Reposição de serviços em sistemas com produção eólica onshore e offshore com ligação DC

FACULDADE DE ENGENHARIA DA UNIVERSIDADE DO PORTO Reposição de serviço em sistemas com produção eólica onshore eoffshore com ligação DC Hélder Magalhães da Costa Mestrado Integrado em Engenharia Eletrotécnica e de Computadores Orientador: Professor Dr. João Abel Peças Lopes Co-orientador: Professor Luís Miguel Lopo Santos Seca 26 de Julho de 2013 c Hélder Costa, 2013 Resumo Com a integração de produção dispersa na rede os sistemas elétricos de energia têm vindo a ficar saturados, levando a que as unidades de geração convencionais sejam aos poucos descomissionadas, relegando a manutenção dos serviços de sistema para as unidades de geração com carácter descentralizado. Isto traz alguns inconvenientes relacionados com a baixa capacidade de regulação das variáveis fundamentais do sistema elétrico que alguns sistemas de produção apresentam, devido à imprevisibilidade característica do seus recursos primários. Este inconveniente tem maior relevância num processo de reposição de serviço, uma vez que é uma tarefa realizada em condições extremas, sendo preciso grande capacidade de regulação das variáveis do sistema. A reposição de serviço é um tema bastante debatido tendo sido ao longo dos tempos alvo de grande investigação científica, visto tratar-se de um problema complexo e delicado que requer um cuidadoso planeamento de todo o processo. Esta tarefa necessita que as unidades de geração integrantes do sistema sejam capazes de regulação das variáveis fundamentais do sistema, a tensão e a frequência, para que o processo decorra o mais rápido possível, assegurando a segurança da rede e restabelecendo o serviço aos consumidores com os níveis qualidade energética definidos. Na atualidade, este tipo de procedimento é realizado recorrendo às unidades de geração convencional, que apresentam melhores características para controlo dos perfis do sistema. No entanto, com os significativos avanços tecnológicos na área da geração eólica, estes sistemas conseguem, atualmente, assumir parte dos serviços de sistema, tendo capacidade de regulação da potência gerada e assim regular a frequência e tensão do sistema. Com o grande crescimento da integração dos sistemas de geração eólicos na rede elétrica, quer onshore quer offshore, o estudo da capacidade que estes tipos de geração têm em ativamente participar no processo de reposição de serviço, fazendo uso das potenciais propriedades para regulação das variáveis do sistema, é uma mais valia dado o estado do sistema elétrico a nível de utilização deste tipo de geração e desuso da unidades de geração convencionais. Assim, importa analisar o impacto que este tipo de sistemas de geração apresentam na integração do processo de reposição do serviço, quando é utilizado aerogeradores equipados com geradores do tipo PMSG de velocidade variável com conversor integral e no caso da geração offshore utilizado sistema de transmissão em HVDC-VSC. O desenvolvimento, análise e comparação das estratégias de reposição do serviço com e sem integração destes sistemas eólicos no procedimento, é o ponto fulcral deste trabalho. i ii Abstract With the constant integration of distributed generation in the network, the power systems have reached a point of saturation, leading the conventional generation units to be gradually decommissioned and relaying the responsibility of maintenance of the system services to generation units with decentralized nature. This process brought some drawbacks related to the low regulatory capacity of the critical variables of the electrical system that some generation systems have, due to the unpredictability characteristic of their primary resources. This disadvantage has greater importance in the process of the power system restoration, being a task performed in extreme conditions that requires a significant control of the system voltage and frequency during the restoration process. The power system restoration is a complex and delicate task that has been, throughout the ages, subject of much scientific research. This procedure requires that the available generating units in the system, that integrate the restoration process, the capacity of regulating the fundamental variables of the system so that whole process occurs as quickly as possible, ensuring network security and restoring the service to the consumers with the predefined energy quality standards. Presently, this kind of procedure is performed using conventional generation units, which have better characteristics for control of the system variables. However, with the significant technological advances in the field of wind energy technology, these systems can currently take part in the system services, having the capacity for efficiently controlling the generated power and thus regulating the frequency and voltage of the power system. With the huge growth of the integration of wind generation on the grid, either onshore or offshore, the study of the potential ability for these types of generation systems to actively participate in the process of power system restoration. Enabling the capabilities of these generation units regarding the capacity for controlling the system variables, that is a big advantage given the state of the power system, considering the integration level of this type of generation and disuse of conventional generation units. It