependência dos combustíveis fósseis. A procura no SEE varia constantemente, dependendo de uma ampla variedade de fatores. Contudo, os ajustamentos para o balanço entre a procura e a oferta são feitos apenas do lado da produção. Caso o equilíbrio entre a oferta e a procura seja perturbado, algumas variações ocorrem na frequência, na tensão e noutros parâmetros, o que pode impedir a fiável entrega de eletricidade. As centrais podem ser essencialmente divididas em nuclear, térmicas e hídricas, mas apenas as centrais térmicas e hídricas são capazes de ajustar a sua potência. No caso das hídricas, a bombagem entra em funcionamento durante a noite bombeando água para o reservatório superior, para esta ser turbinada durante o dia quando a procura é maior. O objetivo é usar centrais hídricas com bombagem equipadas com máquinas de velocidade variável para tentar equilibrar de uma forma mais eficiente o balanço entre a procura e oferta durante a noite[18]. Um dos problemas que esta tecnologia pode solucionar é o excesso de energia produzida por parques eólicos, a qual excedia temporariamente o consumo. Neste caso, resulta um excedente que tem de ser eliminado para se conseguir manter a estabilidade da frequência na rede. As máquinas convencionais (velocidade fixa) não são tão flexíveis, pois estas não conseguem variar a potência a absorver. Para acompanhar estas variações de carga imprevisíveis na rede elétrica vindas dos parques eólicos, a potência absorvida pela turbina reversível em modo bomba deverá variar, dentro de uma gama limitada, continuamente para manter uma contínua estabilidade. O acompanhamento 16 Estado de arte destas mudanças de carga é possível com a utilização de grandes máquinas reversíveis de velocidade variável, como por exemplo um motor-gerador assíncrono de dupla alimentação (conhecidas na literatura internacional por DFIM), permitindo, então, o fornecimento de energia de forma segura, flexível e imediata, e reduzir o custo dos conversores eletrónicos de potência necessários para obter a operação com velocidade variável[19]. Tomando como exemplo para a rede de energia da Dinamarca, a evolução da produção eólica é apresentada na figura 2.4. A variabilidade da geração de energia leva a que, na maior parte dos casos, a produção seja muito superior à média e que, nos restantes, outras fontes de produção tenham de intervir, para que a rede se mantenha estável[20]. Figura 2.4: Produção de energia eólica na Dinamarca em 2009 A energia eólica tem o vento como variável associada e, sendo este um fator de difícil previsão, faz com que este tipo energético seja, igualmente, imprevisível. Esta volatilidade pode ser complementada pela hídrica, que pode ajudar a produzir energia quando esta não tem condições, como é o caso de haver pouco ou nenhum vento. Além disso, caso haja excesso de energia produzida, algumas centrais hídricas podem usar essa energia excedente para bombear água do reservatório inferior para o superior, armazenando água que mais tarde pode ser turbinada gerando energia elétrica. 2.2.3 Vantagens da velocidade variável Mesmo tendo conhecimentos das inúmeras vantagens das turbinas de bombagem com velocidade variável, a maior parte dos projetos em construção ainda usa máquinas de velocidade fixa. Há 2.2 Geradores de velocidade variáveis em centrais hidroelétricas 17 várias razões para isso acontecer, tais como os custos dos equipamentos e a falta de conhecimento dos serviços adicionais prestados pelas atualizações de equipamentos[15]. As máquinas de velocidade variável são uma grande ajuda no aumento da estabilidade do SEE, devido ao seu alto nível de flexibilidade. Esta tecnologia possibilita várias vantagens, tanto em modo turbina, como em modo bomba, tais como: [21][22] 1. Regulação da quantidade de energia absorvida em modo bomba, facilitando o armazenamento de energia e reduzindo o número de arranques e paragens; 2. Possibilidade do controlo da potência ativa em modo bomba; 3. Funcionamento mais perto do ponto ótimo de eficiência das turbinas, o que resulta num aumento da eficiência; 4. Larga gama de funcionamento em modo turbina, especialmente em carga parcial; 5. Aumento da estabilidade da rede, tanto devido ao controlo da potência reativa, como à injeção instantânea de potência ativa; 6. Maiores variações de queda são suportados; 7. Ciclo de vida da máquina alargado devido à redução do número de arranques[23]; 8. Ajuste instantâneo da potência de saída que ajuda a corrigir variações/interrupções de tensão causadas por problemas na rede, o que aumenta, consequentemente, a rentabilidade da central e a qualidade da energia fornecida aos consumidores finais; 9. Melhoramento das características estáticas e dinâmicas do sistema de energia[24]. Os benefícios acima referidos proporcionam um aumento dos lucros para os proprietários destas centrais hidroelétricas, permitindo, assim, aos operadores de rede aperfeiçoar a fiabilidade da rede, bem como a sua qualidade de potência a entregar aos consumidores[25]. Algumas das vantagens acima referidas podem ser comprovadas pelos gráficos da figura 2.5. 18 Estado de arte Figura 2.5: Vantagens das máquinas de velocidade variável comparando com as de velocidade fixa para modo bomba (esquerda) e modo turbina (direita) [25] 2.2.4 Exemplos de projetos As centrais hidroelétricas com esta tecnologia criam novos desafios para os fabricantes, tanto a nível do desenho das máquinas, como na estrutura e montagem. Para os resultados obtidos serem otimizados, a máquina hidráulica, o gerador-motor e o seu sistema de excitação, assim como os componentes têm de ser personalizados para cada projeto. O aspeto mais importante continua a ser o gerador-motor, pois este define a característica da central[26]. Pelo Mundo várias empresas estão a apostar numa incansável pesquisa e desenvolvimento desta tecnologia. As mais conhecidas são a Toshiba, a Voith, a Alstom, e a Andritz. Todas têm projetos em execução neste momento, como se pode ver na tabela 2.1. Tabela 2.1: Projetos já concluídos ou em construção [14] Projeto Empresa País Potência (MW) Linthal 2015 ALSTOM Suíça 4 x 250 Nant De Drance ALSTOM Suíça 6 x 157 Goldisthal ANDRITZ HYDRO Alemanha 325 Venda Nova III VOITH HYDRO Portugal 2 x 370 Kyogoku TOSHIBA Japão 228 Avce ? Eslovénia 185 Kazunogawa TOSHIBA Japão 2 x 475 Kozjak ALSTOM Macedónia 2 x 50 AAndritz tem um projeto inovador com máquinas de menor dimensão relativamente às tradicionais e equipadas com turbinas reversíveis standard e gerador síncrono de velocidade variável compactas[27]. Em Portugal, temos o exemplo do reforço que a EDP está a fazer na Venda Nova III com máquinas de velocidade variável fornecidas pela Voith, onde vão ser instalados dois grupos geradores reversíveis, cada um de, aproximadamente, 370 MW. Esta central tem como meta ser ligada à rede elétrica nacional na primavera de 2015. 