is therefore important to analyse the impact that this type of generation systems presents in integrating the system restoration process, when its used wind turbines equipped with the PMSG variable speed full-scale converter topology and, in the case of offshore generation systems, using transmission systems in HVDC-VSC. The development, analysis and comparison of the power system restoration strategies, with and without integration of wind generation in the procedure, were the main point of focus of this work. iii iv Agradecimentos Quero realçar todo o apoio e motivação prestado por parte do meu orientador, Professor Doutor João Abel Peças Lopes, por ter sempre a disponibilidade e dedicação em prestar a ajuda necessária, fornecendo-me um conjunto de conhecimentos que proporcionou a realização deste trabalho. Ao meu co-orientador, Professor Luís Miguel Lopo dos Santos Seca, por toda ajuda fornecida, disponibilidade, e direcionamento ao longo do estudo. A vocês, o meu muito obrigado! Agradeço à equipa da Unidade de Sistemas de Energia do INESC Porto, enaltecendo o Professor Doutor Carlos Moreira e o Mestre Bernardo Silva, pela disponibilidade e ajuda prestada. A todos os meus caros colegas de curso, foi uma jornada que jamais esquecerei, tendo guardado momentos que levo sempre comigo. Aos meus amigos de longa data que estão sempre comigo para tudo o que precisar, dando-me motivação e a confiança necessária para ultrapassar todos os desafios. Quero agradecer especialmente às pessoas que partilharam a responsabilidade de realizar também uma dissertação que, diretamente ou indiretamente, ajudaram na conclusão deste trabalho. Obrigado Diana, Justino, Magalhães, Quim e Rodrigo pela motivação e ajuda! Um agradecimento especial para a minha família, à minha mãe, pai e irmão, por sempre estarem comigo e fornecerem os meios e condições para que possa ter tido a possibilidade de terminar este curso. Obrigado! Hélder Costa v vi Lista de Tabelas 3.1 Definição dos pontos da recta multi-segmento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 57 3.2 Características das máquinas síncronas convencionais . . . . . . . . . . . . . . . 62 3.3 Características das linhas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 62 3.4 Parâmetros dos transformadores . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 63 4.1 Máquinas síncronas: Características e modelos de regulação . . . . . . . . . . . 70 4.2 Sequência de operações para a RS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 71 4.3 Perdas e trânsito de potência ativa nas linhas de transmissão para t=2680s . . . . 73 4.4 Perdas e trânsito de potência ativa na linha de transmissão 3-9 para t=1245s . . . 73 4.5 Incrementos de potência nas cargas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 74 4.6 Incrementos de potência dos sistemas eólicos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 82 4.7 Sequência de operações para a RS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 82 4.8 Incrementos de potência nas cargas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 90 4.9 Sequência de operações para a RS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 91 4.10 Incrementos de potência em E12 .......................... 92 4.11 incrementos de potência nas cargas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 97 A.1 Parametros do modelo UEL2 e DC1A . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 109 A.2 Parâmetros dos modelos PLOAD e QLOAD . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 109 A.3 Parâmetros do modelo Gover . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 109 A.4 Parâmetros do modelo GoverHyd . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 109 xiii xiv LISTA DE TABELAS Abreviaturas e Símbolos AC Alternate Current DC Direct Current DFIG Doubly Fed Induction Generator EESG Electrically Excited Synchronous machine HVAC High Voltage Alternate Current HVDC-LCC High Voltage Direct Current with Line Commutated Converter HVDC-VSC High Voltage Direct Current with Voltage Source Converter IGBT Insulated Gate Bipolar Transistor PD Produção Dispersa PMSG Permanent Magnet Synchronous Generator RS Reposição de Serviço SEE Sistema Elétrico de energia SGIG Squirrel Cage Induction generator WRIG Wound Rotor Induction Generator xv Capítulo 1 Introdução 1.1 Motivação O tema de reposição do sistema elétrico de energia tem sido ao longo do tempo um assunto de grande investigação científica, sendo uma tarefa de grande complexidade que requer alargada atenção por parte dos operadores de rede dos sistemas elétricos. Os eventos que podem levar a um colapso do sistema são raros, no entanto, como a história mostra, eventualmente acontecem, resultando dos mais variados incidentes passiveis de ocorrerem. Assim, existe sempre uma probabilidade associada ao sistema, ainda que de valor baixo, de este fenómeno se suceder, pelo que um procedimento adequado de reposição do serviço é de extrema importância, de modo a retornar o sistema elétrico às suas condições normais de funcionamento, no mínimo tempo possível, respeitando as condições de segurança e com a qualidade de energia necessária. Até agora a reposição de serviço era realizada recorrendo às unidades de geração de energia convencionais, com capacidade de arranque autónomo e com capacidade para rapidamente controlar a tensão e frequência do sistema. As unidades de geração que dependem de recursos energéticos variáveis, sendo particularidade da geração renovável, não têm sido integradas no processo de reposição por não terem a capacidade necessária de regulação de frequência e tensão do sistema durante o processo. Com o constante crescimento de integração de sistemas de produção dispersa na rede, algumas das centrais convencionais da rede são descomissionadas, relegando serviços de sistema para as unidades de produção dispersa que, com a grande evolução tecnológica sentida nesta área, permitiu o desenvolvimento de sistemas de produção com melhor eficiência e com maior capacidade de controlo da potência gerada. A geração eólica tem ganho uma posição relevante no mercado energético, com um crescimento significativo nos últimos anos, sendo cada vez mais um alvo de potenciais investimentos internacionalmente. Estes sistemas tornaram-se um símbolo de prosperidade e energia limpa, que associaram o bom desempenho na produção energética à necessidade de satisfazer as medidas implementadas internacionalmente, respeitando as metas propostas na integração de energia renovável no sistema elétrico e assim prevenir a deterioração do ambiente e uso dos, cada vez mais escassos, recursos não renováveis. 1 2Introdução Neste estudo, o alvo de análise foi a geração eólica e a sua potencial capacidade para integrar o processo de reposição do serviço num sistema elétrico de energia. Os avanços tecnológicos feitos nesta área permitiram o desenvolvimento de sistemas com particularidades interessantes e possíveis aplicações que não estão atualmente a ser exploradas, como se aborda em concreto neste caso de estudo. O uso de aerogeradores equipados com geradores síncronos de ímanes permanentes e conversor integral, permite um controlo mais eficaz dos valores da potência gerada, assim como a utilização dos sistemas de transmissão em HVDC-VSC com particularidades relevantes, que permitem a utilização destes sistemas eólicos no processo de reposição. Com a possível capacidade da geração eólica em providenciar parte dos serviços de sistema necessários para manter os padrões de qualidade energética predefinidos, é relevante fazer uma análise dos benefícios que este tipo de geração pode apresentar na integração e participação ativa da reposição de serviço, comparando os resultados obtidos no processo, utilizando a metodologia de reposição convencional com o processo, utilizando a metodologia revista que faz uso do sistemas eólicos. 1.2 Objetivos O grande objectivo deste trabalho de dissertação consistiu no estudo da capacidade que a geração eólica tem em participar ativamente na reposição de serviço da rede eléctrica. Pretendeuse fazer uma análise dos possíveis benefícios que este tipo de geração pode trazer no restauro do sistema e a diferença na metodologia a ele associado quando é utilizado este recurso no processo comparativamente à atual realidade, em que apenas a geração convencional é utilizada. Numa rede com significativa integração de geração eólica, a metodologia de restabelecimento de serviço do sistema implementada nessa rede não utiliza normalmente este tipo de geração, sendo que apenas a geração convencional é utilizada no processo. Este estudo visa a integração da geração eólica nessa metodologia de reposição, analisando os possíveis benefícios em comparação com o caso convencional. A tarefa de reposição em serviço, em qualquer rede eléctrica, é um processo complexo e complicado, pelo que um bom conhecimento de todos os fenómenos inerentes ao processo assim como o conhecimento do comportamento eléctrico da rede e todas as suas limitações, técnicas ou regulamentares, têm de ser cuidadosamente estudadas e rigorosamente cumpridas. Destaca-se, assim, a necessidade de realização de um estudo dos aspetos fundamentais intrínsecos ao processo de reposição de serviço. Pretendeu-se desenvolver uma metodologia de reposição do serviço numa rede criada com intuito de representar um sistema eléctrico realista com capacidade de integração de produção eólica, quer onshore quer offshore, e desenvolver e analisar estratégias de reposição do serviço utilizando os recursos disponíveis na rede. A metodologia de reposição de serviço do sistema é constituída por uma sequência de operações na rede ao longo de uma janela temporal. Foi, portanto, necessário recorrer a uma ferramenta de simulação que permitisse uma análise do comportamento da rede ao longo do tempo, analisando o comportamento das variáveis do sistema eléctrico com o 1.3 Estrutura da Dissertação 3 decorrer do processo de reposição, de modo a otimizar a metodologia de reposição e cumprir os limites operacionais e regulamentares da rede em análise. Uma correta e realista modelização do sistema eléctrico é de grande importância neste estudo, deste modo consegue-se ter um comportamento o mais realista possível do sistema face os eventos que envolvem o processo de reposição. Assim, a implementação de modelos de controlo para as unidades de geração convencionais utilizadas, máquinas síncronas hídricas e térmicas, assim como modelos de controlo para os sistemas de geração eólica, foram neste estudo modelizados e analisados. A análise comparativa dos vários aspectos influentes das metodologias de reposição implementadas, que permitam avaliar a qualidade e prestação dos vários processos analisados, constituem a mais-valia deste trabalho, daí ser possível tirar conclusões relativamente à integração da geração eólica no processo reposição de um sistema eléctrico. Os casos de estudo analisados neste projeto de dissertação são três, sendo que os objetivos gerais para reposição do serviço serão os mesmos, variando apenas a metodologia de reposição e tipo de geração disponível. Pretendeu-se criar um processo de reposição de serviço para os três casos de estudo, sendo que o caso base corresponde à metodologia quando não é utilizada qualquer tipo de geração eólica no processo. Os outros dois casos correspondem às metodologias de reposição quando existe geração eólica onshore distribuída ou geração eólica offshore de grande potência. 