2.2 Geradores de velocidade variáveis em centrais hidroelétricas 19 2.2.5 Tipos de ligação à rede 2.2.5.1 Cicloconversor O aparecimento dos semicondutores eletrónicos por volta dos anos 50 e, mais especificamente, a explosão da eletrónica de potência nos anos 60, com a invenção do tirístor, também conhecido por controlador retificador de silicone, é, sem dúvida alguma, um grande marco na história e um início de uma nova era da microeletrónica. A partir desta altura, o desenvolvimento tecnológico sofreu um crescimento exponencial, que levou a que fossem inventados muitos dos objetos de hoje em dia. Pela primeira vez na história, engenheiros puderam projetar máquinas de corrente alternada com características de velocidade variável que até então só as máquinas de corrente contínua podiam ter. Claro que no ínicio a eletrónica de potência ainda era muito limitada e muito limitativa, pois apenas pequenas máquinas com motores elétricos de indução podiam ser projetadas com características de velocidade variável[28]. Só por volta dos anos 80 é que a eletrónica de potência começou a dar cartas, com os primeiros componentes de alta capacidade, permitindo, assim, os primeiros projetos em média tensão com máquinas de velocidade variável. Indústrias como a metalúrgica e siderúrgica, foram fortemente influenciadas e tiveram anos de ouro naquela época. A investigação foi evoluindo e apareceram outros semicondutores como o IGBT, este componente incorpora a família dos transístores. Estes desenvolvimentos permitiram abrir novos caminhos para unidades de velocidade variável em média tensão, até aos dias de hoje[29]. Poucos anos depois começaram a aparecer as primeiras aplicações com eletrónica de potência aplicadas a centrais hidroelétricas. A figura 2.6 representa o esquema de ligação de um cicloconversor à rede. Figura 2.6: Esquema de ligação do Cicloconversor à rede [30] O Cicloconversor é usado para controlar a velocidade do motor de indução. Este controlo de velocidade é simples e pode ser feito de forma económica através de diferentes modos de operação. Sabendo que a fórmula da velocidade do motor de indução é dado pela seguinte equação: Ns=120f p[RPM](2.2) 20 Estado de arte em que: NsVelocidade ( RPM), ffrequência ( Hz), pnúmero de polos. Da fórmula 2.2 conclui-se que existem 2 formas de variar a velocidade, uma é mudando o número de polos e a outra é mudando a frequência. O controlo da velocidade do motor de indução pela primeira opção tem algumas desvantagens como o elevado custo, o tamanho da máquina torna-se volumoso e principalmente porque o número de polos não pode ser variado consoante a forma mais eficiente de operação. A segunda forma pode ultrapassar algumas das desvantagens da primeira. No caso de se variar a frequência, o componente de eletrónica de potência a usar pode ser o Cicloconversor. Este componente tem como principal função transformar a potência de uma corrente alternada numa frequência ajustável mas inferior em fase entre si. O dispositivo consiste numa matriz que contém interruptores paralelos ligados e, com a abertura e fecho controlado destes, é possível controlar a frequência de saída AC. 2.2.5.2 Voltage source inverter (VSI) Hoje em dia, para preencher os requisitos de ligação à rede, sem descuidar a qualidade de potência, a segurança e a fiabilidade da rede, é incontornável o uso de eletrónica de potência. Esta tem a finalidade de assegurar o correto funcionamento da máquina a que está ligada durante defeitos na rede, e assegurar que a potência gerada tem a frequência correta, garantindo assim os tais requisitos impostos pelo operador. As principais topologias para conversão de potência em média tensão são determinadas pelas tensões nominais dos dispositivos semicondutores de potência. Independentemente da topologia escolhida a única maneira de controlar altos níveis de trânsitos de potência (TP) é através de dispositivos eletrónicos de grande potência. Os dois aspetos para a seleção dos dispositivos de potência são o dimensionamento da tensão de ligação e a topologia do conversor. Nos últimos anos, a topologia dos inversores fontes de tensão, Voltage Source Inverter (VSI), atingiu uma posição dominante no campo da conversão de frequência, tanto em baixa como em média tensão, devido à melhor disponibilidade assimétrica e condução reversível em desligar a potência transmitida. Muito usada para conversões de baixa tensão, a topologia de dois níveis de VSI é a solução de eleição, mas esta também pode ser usada em média tensão. A ligação em série destes dispositivos é tecnicamente complicada, visto que a tensão nominal dos componentes que constituem os semicondutores de potência é um fator limitante. Esta topologia é principalmente usada na produção de energia eólica para controlo do rotor em sistema DFIG. Capítulo 3 Modelos dinâmicos Com o objetivo de simular uma rede elétrica e, posteriormente, analisar os cenários de exploração da rede teste a considerar, torna-se indispensável utilizar uma plataforma de simulação que recrie o comportamento dinâmico do sistema. Como tal, este capítulo tem como principal objetivo apresentar os modelos matemáticos utilizados para a simulação do comportamento dinâmico dos diferentes componentes que foram utilizados no desenvolvimento desta dissertação. Para isso, será feita uma apresentação teórica dos modelos dinâmicos e dos seus conversores aplicados na plataforma de simulação. Os pormenores de implementação dos modelos no programa MATLAB/simulink não serão descritos neste capítulo, mas sim no capítulo 4. Para alguns dos modelos utilizados, recorreu-se às bibliotecas disponibilizadas pelo próprio MATLAB/Simulink, nomeadamente a biblioteca SimPowerSystem. Contudo, tal nem sempre foi possível, tendo havido a necessidade de desenvolver de raíz alguns dos modelos, de forma a cumprir os objetivos. Este foi o caso do regulador de velocidade da turbina hidráulica (IEEEG3), do regulador de velocidade para o gerador síncrono (IEEE TGOV1) bem como o modelo da máquina assíncrona duplamente alimentada (DFIM). 3.1 Geradores síncronos Este modelo é usado para descrever a produção térmica que vai aparecer na rede teste final. Como já referido anteriormente, este foi um dos modelos que já estava disponível na biblioteca SimPowerSystem. O bloco que representa este modelo está representado na figura 3.1 27 28 Modelos dinâmicos Figura 3.1: Bloco do modelo de um gerador síncrono Como todas as máquinas elétricas rotativas, o modelo terá de incluir uma parte que descreva o comportamento mecânico e outra que descreva o comportamento elétrico da máquina. A componente mecânica é dada pela equação 3.1, conhecida por equação do movimento desprezando os efeitos amortecedores ∂ω ∂t=Pa M=Pmec −Pe M(3.1) Caso se expresse a equação do movimento em ordem à constante de inércia (H): 2Hω0∂ω ∂t=Pa=Pmec −Pe(3.2) Onde, ωVelocidade angular ω0Velocidade angular inicial HConstante de inércia MMomento angular PaPotência aceleradora Pmec - Potência mecânica PePotência elétrica (todas as variáveis estão em p.u.) Contudo, como acontece na realidade, este pode funcionar como motor ou gerador. A aplicação dada nesta dissertação é de gerador, e, por isso, basta colocar a entrada Pmum bloco com um número real positivo. A parte elétrica do gerador é representada por um modelo de sexta ordem, que tem em conta os amortecedores nos comportamentos dinâmicos e o efeito dos enrolamentos do estator. Visto não ser uma peça chave nesta dissertação, esta equação não vai ser mais aprofundada. Contudo, a continuação mais detalhada e aprofundada deste estudo pode ser seguida em [38]. 3.2 Regulador de tensão 29 3.2 Regulador de tensão O modelo escolhido para regulador de tensão foi o IEEE type DC1A, o qual é descrito no diagrama de blocos na figura 3.2. Este modelo é utilizado para representar excitadores DC com controlo de campo que agem continuamente como reguladores de tensão. Como este modelo tem sido amplamente implementado pela indústria, é usado para representar outros tipos de sistemas quando a informação detalhada destes não está disponível ou quando um modelo simplificado é necessário. [39] Figura 3.2: Diagrama de blocos do modelo IEEE type DC1A No bloco somatório, a saída do transdutor de tensão nominal, Vc, é subtraído à tensão de referência, VREF . O feedback de estabilidade, VF, é subtraído ao sinal estabilizador do sistema, VS, produzindo uma tensão de erro. No estado de equilíbrio estes dois últimos sinais são zero, deixando apenas o sinal de erro de tensão terminal. O sinal resultante do bloco somatório é amplificado no regulador. A constante de tempo do estabilizador de realimentação, TA, e o ganho do mesmo, KA, associados ao regulador de tensão tem limitações, VMAX eVMIN, devido à saturação ou limites no fornecimento de potência. As constantes de tempo do bloco avanço-atraso, TBeTC, podem ser usadas para modelar constantes de tempo equivalentes inerentes ao regulador de tensão, mas estas constantes de tempo são frequentemente pequenas o suficiente para serem desprezadas e inicializadas a zero. A variável de saída, VR, é usada para controlar a excitação, que pode ser uma excitação separada ou autoexcitação. No caso de ser usado um campo shunt autoexcitado o valor de KEreflete a configuração do reóstato. Em alguns casos, o valor resultante de KEpode ser negativo e, nesse caso, um ajuste deve ser feito a este. A maioria destes sistemas utiliza campos shunt autoexcitados com o regulador de tensão num modo designado por buck-boost. O termo SE[EFD]é uma função não linear dos valores definidos em dois ou mais valores escolhidos de EFD. A saída deste bloco de saturação, VX, é o produto de entrada, EFD, e o valor da função não-linear SE[EFD]neste tensão de excitação. O sinal obtido a partir da tensão de campo é normalmente utilizado para proporcionar a estabilização do sistema de excitação, VF, por meio do retorno da taxa de ganho, KF, e a constante de tempo, TF[40]. 