1.3 Estrutura da Dissertação Este documento, expositivo do trabalho realizado no âmbito da dissertação, está organizado em cinco capítulos, sendo em cada abordado os seguintes assuntos: •Capítulo 2 - É introduzido o tema abordado neste estudo, de modo a compreender os vários aspectos importantes para esta dissertação e é brevemente realizada uma retrospectiva das várias tecnologias e equipamentos e a evolução destas ao longo do tempo. •Capítulo 3 - Apresenta-se o software de simulação utilizado (Eurostag) assim como uma explicação da modelização dos vários componentes utilizados e os casos de estudo analisados. •Capítulo 4 - Nesta seção é apresentado os resultados obtidos fruto das várias simulações realizadas em todos os casos de estudo definidos. •Capítulo 5 - Trata-se do capítulo das conclusões e perspectivas futuras, sendo exposto as várias conclusões resultantes do trabalho desenvolvido e potenciais melhoramentos de modo a dar continuidade ao estudo. 4Introdução Capítulo 2 Estado da arte 2.1 Sistema elétrico de energia 2.1.1 Introdução O uso comercial de energia eléctrica começou em meados de 1870, quando foram instalados na via publica sistemas de iluminação recorrendo a lâmpadas de arco, que também foram, nessa época, utilizados em faróis. O primeiro sistema eléctrico de energia foi implementado por Thomas Edison em 1882, o chamado Pearl Street Station construído em Nova Iorque, contava com um gerador, cabo, fusível e carga. Era um sistema bastante simples que alimentava consumidores num raio de 1.5km, sendo a carga constituída maioritariamente por lâmpadas incandescentes. Este foi o primeiro sistema eléctrico a operar com sucesso, mais tarde foram implementados, noutras grandes cidades, sistemas semelhantes, sendo nesta época assim dado os primeiros passos numa indústria que veio a tornar-se das maiores e mais importantes no mundo.[1, 2] Os sistemas eléctricos de energia encontram-se actualmente bem definidos e organizados numa estrutura hierarquizada e, apesar de poderem variar em tamanho e componentes estruturais, todos têm as mesmas características básicas.[1, 3] O conceito estrutural de sistema eléctrico de energia (SEE) é definido numa estrutura ordenada de produção para consumo. Pode-se afirmar que o caminho que a energia eléctrica percorre até chegar ao consumidor final começa nos geradores de grande capacidade, sendo depois vinculada à rede de transporte de alta tensão, que tem a finalidade de transmitir a energia produzida ao longo de grandes distancias até às subestações de transformação de energia, sendo encaminha para a rede de distribuição e finalmente entregue aos consumidores. [3] As características comuns à maior parte dos SEE são: [1] •São constituídos por sistemas trifásicos de corrente alternada essencialmente em tensão constante. Os consumidores residenciais são alimentados em monofásicos sendo feita uma distribuição igual dos consumidores pelas três fases do sistema. •São utilizadas essencialmente máquinas de síncronas de produção de energia eléctrica, como geração convencional. 5 6Estado da arte •Existem vários níveis de transmissão de energia, como diferentes tensões nominais, alimentando consumidores ao longo de grandes distâncias e áreas. Tipicamente os SEE consistem em múltiplas instalações de geração de energia eléctrica e vários níveis de redes de transmissão, criando um elevado grau de redundância que permite uma maior fiabilidade de modo a prevenir contingências e não haver perda de serviço para os consumidores. [1] Com o passar do tempo houve uma necessidade de aumentar progressivamente a potencia instalada nos SEE, energizando maiores áreas e alimentando maior número de consumidores. Existe uma tendência natural para expansão, devido ao aumento populacional e evolução no geral, dando largos passos em direção a uma geração tecnológica que necessita cada vez mais de maiores quantidade de energia. A energia elétrica torna-se assim não só um bem essencial como um aspecto imprescindível para a economia de qualquer país. Desde que foi implementado os primeiros SEE, com o conceito bem delineado e hierarquizado que foi descrito, houve significativos avanços que modificaram a sua topologia. Nomeadamente, o grande crescimento do número de instalações de unidades de geração, ligadas à rede de distribuição, com o intuito de aproveitar recursos energéticos disponíveis nos vários locais da rede. Estas implementações foram feitas, não só para satisfazer as necessidades de maior potência instalada mas também para diversificar as fontes de energias utilizadas, e cumprir metas no que diz respeito à aposta em energias de carácter renovável. Assim nasceu o conceito de produção dispersa (PD). Não existe uma clara definição de PD, uma vez que existem