30 Modelos dinâmicos Na tabela 3.1 são apresentados valores típicos para o modelo DC1A. Tabela 3.1: Valores típicos de alguns parâmetros do Modelo DC1A [40] Valores Típicos KA46,0 TA0,06 TB0 TC0 TE0,46 KF0,1 TF1,0 SE[EFD1]0,33 SE[EFD2]0,10 EFD13,1 EFD22,3 KEVRMAX 1,0 VRMIN -0,9 3.3 Regulador de velocidade da turbina a vapor A principal função do regulador de velocidade da turbina a vapor é controlar a velocidade pelo ajuste do aumento de potência ao gerador. Para isso o regulador de velocidade deve acompanhar a variação de velocidade do gerador constantemente e em qualquer condição de carga, com a finalidade de mantê-la na condição especificada. Como tal, pode dizer-se que o regulador de velocidade também controla a potência ativa gerada, em consequência de este estar dependente da potência de acionamento exercido pela máquina primária no eixo do gerador. Durante a operação em regime permanente de um gerador síncrono, o objetivo do regulador de velocidade é fornecer uma rotação constante. Em regime transitório, este atua no sentido de minimizar as variações de frequência e velocidade, melhorando, assim, a estabilidade global de um sistema elétrico. [41] Figura 3.3: Diagrama de blocos do modelo IEEE TGOV1 [42] 3.4 Turbinas hidráulicas 31 O modelo mais simples de turbina a vapor é o modelo TGOV1 mostrado na figura 3.3. Neste modelo é representado o estatismo permanente (R), o atraso do movimento da válvula de controlo de vapor principal e os respetivos limites (T1,Vmax,Vmin) e a fração da potência total produzida na secção de alta pressão da turbina (T2/T3), que representa as constantes de tempo associadas com o movimento do vapor através do reaquecimento e das várias secções da turbina. A variável T3é a constante de tempo ligada ao reaquecimento. [43] Na tabela 3.2 são apresentados valores típicos para o modelo TGOV1. Tabela 3.2: Valores típicos de alguns parâmetros do Modelo TGOV1 [44] Valores Típicos T10,5 VMAX 0,0 VMIN 1,0 T21,0 T31,0 DT0 R1,0 3.4 Turbinas hidráulicas 3.4.1 Introdução A representação matemática exata dos componentes dos sistemas de energia representa um fator relevante nos estudos de sistemas dinâmicos e transitórios. Portanto, alguns modelos dinâmicos padrão para turbinas, são estudados e posteriormente simulados, para saber o comportamento dos mesmos[45]. Os parâmetros destes respetivos modelos necessitam ser determinados por operadores e engenheiros, de forma mais precisa possível, tendo em conta o comportamento dos elementos constituintes dos sistemas de energia dinâmicos nas simulações. Adicionalmente, uma aplicação relevante deste tipo de modulação reside no aperfeiçoamento dos parâmetros das unidades de controlo, como o caso dos reguladores. De modo a garantir uma boa performance no processo de produção de energia elétrica em diferentes condições operacionais, os parâmetros dos controladores de cada componente têm de se encontrar corretamente alinhados. A produção de energia através de aproveitamentos hídricos representa uma importante fonte de energia renovável e fornece uma significante flexibilidade do ponto de vista operacional. O comportamento dinâmico das centrais hidroelétricas é determinado pela transição do fluxo da água na coluna da água. O processo de conversão da energia na turbina envolve características não lineares[46]. A turbina hidráulica é controlada pelo informação dada pelo operador do sistema, que consiste em equipamento de controlo e acionamento específico para a regulação do fluxo de água, de 32 Modelos dinâmicos arranque e paragem da unidade e para a regulação da velocidade e da potência de saída do gerador. O ajuste adequado destes sistemas de operação, representa um papel importante no funcionamento estável e aceitável do sistema de energia. Como referido em [47], os modelos não lineares, especialmente em casos em que o efeito elástico é considerado, necessitam de mais desenvolvimento. Nesta dissertação se escolhe e aprofunda o modelo IEEEG3, para a parte hidráulica do problema. A grande evolução dos sistemas de geração de energia hidráulica é estudada por meio de análise do comportamento dinâmico de diferentes modelos do sistema da máquina hidráulica e conduta de água. Os diferentes modelos da turbina hidráulica e o sistema de conduta de água são implementados em vários níveis de detalhe. Em primeiro lugar, os modelos não-lineares para uma turbina simples sem tanque de equilíbrio, considerando os efeitos elásticos e inelásticos de onda, têm sido desenvolvidos. Depois disso, os modelos não-lineares, considerando os efeitos inelásticos e elásticos de onda para uma turbina com tanque de compensação para Sistemas Centrais Hidrelétricas com condutas forçadas de comprimento longo são implementados. Por fim, os modelos não lineares para uma turbina com condutas forçadas de comprimento longo são linearizados num ponto de operação, considerando as características de turbinas não-lineares e os efeitos de ondas[48]. A classificação mais comum dos modelos das centrais hidroelétricas consiste em modelos lineares e não lineares. Esta classificação baseia-se na complexidade das equações envolvidas nos modelos. Os modelos matemáticos dos componentes hidráulicos da central incluem a representação dinâmica das condutas forçadas, tanque de equilíbrio a montante e/ou a jusante do túnel, e as perdas hidráulicas de todos estes elementos[49]. Os modelos matemáticos da turbina hidráulica desenvolvidos para a análise de estabilidade de um Sistema Gerador de Energia Hidráulica são: 1. Modelo simplificado não-linear da turbina: Este modelo baseia-se em uma turbina hidráulica simples com um conduta forçada de curto comprimento e sem tanque de compensação. A conduta forçada é modelizada assumindo uma conduta rígida e com fluído incompressível. Desprezando as perdas por fricção na conduta forçada, a função de transferência de caudal e pressão da água de um sistema de condutas forçadas simples é descrita pela equação: h(s) q(s)=−TWs(3.3) Onde, h(s)- desvio relativo da pressão da água em p.u. q(s)- desvio relativo do caudal em p.u. TWtempo de inercia da água 3.4 Turbinas hidráulicas 33 Como neste caso a onda de pressão e a compressibilidade da água são desprezadas, a função de transferência é a seguinte F(s) = −1 TWs(3.4) 2. Modelo não-linear da turbina sem tanque de equilíbrio assumindo coluna inelástica de água: Este modelo baseia-se no modelo simplificado não linear da turbina, acima referido. A conduta forçada é modelizada, assumindo uma conduta rígida e fluído incompressível, onde os efeitos das ondas de pressão são relativamente insignificantes. 3. Modelo não-linear da turbina sem tanque de equilíbrio assumindo coluna elástica de água: A modelização do efeito inelástico da coluna de água é adequada apenas em condutas forçadas de comprimento curto ou médio. Os efeitos da viagem da onda de pressão são considerados em modelos de centrais hidroelétrica com condutas forçadas longas. A conduta forçada é então modelizada desprezando as perdas por fricção e tendo em conta as ondulações causadas no fluído em movimento quando este é forçado a parar ou a mudar rapidamente de direção fazendo com que uma onda de pressão se propague pelo tubo. A este efeito dá-se o nome de Water Hammer Effect, o qual é representado matematicamente por um atraso, e−s2T, na estrutura hidráulica. 4. Modelo não-linear da turbina com tanque de equilíbrio assumindo colunas inelástica de água na conduta forçada e no túnel: Centrais hidrelétricas com condutas longas usam tanque de compensação para fornecer algum desacoplamento hidráulico da turbina dos desvios de queda geradas por efeitos transitórios na conduta. O modelo não-linear com tanque de compensação, assumindo colunas de água inelásticas, é baseado numa turbina simples com um túnel de água a montante, um tanque de compensação e uma conduta forçada longa. O modelo hidráulico do tanque de equilíbrio inclui um orifício que dissipa a energia de oscilações hidráulicas e produz amortecimento. 5. Modelo não-linear da turbina com tanque de equilíbrio assumindo coluna elástica de água na conduta forçada e inelástica coluna de água no túnel: Este modelo é baseado num modelo não-linear com tanque de equilíbrio assumindo colunas de água inelásticas nos casos em que os efeitos de ondas de pressão nas condutas forçadas são essenciais. 6. Modelo simplificado linear da turbina: Uma vez que os modelos lineares são obtidos em torno de um ponto de operação, estes também podem ser chamados modelos de pequeno sinal. Estes modelos são extrapolados a partir das equações básicas das características da turbina e conduta forçada com algumas simplificações para modelização aproximada. A função de transferência de modelos lineares relaciona a potência mecânica na saída da turbina com a posição da comporta. Esta é dada pela seguinte equação: 4Pm 4G=1−sTW 1−s1 2TW (3.5) 34 Modelos dinâmicos Onde a barra superior indica valores normalizados baseados nos valores de operação do estado estacionário. Também deve ser mencionado que Grepresenta a abertura ideal da comporta. 7. Modelo linear não-ideal da turbina: Este modelo é caracterizado pela equação de transferência: 4Pm 4G=a23(a11a23 −a13a21)TWs 1+a11TWs(3.6) Onde os coeficientes a11 ea13 são derivadas parciais do caudal em relação à queda e abertura da comporta, respetivamente. Os coeficientes a21 ea23 são derivadas parciais da potência da turbina em relação à queda e abertura da comporta, respetivamente. O modelo IEEEG3 enquadra-se neste tipo, sendo então do tipo linear não-ideal. 3.4.2 Sistemas de regulação A principal função do sistema de regulação é controlar a velocidade da turbina e, consequentemente, a frequência e a potência ativa em resposta à variação de carga. Este também controla a quantidade de água que entra na turbina, que, por sua vez, faz acionar o gerador para produzir eletricidade. O mecanismo de controlo de velocidade inclui equipamentos como relés, servomotores, dispositivos de pressão ou amplificação de potência, alavancas e ligações entre o regulador e as comportas controladas por este. O controlo destas comportas permite regular a entrada de água para a turbina através do mecanismo de controlo de velocidade[45]. Figura 3.4: Bloco Regulador da Turbina Os sistemas de regulação em turbinas hídricas são fortemente influenciados pelos efeitos de inércia da água e, como resultado, dois servomotores são usados para proporcionar a força necessária para movimentar o portão de controlo. O primeiro, de baixa potência, controla a válvula distribuidora do segundo servomotor, que, por sua vez, é de alta potência. A saída dos dispositivos de deteção de velocidade corresponde ao desvio em relação à velocidade de referência. [50] Opermanent droop de velocidade Rpdetermina a quantidade de mudança na produção que uma unidade produz em resposta a uma mudança na velocidade da unidade. Este parâmetro pode ser desenvolvido, tanto usando a posição da comporta, como a potência de saída da unidade. Para uma operação isolada, o permanent droop de velocidade pode ajudar a estabilizar a que unidade de controlo de velocidade, proporcionando um feedback que limita o curso ao longo dos servomotores 3.4 Turbinas hidráulicas 35 de controlo da turbina, controlando a velocidade do aparelho. Determina também a quantidade de participação a unidade produz ao responder a perturbações na frequência do sistema em operação, enquanto sincronizado a um sistema elétrico interligado. Otranscient droop,Rt, é usado para limitar o overshoot do servomotor de controlo da turbina durante um efeito transitório. Este pode ser desenvolvido ao ligar um amortecedor da posição da comporta ao regulador, ou adicionando um filtro derivativo da posição da comporta ao erro do regulador . Os reguladores de velocidade são projetados para ter uma compensação do transcient droop relativamente grande, com longos tempos de reajuste. Isso garante uma regulação de frequência estável sob condições operacionais isoladas. A capacidade de resposta de uma turbina hidráulica a mudanças é relativamente lenta. O Sistema de regulação mecânica-hidráulica utiliza um mecanismo do tipo Watt centrífugo como o regulador de velocidade. A velocidade, o feedback do permanent droop e as funções de computação são alcançadas através de componentes mecânicos e as funções que envolvem maior potência são alcançados através de componentes hidráulicos. O feedback do amortecedor é necessário, com a finalidade de alcançar um desempenho estável. O diagrama de blocos correspondente a este modelo está representado na figura seguinte, Figura 3.5: Diagrama de blocos do Sistema Regulador Mecânico-Hidráulico [38] As variáveis utilizadas na derivação das funções de transferência são obtidas a paritr dos valores de estado estacionário inicial. A função de transferênciada da válvula de distribuição e do servomotor da comporta é y b=K1 s(3.7) 36 Modelos dinâmicos A função de transferência da válvula piloto e do servomotor piloto é b a=K2 1+sTp (3.8) onde K2é determinado pela razão de alavanca de realimentação e Tppelas aberturas da válvula piloto e K2. Combinando a equação 3.7 e3.8 resulta: y a=K1K2 s(1+sTp)=Ks s(1+sTp)(3.9) O ganho do servomotor Ksé determinado pela alavanca de realimentação da válvula piloto, pelas áreas portuárias da válvula de distribuição e o servomotor da comporta. O tempo de resposta do regulador, Tg=1/Ks, é relativo ao tempo de fecho da comporta Tc, onde Tcé o tempo preciso para o fecho completo da comporta à velocidade máxima, tipicamente 5 a 10 segundos. Partindo do princípio que o fluxo do fluído amortecedor através da válvula agulha é proporcional à pressão do amortecedor, a função de transferência do amortecedor é c y=RT sTR 1+sTR (3.10) O estatismo temporário RTé determinado pela selecção de ponto-pivô para a alavanca ligada ao êmbolo de entrada. O tempo de reposição TRé determinado pela regulação da válvula de agulha. O sinal de entrada da válvula piloto é produzido adicionando a acção de um sistema de alavancas de flutuação, a velocidade de referência, a velocidade do veio, estatismo permanente, e os sinais de estatismo temporário. a=ωre f −ωs−Rpy−RT sTR 1+sTR (3.11) Da combinação das equações 3.9,3.10 e3.11 resulta: y ωre f −ωs = 1 Rp(1+sTR) TpTRTgs3 Rp (Tp+TR)Tgs2 Rp (Tg+TR(Rp+RT))s Rp+1(3.12) Como a vávula piloto e a variável de tempo do servomotor constante Tpsão muito menores que as contantes de tempo TgeTR, são desperzadas dando origem à seguinte função de transferência de segunda ordem: y ωre f −ωs = 1 Rp(1+sTR) 1+sTg+TR(Rp+RT) Rp1+sTgTR Tg+TR(Rp+RT)(3.13) A figura 3.6 mostra um esquema simplificado do sistema de regulação mecânica-hidráulica. Capítulo 4 Construção dos modelos Para a construção dos modelos, tanto da térmica como da hídrica, em ambiente de Matlab/Simulink é necessário um estudo inicial dos modelos teóricos como foi feito no capítulo 3 e uma procura consistente de valores para todos os parâmetros usados nestes. A estes parâmetros podem ser atribuídos valores típicos, ou seja, que podem ser utilizados em variados casos, ou então valores mais específicos caso seja um estudo mais profundo. O presente capítulo pretende caracterizar e explorar esses valores atribuídos a cada um dos parâmetros utilizados, bem como, em alguns casos, a sua influência no sistema quando ficam sujeitos a uma alteração. Pretende-se demostrar uma rede teste funcional com duas centrais térmicas e uma central hídrica. No caso desta última vai analisar-se a central em duas vertentes, com velocidade fixa e com velocidade variável, para assim ter um termo de comparação. 