várias arquiteturas e possíveis definições, no entanto é descrito comumente como sendo um pequeno sistema de produção ou armazenamento de energia elétrica com potências entre os kW e os MW, localizado perto das cargas e não pertencente à geração central do SEE. Estas unidades de geração são tipicamente de fonte renovável e podem ser ligadas à rede ou operar autonomamente, desconectadas do sistema. [4] A integração da PD leva a uma maior dificuldade na análise da rede e no cumprimento dos aspectos de segurança, sendo que por preocupações económicas, procura-se fazer uma exploração cada vez mais eficiente da rede, o que leva a uma operação do sistema cada vez mais perto dos seus limites técnicos. [3] A crescente utilização de sistemas de PD leva a alterações e consequências no SEE sendo aqui realçados alguns dos efeitos mais significativos provocados por este tipo de geração: [3] •Alteração da qualidade de serviço. •Modificação dos níveis de tensão na rede. •Maior complexidade de coordenação das protecções da rede. •Possibilidade de aparecimento de ilhas eléctricas. •Alteração do trânsito de potências nos ramos da rede. 2.2 Reposição do serviço 13 para que durante o processo de RP, não seja involuntariamente atuadas as proteções durante os fenómenos característicos de um processo desta magnitude. Assim uma configuração adequada dos sistemas de proteção é necessário para um processo de RP seja efetuado com sucesso. Alguns das características e critérios para um esquema de proteções eficiente são: [3] •Dependência – Confiança na atuação correta da proteção. •Segurança – Atuação das proteções mesmo em casos extremos. •Velocidade – Eliminação do defeito nos tempos mínimos predefinidos. •Seletividade – Garantia que a eliminação do defeito é feita com o mínimo impacto possível apenas com a atuação das proteções necessárias. Como dito anteriormente pode-se efetuar uma seletiva desativação de alguns sistemas de proteção para permitir, durante o processo de RP, que alguns limites predefinidos sejam alargados, para facilitar e minimizar o tempo total do processo. 2.2.3 Problemas comuns A RS é uma tarefa importante realizada em condições extremas, daí que surjam inevitavelmente alguns desafios no processo, sendo alguns de carácter simples e outros necessitando de cuidadosas análises do estado do sistema e possíveis soluções. Os autores M.M. Adibi e R.J. Kafka, internacionalmente reconhecidos devido ao vasto número de publicações sobre o tema de RS nos sistemas elétricos de energia [7], publicaram entre vários estudos realizados uma publicação [8] sobre os principais problemas encontrados na fase de planeamento e execução deste processo. Aqui irá ser feita uma breve descrição dos problemas mais comuns encontrados, ao longo dos anos, em situações de RS entre 68 casos analisados. Os problemas mais comuns podem ser divididos em vários grupos, sendo aqui enumerados e brevemente descritos. Em [8] é feito uma análise e descrição extensa destes grupos e problemas associados. •Balanço da energia reativa. Como já foi referido anteriormente, o balanço de energia reativa é importantíssimo para podermos evoluir com o processo de reposição em cada etapa, sendo que está diretamente ligado às sobretensões que possam existir no sistema. Em casos extremos pode levar a um aumento exponencial da tensão e autoexcitação dos geradores. •Tensões transitórias. No processo de restauração pretende-se energizar o mais rápido possível o sistema de transmissão, no entanto isto pode levar a sobretensões transitórias. O compromisso entre tamanho das 14 Estado da arte linhas energizadas e respeito dos limites de tensão leva a um aumento do tempo global de reposição. •Problemas de interconexão. O problema encontra-se em descobrir as etapas do processo em que existem benefícios e se pode ligar as várias seções da rede energizada. Este problema tende a existir quando se opta por uma metodologia de restauro em que existem ilhas elétricas e várias seções da rede energizadas mas não conectadas. •Balanço da energia ativa gerada e consumida. Este problema também já foi referido anteriormente e prende-se essencialmente no respeito dos limites da frequência do sistema, sendo que um aumento da carga leva a um declínio brusco da frequência. •Resposta em frequência das máquinas síncronas. A estratégia comum é, nos instantes inicias, tentar ligar as unidades de geração hidráulicas e térmicas, pois apresentam características boas para o controlo da frequência, tendo uma rápida resposta à variação de frequência do sistema. Quando não existem unidades de geração com capacidade de um rápido controlo da frequência, o processo de RS fica bastante limitado. •Restabelecimento de cargas. É importante saber a quantidade de energia ativa e reativa que é possível alimentar as cargas do sistema e em que proporção pode ser feita, tendo em atenção que nem todas as cargas são iguais, e que em cada etapa do processo, as necessidades e equilíbrio entre potência ativa e reativa são diferentes. •Coordenação de potência ativa gerada e consumida. Os tempos de arranque dos vários tipos de unidades de geração são diferentes, consoante o caso e tipo de unidades à disposição é necessário fazer um plano de RS adequado, levando em consideração os tempos de arranque de cada máquina e em que condições se encontram, uma vez que para certas unidades, como as máquinas térmicas, os tempos de arranque a quente e a frio são bastante diferentes. •Energia de acionamento remota. As unidades de geração que são normalmente ligadas em primeiro lugar, num processo de RS, são as que apresentam capacidade para arranque autónomo, isto é, com potencial para energização dos serviços auxiliares da central e autonomamente colocar em serviço todos os equipamentos necessários para fazer a inicialização do processo envolvente da produção de energia elétrica e assim colocar-se numa posição funcionamento normal. As centrais com estas propriedades são comumente definidas como centrais com capacidade para black-start, na literatura anglo-saxônica. As 2.2 Reposição do serviço 15 centrais elétricas sem esta capacidade precisam de energia para fazer a inicialização, sendo assim necessário no processo de RS tentar, numa fase inicial, energizar o mais rápido possível as unidades de geração sem capacidade de arranque autónomo. •Sequência ótima de arranque das unidades de geração. É importante definir a ordem de arranque das unidades de geração durante o processo RS, uma vez que nem todas as centrais têm capacidade de arranque autónomo e são necessárias para que haja uma progressão segura do processo. •Localização do defeito. A localização do defeito é uma tarefa importante para saber quais as condições do sistema e isolar a área afetada. Caso haja dificuldade em encontrar a causa e componentes afetados, a reposição pode tornar-se mais complexa, sendo que existe a possibilidade de quedas recorrentes e com isso danificar equipamentos e estender o tempo de RS. •Avaliação do estado das comutações. Para diminuir o tempo de RS, alguns planos implementados em alguns SEE, analisados no estudo [8], na sequência da queda do sistema optam por não abrir os disjuntores existentes, o que leva à necessidade de uma análise mais complexa do estado do sistema. Esta opção faz com que haja menos percas de tempo em comutações de linhas no entanto requer uma leitura mais atenta do estado do sistema e pode levar a complicações, sendo tipicamente usado nesta abordagem sistemas computacionais para monitorização de comutações de modo a simplificar o processo. •Ângulos de carga dos geradores. Uma das implicações existentes numa abordagem de RS por ilhas elétricas, com várias áreas do sistema a serem energizadas em paralelo, é na diferença dos ângulos de carga dos geradores na várias áreas a serem conectadas. Para garantir estabilidade é necessário que os ângulos de carga dos vários geradores sejam iguais antes de proceder à interconexão dos subsistemas. •Esquemas de isolamento em baixa frequência. Pode ser implementado um sistema composto por uma determinada unidade de geração e cargas locais de pouca potência, de modo a, no caso de uma eventualidade de queda do sistema, se forme um subsistema a operar a uma frequência que pode ser mais baixa que a nominal. Com isto é possível poupar tempo numa RS, já que a unidade de geração continua em funcionamento e não é preciso fazer o longo processo de arranque. Com este método surgem problemas, já que a quantidade de potência gerada e carga local tem de ser equilibrada, ou o subsistema criado colapsa. Assim é preciso antever a evolução da carga e fazer com que a diferença de potência não seja superior ao limite operacional. •Criação de ilhas elétricas intencionais. 16 Estado da arte Em certos sistemas é favorável a criação de ilhas elétricas de modo a optimizar a sequência de RS, com isto é possível, energizar em paralelo várias áreas do SEE sendo depois integradas, quando assim for mais favorável. No caso de colapso do sistema, é possível que partes da rede tenham capacidade para, se se conseguir isolar e estabelecer as condições necessárias, permanecer em funcionamento, sendo que depois podem integrar o processo de reposição, tornando o processo mais rápido. Com este tipo de metodologia o processo pode tornar-se mais complexo na medida em que, no momento de interconexão é necessário que as grandezas dos sistemas estejam em sincronismo, como os ângulos de carga dos geradores. •Deslastre local de cargas. Com este processo consegue-se que os equipamentos com carga a mais sejam colocados num ponto de funcionamento estável, conseguindo assim prevenir situações de saída de serviço destes equipamentos e posterior queda do sistema. Esta metodologia tem de assentar no princípio de otimização de salvaguarda dos equipamentos com a minimização de quantidade de carga retirada de serviço. Para que no momento de RS ou durante a queda do sistema, esta metodologia seja benéfica precisa-se encontrar um equilíbrio entre a carga deslastrada e quantidade de potencia ativa poupada nas unidades de geração para que o sistema seja restabelecido, sendo que uma má aplicação do deslastre de cargas pode porventura piorar o estado atual do sistema. •Relês de mínimo de frequência. Durante as fases iniciais do RS, pode ser rentável que os limites de frequência e tensão sejam mais alargados, é assim comum nas metodologias de restabelecimento que estes maiores desvios sejam tolerados. O problema prende-se com a escolha na desativação seletiva de alguns sistemas de proteção, equipamentos estes que foram regulados para responder às mais ligeiras variações na frequência do sistema. Assim uma cuidada seletividade na desativação destes relês durante o processo de reposição pode ser favorável, no entanto pode trazer problemas se durante o processo se atingir desvios de frequência maiores que os esperados, podendo danificar equipamentos. 