4.1 Metodologia Ao longo do desenvolvimento desta dissertação foi seguida uma metodologia de trabalho, apresentada na figura 4.1, de modo a facilitar o seu acompanhamento e perceção de etapas já desenvolvidas, em curso ou a desenvolver. Tudo começa com a escolha dos modelos mais capazes e apropriados para o trabalho, fazendo uma seleção e, seguidamente, por exclusão a escolha final. Passando para a implementação, como já referido anteriormente, foi escolhido o ambiente Matlab/Simulink, pois a outra alternativa era PSS/E, o que implicava um caminho demasiado técnico para o nível desta dissertação. Na implementação, o caminho divide-se com o objetivo de se confirmarem as equações dos modelos escolhidos e os valores/parâmetros típicos, cruciais para que os modelos fiquem a funcionar da forma esperada. Seguidamente, na fase programação, todos os dados recolhidos até então são organizados e desenvolvidos para que fiquem a funcionar como um pequeno sistema e mais tarde passo a passo, depois de serem validados, introduzidos e agrupados formando o sistema completo desejado. A fase final é a simulação do sistema, para assim se conseguir retirar os resultados e conclusões do trabalho realizado. É também essa a altura de fazer pequenos ajustes, pois nem sempre o resultado é o esperado, sendo necessário acrescentar e/ou retirar dados/informação. 43 44 Construção dos modelos Figura 4.1: Metodologia escolhida para o trabalho 4.2 Descrição Simulink OSimulink é um pacote de software que permite aos usuários modelizar, simular e analisar sistemas cuja saída varia ao longo do tempo. Tais sistemas são muitas vezes referidos como sistemas dinâmicos. Pode ainda ser usado para explorar o comportamento de uma vasta gama de sistemas dinâmicos do mundo real, como sistemas elétricos, mecânicos e termodinâmicos. A Simulação de um sistema dinâmico é um processo de dois passos. Primeiro, o usuário cria um diagrama de blocos, usando o editor de modelo Simulink, que representa relações matemáticas dependentes do tempo com as entradas, estados e saídas do sistema. O usuário comanda o programa para simular o sistema representado pelo modelo definindo um intervalo de tempo, sendo que este pode ser alterado conforme o tipo e a análise a retirar do modelo. [58] O programa fornece um editor gráfico que permite ao utilizador criar e conectar os vários tipos de blocos selecionados a partir do navegador biblioteca. Entre os tipos de blocos mais utilizados podem ser encontradas funções de transferência, integradores, constantes, blocos de ganho, operadores matemáticos, fontes e outros tipos de blocos de bibliotecas mais especializadas, como 4.3 Central hídrica de velocidade variável 45 SimPowerSystems, que é a base e o objeto de modelização deste projeto. 4.3 Central hídrica de velocidade variável 4.3.1 Modelo máquina assíncrona Nesta secção, o foco principal vai para as máquinas de velocidade variável, ou seja as máquinas de indução duplamente alimentadas (DFIG). Neste tipo de máquina, a velocidade rotacional do gerador é desacoplada da frequência da rede. Este tipo de tecnologia (velocidade variável) é utilizadas na otimização da eficiência da máquina de indução. Também se espera deste tipo de máquina, uma maior flexibilidade de operação, quando comparada com máquinas síncronas. Figura 4.2: Esquema máquina de indução duplamente alimentada A configuração e o esquema de ligação à rede de uma DFIG já foi explicada na secção 3.5.2. Por explicar ficaram os conversores usados, sendo agora apresentados pelo esquema da figura 4.2. O conversor do lado do rotor (C1) opera em regime de frequência variável, de acordo com a velocidade da turbina-bomba associada ao sistema hidráulico e é controlado pela tensão de referência a aplicar aos circuitos do rotor, tendo como objetivo a operação da máquina num ponto de funcionamento pré-determinado, quer em termos de velocidade de rotação, quer em termos de injeção de potência reativa. O conversor do lado da rede (C2) opera à frequência síncrona (50 Hz) e é controlado para manter a tensão do barramento CC constante, permitindo assim o fluxo de potência entre o rotor e a rede elétrica [16]. Estes conversores têm tempos de atuação muito rápidos e por isso pode ser feita uma implementação do modelo mas simplificado. Este modelo é apresentado na figura 4.3. 46 Construção dos modelos Figura 4.3: Máquina assíncrona implementada em Simulink A máquina assíncrona foi construída propositadamente para esta dissertação, usando funções e alguns blocos já conhecidos do Simulink. Para facilitar a análise do modelo, a separação de zonas por cores é a mais indicada, melhorando a forma de acompanhar a descrição de cada uma. A divisão foi feita em cinco cores distintas que definem as partes mais importantes do modelo e que são representadas pelas seguintes: •Vermelho – Zona onde se pode encontrar um controlador misto, isto é, que inclui tanto integradores como ganhos proporcionais. Este foi implementado com o objetivo de ajustar a velocidade inicial para que esta, ligeiramente desviada de 1 p.u.anteriormente, ficasse no valor definido; •Verde – Bloco criado para o controlo lógico da máquina. Sendo que potência está diretamente ligada à velocidade da máquina e varia de acordo com uma característica, esta segue o modelo de uma reta. Dentro do bloco pode ser encontrado a fórmula de uma reta (y=mx +b) que relaciona a velocidade e potência (o modelo mais detalhado pode ser encontrado no anexo B). •Azul – Representa no seu estado mais simples a máquina de indução duplamente alimentada, apenas pela sua swing equation. Isto só é possível, pelo que já foi explicado anteriormente de os conversores usados nestes tipos de máquinas serem suficientemente rápidos para se conseguir fazer esta aproximação. Esta equação é formulada em binário, mas no caso específico de uma máquina síncrona, devido ao desvio de velocidade ser muito pequeno, muito próximo do valor um, e pelo facto de a potência ser dada pela multiplicação da velocidade pelo binário, a potência pode ser aproximada ao binário. Neste caso em concreto não funciona assim, pois os desvios de velocidade são maiores, tendo, por isso, de se calcular o binário para a swing equation funcionar corretamente; •Roxo – Esta zona é responsável pela “alimentação” da máquina, pois este tipo de máquinas não funciona isoladamente, e, por isso, tem de se usar a frequência de uma máquina síncrona presente na rede. Também nesta zona se pode encontrar o estatismo que regula a frequência; 4.3 Central hídrica de velocidade variável 47 •Amarelo – Principalmente definida pela carga trifásica programável, mais conhecida no programa como three-phase dymanic load. Esta recebe a potência diretamente da máquina e proporciona que esta seja ligada a uma rede trifásica. No anexo Bpode ser encontrada a explicação detalhada do bloco. 