2.2.4 Estratégias de reposição Apesar de haver diferenças nas metodologias de RS, consoante os casos e objetivos gerais predefinidos para cada SEE, existe uma metodologia que engloba os objetivos gerais numa típica RS. Assim, tirando partido dos últimos trabalhos científicos sobre este assunto, vai ser exposto nesta seção as estratégias adotados nos processos de reposição existentes. Depois de uma queda do sistema, pode-se optar por abrir todos os disjuntores existentes no sistema, para simplificar a determinação do estado do sistema, e simplificar a RS. Por outro lado pode optar-se por deixar secções da rede com os disjuntores fechados com o objectivo de conservar energia e possivelmente levar menos tempo no processo de RS. [9] Pode-se afirmar que existe duas técnicas básicas para a RS, sendo a primeira chamada estratégia build-down e a outra build-up na literatura anglo-saxónica. Em comparação pode-se dizer que 2.2 Reposição do serviço 17 a estratégia build-down é mais simples, sendo uma abordagem mais direta do problema, enquanto que a estratégia build-up, é mais complexa mas com maior eficácia no processo.[9] 2.2.4.1 Build-down Esta estratégia implica a energização do "esqueleto"da rede elétrica, toda a parte de transmissão em alta tensão, sendo depois aplicada uma metodologia de restabelecimento passo a passo das cargas do sistemas. Isto implica, na fase inicial do processo, que a geração disponível na rede seja capaz de só por si, ligar as linhas de alta tensão e suportar a energia reativa gerada nestas. Este método pode trazer problemas de sobretensões com as constantes ligações de linhas de alta tensão sem que haja consumo de energia ativa e reativa por parte das cargas do sistema, que ainda se encontram fora de serviço. Assim esta estratégia é considerada mais apropriada para sistemas elétricos mais pequenos ou para RS em áreas pequenas do sistema. Em resumo podemos dizer que esta estratégia inclui os seguintes passos a seguir no processo de RS.[9, 3] •Análise das condições do sistema pós defeito. •Energização das linhas de alta tensão do sistema evitando sobretensões. •Fornecer energia necessária às unidades de geração sem capacidade de black-start para dar início ao processo de arranque. •Sincronização das unidades de geração assim que ficam operacionais. •Restauração das cargas do sistema. 2.2.4.2 Build-up Com esta estratégia evita-se nos instantes inicias do processo de RS a energização do sistema de transmissão em alta tensão, impedindo potenciais sobretensões. Nesta metodologia utilizase o conceito de ilhas elétricas para energizar em paralelo zonas da rede em que existe geração com capacidade de black-start e capacidade de absorção de energia reativa. Assim, o processo de reposição torna-se mais complexo mas mais rápido e eficaz, sendo que a maior dificuldade prende-se na operação de interconexão das várias ilhas elétricas. As etapas a seguir num processo de reposição utilizando esta estratégia são: •Análise das condições do sistema pós defeito. •Divisão dos sistema em subsistemas tendo em cada pelo menos uma unidade de geração com capacidade de black-start. •Fornecer energia necessária às unidades de geração sem capacidade de black-start para dar início ao processo de arranque. •Sincronização das unidades de geração dentro de cada subsistema. 18 Estado da arte •Sincronização dos subsistemas. •Energização das linhas de alta tensão assim que as unidades de geração operacionais tenham a capacidade de absorção necessária. 2.2.4.3 Reposição de serviço no SEE do sul da China Como consequência de recentes estudos na área de RS, irá ser aqui analisado os procedimentos utilizados no processo de RS no sistema elétrico do sul da China, que foram claramente identificados no artigo científico[10] conduzido por vários membros do IEEE. O sistema elétrico do sul da China faz conexão entre cinco províncias e tem um plano de RS que é dividido em duas etapas distintas, como acontece nos EUA. Existe a operação de black-start e da reposição de serviço. Em seguida irá ser feito uma breve descrição de cada etapa principal. Etapa 1: Black-start •O sistema elétrico é dividido em várias ilhas, sendo que em cada ilha existe pelo menos uma unidade com capacidade de arranque autônomo. •As unidades a realizar black-start são selecionadas consoante a capacidade de autoexcitação e potência nominal dando-se início ao processo de inicialização da unidade de geração. •Depois das grandes unidades de geração estarem operacionais, a reposição da carga no sistema é inicializada. Sendo também energizada as linhas de transmissão em cada ilha elétrica. Depois da etapa 1 do processo estar completa, as ilhas elétricas estão energizadas e preparadas para suportar o resto do sistema, passando agora para a etapa 2, correspondente à reposição de todo o sistema elétrico do sul da China. Etapa 2: Reposição de serviço •Critérios a ter durante a reposição: –Se a linha de transmissão tiver linhas em paralelo, energizar apenas uma delas nesta fase da reposição. –A margem de geração deve ser pelo menos de 20% nas unidades de geração. –A carga crítica deve ser reposta o mais rápido possível. –A reposição das cargas deve ser feita de modo a respeitar o limite mínimo de frequência de 49.5Hz. Cada incremento de carga deve implicar um desvio máximo de 0.5Hz na frequência. A tensão mínima em cada barramento é 0.9 p.u.. –Depois das unidades de geração térmicas ficarem operacionais, a reposição das cargas deve ser feita de modo a que a frequência e tensão seja mantida. 