4.3.2 Modelo turbina hidráulica O modelo escolhido para modelizar a turbina hidráulica e a dinâmica da conduta forçada foi o IEEE G3, principalmente por ser um modelo comprovado e pelo seu nível de dificuldade não ser dos mais elevados (um dos parâmetros que eliminou o modelo HYGOV). O modelo implementado com os devidos parâmetros já inseridos pode ser visto na figura 4.4. Figura 4.4: Bloco IEEE G3 implementado em Simulink •Constante de tempo da comporta do servomotor – expressa em se caracterizada pela variável Tg; •Constante de tempo da válvula piloto – expressa em se caracterizada pela variável Tp. Em conjunto com a constante de tempo da comporta do servomotor representam o sistema da válvula piloto; •Limites de tensão – caracterizam a taxa limite de abertura e fecho da comporta, são representadas pelas variáveis Vmax eVmin. Ambos expressos em p.u./s; •Limites de posição – caracterizam o limite máximo e mínimo a que a comporta pode operar. Ambos expressos em p.u.; •Coeficiente do permanent droop – expressa em p.u.e representada pela variável σ; •Coeficiente do transcient droop – expressa em p.u.e caracterizada pela variável δ; 48 Construção dos modelos •Constante de tempo do regulador –expressa em se representada pela variável Tr; •Constante de tempo water starting – expressa em se caracterizada pela variável Tw; •Coeficientes da conduta forçada – caracterizados pelas variáveis a11, a13, a21, a23; 4.3.3 Modelo DC1A Para o regulador de tensão as opções eram duas, o IEEE type 1 ou o IEEE DC1A. A escolha acabou por ser o mais recente, apesar de tanto um como o outro desempenharem bem o seu trabalho. O Simulink disponibiliza um modelo já predefinido na sua biblioteca, facilitando, assim, a pesquisa de valores típicos para este. O seguinte modelo foi também aplicado com os mesmos valores como regulador de tensão nas centrais térmicas usadas na rede teste explorada nesta dissertação. Figura 4.5: Bloco DC1A implementado em Simulink O modelo é apresentado com três entradas e uma saída, que são as seguintes: •Entradas: Vre f - Valor de referência da tensão nos terminais do estator em p.u.; VtValor medido da tensão nos terminais do estator em p.u.; Vstab - Serve para melhorar a estabilidade, mas é usado ligado a terra. Expressa em p.u.; •Saída: Ef d - A tensão de campo a aplicar na entrada Vfda máquina síncrona em p.u.; 4.3 Central hídrica de velocidade variável 49 Figura 4.6: Parâmetros do Bloco DC1A 1 No separador dos controladores, acima referido, são apresentados os seguintes parâmetros: •Constante de tempo do filtro passa-baixo – a constante de tempo Trfaz parte de um sistema de primeira ordem e representa a tensão aos terminais do transdutor do estator; •Regulador de ganho da tensão e constante de tempo – o ganho Kae a constante de tempo Ta representam o regulador principal; •Limites de saída do regulador de tensão – as variáveisVRmin eVRmax são os limites impostos à tensão de saída, ambas expressas em p.u.; •Ganho do filtro de amortecimento e constante de tempo – o ganho Kfe a constante de tempo Tfrepresentam o feedback do regulador; •Ganho transitório e constantes de atraso de tempo – as constantes de tempo TbeTcrepresentam a compensação do atraso do tempo. 50 Construção dos modelos Figura 4.7: Parâmetros do Bloco DC1A 2 Aa figura 4.7 mostra o separador seguinte: •Ganho do excitador e constante de tempo – estas duas variáveis representadas por KeeTe, respetivamente, têm como função representar o excitador; •Valores da tensão de campo – a função de saturação do excitador é definida como um multiplicador de tensão da excitação de saída do alternador para representar o aumento das necessidades de excitação devido à saturação. A função de saturação é determinada especificando dois pontos de tensão, EFD1eEFD2em p.u., o que leva aos dois multiplicadores de saturação SE[EFD1]eSE[EFD2].Tipicamente, a tensão EFD1é um valor próximo da tensão de saída máxima esperada do excitador e o valor de EFD2é cerca de 75% do valor de EFD1. •Valores da função de saturação – os multiplicadores SE[EFD1]eSE[EFD2]são iguais a (A− B)/B, onde Acorresponde ao valor da corrente do campo de excitação na curva de saturação correspondente ao valor de tensão EFD1, e Bo valor de corrente do campo de excitação na linha do entreferro correspondente à tensão EFD2; Figura 4.8: Parâmetros do Bloco DC1A 3 A figura 4.8 apresenta o último separador que define o modelo. •Valores iniciais para tensão nos terminais e tensão de campo – escolha dos valores iniciais para a tensão aos terminais, Vt0e a tensão de campo, EFD0, ambas em p.u.; 4.4 Central térmica 51 •Sample Time – especifique um valor maior que zero para discretizar o bloco no momento da amostra dado. Defina a -1 para herdar o tipo de simulação e parâmetros de tempo de amostra do bloco PowerGUI. O modelo completo pode ser encontrado no final desta dissertação, representado na figura B.5 no Anexo B. 4.4 Central térmica 4.4.1 Modelo máquina síncrona O modelo da máquina síncrona foi elaborado com base numa rede teste presente em [38], mais especificamente o exemplo 12.6 na página 813. Neste são especificadas todas as variáveis como os seus valores, para que a implementação no Simulink fosse facilitada. Assim sendo, foi só encontrar o bloco respetivo da máquina síncrona e introduzir os valores. O bloco escolhido faz parte de uma biblioteca específica, com o nome SimPowerSystems. Nessa biblioteca é possivel escolher entre três blocos de máquina síncrona para especificar os parâmetros do modelo. Os três blocos referidos simulam exatamente o mesmo modelo da máquina síncrona, sendo que a única diferença é a maneira de introduzir os dados no bloco para que este fique preparado quando for ligado ao resto da rede. O bloco escolhido foi o Synchronous Machine pu Standard. Figura 4.9: Parâmetros do Bloco Máquina Síncrona 1 No primeiro separador configurador da máquina existem três opções configuráveis: •Preset Model – onde o programa fornece parâmetros elétricos e mecânicos predefinidos para várias situações de potência (kVA), tensão (V), frequência (Hz) e velocidade (rpm). •Mechanical Input – permite ao utilizador escolher a entrada mecânica da máquina, podendo optar por -> Potência mecânica aplicada ao veio, determinada a partir da constante de inércia H e pela diferença entre o torque mecânico e o torque eletromagnético interno. Esta é caracterizada pela sigla Pmexpressa em W ou p.u.; 52 Construção dos modelos -> Velocidade do rotor. Com esta escolha a velocidade é imposta e a parte mecânica (constante de inércia H) é ignorada .Esta é caracterizada pela sigla wexpressa em W ou p.u.; -> Rotational mechanical port, representa o veio da máquina por uma porta especial da biblioteca SimScape; •Rotor Type – Permite escolher o tipo de rotor: -> Polos Salientes -> Cilíndrico; Figura 4.10: Parâmetros do Bloco Máquina Síncrona 2 No segundo separador podemos encontrar os parâmetros fundamentais da máquina: •Potência Nominal, Tensão entre fases, Frequência – as unidade são VA, Vrms e Hz, respetivamente; •Reactâncias – no eixo d, a reatância síncrona do Xdreatância transitória Xd0, e reatância subtransitória Xd00 . No eixo q, a reatância síncrona de Xq, reatância transitória Xq0(só no caso de rotor cilíndrico) e reatância subtransitória Xq00 . Por fim, a reatância de fugas Xl (todos os valores apresentados em p.u.); •Constantes de Tempo – escolha para cada eixo a configuração circuito aberto ou fechado. No caso deste problema, definir as constantes correspondentes ao circuito aberto; •Resistência Estatórica – expressa em p.u.; 5.1 Rede teste 59 Figura 5.5: Variação da potência com o sigma desligando uma carga Figura 5.6: Variação da potência com o sigma desligando uma carga Tal como acontecia com a frequência (a qual está diretamente relacionada com a potência ativa), também a potência foi ligeiramente afetada pela variação do sigma. Note-se que a potência diminui com o aumento do sigma, no caso de se ligar uma carga ao sistema, e aumenta com o aumento do sigma no caso de se desligar uma carga, o que pode indiciar que a variação do sigma tende a aproximar o valor de potência em regime permanente com o valor inicial. 60 Simulações e resultados 5.1.2 Rede teste com duas máquinas síncronas e uma assíncrona (Variante 2) Nesta variante a rede não se altera, apenas o bloco azul correspondente à central hídrica sofre modificações. Modificações essas significantes, pois passa a ser uma central equipada com velocidade variável, contrariamente à variante anterior em que é aplicada a velocidade fixa através da máquina síncrona. Onde anteriormente foi usado um bloco disponível no Simulink de uma máquina síncrona, neste caso não foi usado nenhum bloco existente na biblioteca. Visto que o modelo já foi detalhado, na figura 4.3 do capítulo 4, não se vai repetir a explicação. Nesta variante da rede, além da potência ativa também vai ser estudada a velocidade da máquina assíncrona. 5.1.2.1 Potência da máquina assíncrona Para melhor compreender a potência ativa foi feita uma análise de sensibilidade usando o método tentativa erro, para assim se ter uma ideia da variação desta quando eram alterados valores, tanto da máquina, como da turbina hidráulica. Nestes tipos de análise é necessário ter atenção e apenas ter uma variável no sistema para se conseguir perceber como esta evolui, pois, caso haja mais do que uma variável, a evolução pode ser confundida e os resultados não vão ser os esperados. Por isso, foram feitos três estudos separados para se perceber o comportamento da potência ativa, o primeiro com o sigma (permanent droop) presente no modelo da turbina hidráulica; o segundo com o transcient droop, também este presente no modelo da turbina; e o terceiro com a regulação de frequência (estatismo) da máquina assíncrona. O primeiro caso foi simulado e os resultados podem ser observados no gráfico da figura 5.7. Figura 5.7: Variação da potência ativa com o sigma ligando uma carga Este estudo fez com que oscilações indesejadas fossem eliminadas, pois estas não faziam parte de uma resposta da máquina aceitável para um caso real. A redução destas faz com que a potência ativa estabilize cada vez mais cedo. No caso de se continuar a alterar esta variável, a potência 5.1 Rede teste 61 podia reduzir ainda mais as oscilações, chegando a um ponto em que a alteração já não surtia nenhum efeito. O segundo estudo é apresentado no gráfico da figura 5.8. Figura 5.8: Variação da potência ativa com o transient droop ligando uma carga A principal função do transcient droop é limitar o overshoot do servomotor de controlo da turbina durante um efeito transitório e, neste caso em concreto, a ligação de uma carga à rede teste. O efeito da variação desta variável foi um decréscimo no valor do pico da potência ativa e a redução do tempo de estabilização desta. O terceiro estudo corresponde à análise de sensibilidade do estatismo e é representado pelo gráfico da figura 5.9. Figura 5.9: Variação da potência ativa com o estatismo ligando uma carga 62 Simulações e resultados Com este último estudo conclui-se que quanto menor o valor do estatismo, maior é o valor para o qual tende a potência no regime permanente. Esta conclusão pode ser útil posteriormente, para igualar a potência das duas máquinas (máquina síncrona e assíncrona). 5.1.2.2 Velocidade da máquina assíncrona A velocidade da máquina assíncrona é importante, pois é o fator que mais se destaca no caso da mudança de uma máquina síncrona para a máquina usada nesta variante. Uma das vantagens numa central com bombagem com esta tecnologia é a velocidade poder ser ajustada, tanto em modo bomba, como em modo turbina. Além disso, a máquina pode trabalhar a uma velocidade ótima para uma dada operação, dependendo da potência e da queda. Durante o modo bomba a velocidade do rotor é controlada pelo conversor de potência. Já em modo turbina a velocidade é controlada pelo regulador da turbina, ajustando a posição da comporta. Estes conceitos já foram explorados na secção 3.5.1. Os gráficos das figuras 5.10 e5.11 mostram o comportamento da velocidade da máquina assíncrona equipada na central hidroelétrica aquando da variação do sigma e também quando se liga e desliga uma carga na rede teste. Figura 5.10: Variação da velocidade com o sigma ligando uma carga 5.1 Rede teste 63 Figura 5.11: Variação da velocidade com o sigma desligando uma carga A partir dos gráficos pode concluir-se que a variação do sigma provoca uma redução no amortecimento dos gráficos, suavizando-os. Pelos gráficos percebe-se que a velocidade ainda pode ser melhorada, mas que apenas com a alteração do sigma (permanet droop] o comportamento não varia muito mais do que o apresentado. Para tal, foi aplicada variação às mesmas variáveis que foram modificadas na potência ativa (transient droop e o estatismo da máquina), obtendo-se o gráfico da figura 5.12. Figura 5.12: Velocidade da máquina assíncrona ligando uma carga Pode confirmar-se a evolução sofrida pela velocidade com as alterações referidas (alteração dos valores, tanto do transient droop, como do estatismo da máquina) no gráfico da figura 5.12 quando comparada com o gráfico da figura 5.10. 64 Simulações e resultados A velocidade numa máquina assíncrona, ao contrário do que acontece numa máquina síncrona, não está relacionada com a frequência e, no gráfico da figura 5.12, podemos perceber que atinge valores que não eram credíveis se fossem de frequência, devido a serem demasiado elevados. 5.2 Comparação Nesta parte são apresentadas as variáveis do sistema que importa analisar (tanto antes, como após a alteração dos valores típicos), bem como a comparação entre as duas variantes da rede, com o intuito de contrastar a velocidade fixa com a velocidade variável. As variáveis escolhidas para serem exploradas foram a potência ativa da máquina síncrona versus a potência ativa da máquina assíncrona e a frequência da rede, tanto no caso da central hídrica com velocidade fixa, como com velocidade variável. A escolha recaiu nestas variáveis, pois são as que permitem a obtenção de resultados comparativos que podem conduzir a conclusões relativas às duas tecnologias utilizadas. 5.2.1 Potência da máquina síncrona e assíncrona Como já referido, para os casos poderem ser comparados, as mesmas condições iniciais tiveram de ser ajustadas e igualadas em todos os casos. Contudo, este não foi o único aspeto a ter em conta, uma vez que a potência também é uma variável a considerar para uma comparação válida entre os diferentes modelos. Para tal, na variante1, onde se usam três máquinas síncronas, os valores iniciais permaneceram inalterados, tendo-se apenas modificado a variante 2, na qual é aplicada a máquina assíncrona na central hídrica. As modificações foram feitas fazendo variar o permanent droop, o transient droop e o estatismo da máquina, sendo que a análise de sensibilidade a estes parâmetros já foi feita na secção 5.1.2.1, o que facilitou o trabalho, visto já se conhecer o comportamento destes. O gráfico da figura 5.13 mostra a evolução sofrida pela potência ativa "antes"de se alterarem os valores típicos dos modelos e "depois"das variáveis acima mencionadas serem alteradas, para que o comportamento da potência fosse o esperado. 5.2 Comparação 65 Figura 5.13: Comparação da potência ativa da máquina assíncrona antes e depois das alterações Seguidamente, depois de se ajustar a potência para os valores desejados, foi feita uma comparação das duas potências, tanto no caso em que se usa velocidade fixa, como no caso em que se utiliza velocidade variável, estando esta apresentada no gráfico da figura 5.14. Figura 5.14: Comparação da potência ativa entre a máquina síncrona e assíncrona Com o gráfico da figura 5.14 é possível confirmar que a rede onde é aplicada a tecnologia de velocidade variável disponibiliza muito mais potência e mais cedo do que a rede com velocidade fixa. Além disso, apresenta uma função muito mais estável e que tende para o valor final muito mais cedo, visto que a máquina síncrona necessitava de um maior intervalo de tempo de simulação até estabilizar. 66 Simulações e resultados 5.2.2 Frequência da rede A comparação entre as frequências da rede nas duas variantes da rede teste era um ponto incontornável para a conclusão desta dissertação. Com o ajuste da potência da máquina assíncrona, a frequência da rede sofreu alterações. No gráfico da figura 5.15 podem observar-se as variações sofridas pela frequência da rede "antes"de se alterarem os valores típicos e "depois"da alteração das variáveis (permanent droop,transient droop e estatismo da máquina), a qual é efetuada para que a potência da central hídrica nas duas variantes seja igual. As alterações são várias, como a redução das oscilações, a diminuição do tempo necessário para que a função estabilize e o aumento desse valor estabilizado. Figura 5.15: Comparação da frequência da rede antes e depois das alterações As modificações sofridas depois do ajuste têm de ser comparadas, como não podia deixar de ser, com a frequência da rede teste, na qual a central hídrica está equipada com a máquina síncrona, visto a comparação da frequência da rede onde se usa velocidade fixa e velocidade variável ser um dos pontos chave desta dissertação. Nos casos em que se utiliza DFIG’s, a rede tem menos inércia, uma vez que a velocidade rotacional da máquina está desacoplada da frequência da rede. Ainda assim, espera-se maior estabilidade da frequência devido ao melhor comportamento da potência neste tipo de máquinas. No gráfico da figura 5.16 as duas frequências são sobrepostas para uma melhor análise. Como se pode verificar, a frequência da rede correspondente à variante 2 tem um comportamento muito semelhante ao da frequência da rede da variante 1, mesmo assim destacam-se algumas diferenças. Para as mesmas condições iniciais e para centrais com a mesma potência, a frequência da rede a azul tem um comportamento superior, pois estabiliza mais perto da frequência de referência da rede (50 Hz, neste caso 1 p.u.) e mais rapidamente. Pode ainda concluir-se que, aquando da perturbação do sistema, a frequência da variante 2 não varia tanto como a frequência da rede da variante 1. 5.3 Sumário e conclusões 67 Figura 5.16: Comparação da frequência da rede entre a variante 1 e variante 2 5.3 Sumário e conclusões Neste capítulo foram realizadas, de modo exaustivo, várias análises de sensibilidade a alguns parâmetros referentes aos modelos representativos das duas variantes da rede teste criada. A comparação do comportamento de algumas variáveis foi posta à prova com gráficos explicativos, investigando a diferença da velocidade fixa e velocidade variável em centrais hidroelétricas. Deste capítulo conclui-se que, apesar de as diferenças não serem muito significativas, a tecnologia de velocidade variável está um passo à frente da de velocidade fixa, em termos de comportamento, sendo que a frequência da rede nos dois casos comprova isso mesmo. 68 Simulações e resultados A.4 Modelo não-linear da turbina com tanque de equilíbrio assumindo coluna inelástica de água na conduta forçada e no túnel 75 A.4 Modelo não-linear da turbina com tanque de equilíbrio assumindo coluna inelástica de água na conduta forçada e no túnel Figura A.4: Modelo não-linear da turbina com tanque de equilíbrio assumindo coluna inelástica de água na conduta forçada e no túnel A.5 Modelo não-linear da turbina com tanque de equilíbrio assumindo coluna elástica de água na conduta forçada e inelástica coluna de água no túnel Figura A.5: Modelo não-linear da turbina com tanque de equilíbrio assumindo coluna elástica de água na conduta forçada e inelástica coluna de água no túnel 76 Modelos Matemáticos das Turbinas Hidráulicas Anexo B Outros Modelos Utilizados No capítulo 4foram apresentados os valores utilizados referentes aos principias modelos que constituem a rede teste explorada nesta dissertação, nomeadamente, os dados das centrais térmicas e da central hídrica. Contudo, foram utilizados outros modelos, designadamente o caso dos transformadores, linhas trifásicas de transmissão, da carga e dos disjuntores. Estes modelos apesar de não terem sido referidos antes, tiveram um papel importante para a elaboração e bom funcionamento de toda a rede explorada ao longo desta dissertação. B.1 Tranformadores Figura B.1: Parâmetros utilizados para a modelização do transformador 77 78 Outros Modelos Utilizados Este bloco está disponível na biblioteca SimPowerSystem e foi o escolhido para representar os transformadores usados. O bloco é denominado de Three-Phase Transformer (Two Windings) e o seus parâmetros são os seguintes: •Potência Nominal e frequência – Expressos em VA eHz, respectivamente; •Parâmetro do enrolamento primário – Tensão entre fases emVrms, resistência e impedância de fuga, ambas em p.u.; •Parâmetro do enrolamento secundario – Tensão entre fases em Vrms, resistência e indutância de fuga, ambas em p.u.; •Resistência de Magnetização – Expressa em p.u.; •Indutância de Magnetização – Expressa em p.u.; •Característica de Saturação – Não foram alterados; •Fluxos iniciais – Não foram alterados. B.2 Linhas de Transmissão Figura B.2: Parâmetros utilizados para a modelização das linhas Este bloco foi criado para representar o modelo em pi das linhas de transmissão. Os seus parâmetros são os seguintes: •Resistência – Expressa em p.u.; B.3 Carga 79 •Indutância – Expressa em p.u.; •Capacidade – Expressa em p.u.; •Comprimento da Linha – Expressa em Km; •Tensão de Base – Expressa em V; •Frequência – Expressa em Hz. B.3 Carga Figura B.3: Parâmetros utilizados para a modelização da carga Este bloco está disponível na biblioteca SimPowerSystem e foi o escolhido para representar as cargas usadas. O bloco é denominado de Three-Phase Parallel RLC Load e o seus parâmetros são os seguintes: •Tensão Nominal Fase-Fase – Expressa em V rms; •Frequência Nominal – Expressa em Hz; •Potência Nominal – Expressa em W; •Potência Indutiva – Expressa em var; •Potência Capacitiva – Expressa em var; •Possibilidade de medir grandeza – Não foi alterado. 80 Outros Modelos Utilizados B.4 Disjuntor Figura B.4: Parâmetros utilizados para a modelização do dijuntor Este bloco está disponível na biblioteca SimPowerSystem e foi o escolhido para representar os disjuntores usados. O bloco é denominado de Three-Phase Breaker e o seus parâmetros são os seguintes: •Estado Inicial – Definir uma das duas opções: aberto ou fechado; •Fase a Atuar – Escolha quais as fases a serem influenciadas pelo disjuntor; •Tempos de Transição – Definir os tempos a que o disjuntor abre/fecha; •Resistência do Disjuntor – Expressa em Ohms; •Resistência Snubbers – Expressa em Ohms; •Capacidade Snubbers – Expressa em Farad •Possibilidade de medir grandeza – Não foi alterado. B.5 Regulador de Tensão - DC1A B.5 Regulador de Tensão - DC1A 81 Figura B.5: Modelização DC1A 82 Outros Modelos Utilizados B.6 Turbina Hidráulica - IEEE G3 Figura B.6: Modelização IEEE G3 B.7 Three-phase dynamic load Figura B.7: Modelização do bloco 3-phase dynamic load Este bloco está disponível na biblioteca SimPowerSystem e foi o escolhido para representar a carga trifásica programável usado na construção do modelo da máquina assíncrona. Este bloco permite modelizar uma carga trifásica com variação temporal das potências reativas e ativas e ainda é possível o controlo externo destas devido ao recurso a variáveis independentes do Matlab. Os seus parâmetros são os seguintes: •Tensão nominal e frequência – Definir valores de tensão apropriada na zona da rede a usar e frequência; •Potência ativa e reativa iniciais– Escolha de valores relativos à máquina usada; B.8 Speed Optimizer 83 •Modulo e fase da tensão – Valores retirados da inicialização das máquinas da rede; •Controlo externo da potência – Selecionado neste caso especifico pois era a potência da máquina que ia ser usada; B.8 Speed Optimizer Figura B.8: Modelização do bloco Speed Optimizer Figura B.9: Gráfico correspondente ao Speed Optimizer A equação implementada na figura B.8 foi retirada de uma das retas do gráfico relativo aos pontos de funcionamentos ótimos da máquina. 84 Outros Modelos Utilizados