2.2 Reposição do serviço 19 •Processo: –Preparação: O centro de controlo deve coordenar a energização de mais linhas, unidades de geração e cargas, de modo a manter os subsistemas estáveis e robustos. –Reconstrução: O objetivo é colocar operacional o sistema de transmissão de tensão ultra-alta (500kV). Estas linhas têm grande prioridade no processo de reposição sendo energizadas o mais cedo possível. Entretanto as unidades de geração devem continuar a aumentar a sua potência de modo a aumentar a robustez do sistema. –Objetivo de reposição: Todas as linhas de transmissão têm de estar operacionais, e todas as unidades de geração e cargas do sistema, devem estar repostas a um nível de pelo menos 50%, comparativamente ao cenário pré-defeito. 20 Estado da arte 2.3 Geração Eólica 2.3.1 Introdução A energia proveniente do vento é utilizada desde à muito tempo atrás nas mais variadíssimas aplicações. Foi à alguns milhares de anos atrás que se desenvolveu os primeiros mecanismos que recorriam a este tipo de energia, dando os primeiros passos no desenvolvimento de uma tecnologia que se tornou uma fonte de energia de grande relevância nos dias de hoje. Uma das primeiras aplicações tirando partido da energia cinética do vento foi na utilização dos barcos à vela, vastamente utilizados no passado e ainda nos dias correntes, apesar que em menor número. Outros exemplos são os moinhos, e também outras implementações de menor dimensão como é o caso das bombas de água.[11] Esses sistemas de extração de energia a partir do vento permitiram que o trabalho árduo, que era feito através de outros meios, fosse feito de forma mais eficiente, e assim, cedo se percebeu o potencial que este tipo de energia dispunha. Mais tarde, com o primeiro mecanismo de geração de energia elétrica recorrendo à energia cinética do vento, verificou-se ao longo das décadas seguintes um constante desenvolvimento e evolução tecnológica, o que comprova que este tipo de energia tinha a confiança de vários investigadores e visionários relativamente ao seu grande potencial. Várias máquinas de geração de energia eólica foram criadas com o intuito de se obter um modelo com características que produzisse uma maior eficiência, resultando em numerosas topologias de diferentes dimensões, de acordo com as necessidades locais para a extração de energia eólica. Os aerogeradores de eixo horizontal, foram ao longo do tempo sofrendo melhoramentos contantes, sendo o mais utilizado constituído por um rotor com três pás, que é atualmente visto como o símbolo da geração eólica. Esta topologia de aerogeradores sofreu um avanço tecnológico significativo permitindo desenvolver sistemas com grande eficiência, fazendo desta uma fonte de energia elétrica de grande sucesso com grande integração no mercado de energia elétrica.[12] Hoje em dia, com os incentivos globais para a redução dos gases com efeito de estufa e o investimento nas fontes de energia renovável, a geração eólica tornou-se uma opção clara no mercado de energia o que levou a maior número de desenvolvimentos deste tipo de tecnologia de geração elétrica. Os mecanismos de controlo de potência utilizados nas turbinas tiveram um avanço significativo nos últimos anos, isto possibilitou aos sistemas de geração eólica terem a capacidade de participar no controlo das variáveis do sistema elétrico, de modo a fazerem a manutenção dos seus valores nominais. Este controlo ativo possibilitou uma extração mais eficiente da energia cinética do vento, e um controlo da potência produzida e entregue ao sistema elétrico, daí a possibilidade na participação nos serviços de sistema. Com a gradual integração de produção dispersa na rede elétrica, as limitações técnicas existentes no sistema para instalação de novos sistemas de geração são em alguns casos significativamente restritivas, isto devido à grande penetração de sistemas produtores localizados em vários pontos da rede elétrica que não estava estruturada para novas instalações. No caso da geração eólica estas restrições podem ser mais significativas se se tiver em conta que os potencias locais da rede em 2.3 Geração Eólica 21 que a construção de um sistema eólico seja rentável, devido às favoráveis condições de vento, podem já se encontrar saturadas. Assim, novas formas de expansão e descentralização da geração do sistema têm sido objeto de investigação. Os sistemas de produção offshore são neste caso em particular uma boa solução de expansão, pelo menos para os países localizados na proximidade do mar e com capacidade de construção deste tipo de parques eólicos. Com isto elimina-se a problemática relativa ao planeamento e impacto visual que este tipo de estruturas implicam quando instaladas onshore. Contudo existem outras variáveis que não proporcionam a implementação deste tipo de sistemas, como é o caso de Portugal, devido à elevada profundidade da sua costa marítima. Note-se que existem várias tecnologias e topologias associadas às turbinas offshore, desenvolvidas tendo em conta a sua aplicação final, dependentemente da respetiva profundidade do mar e das condições climatéricas. Tratandose de uma tecnologia emergente, os consecutivos avanços nesta área são notáveis e possibilitam o desenvolvimento regular de novas soluções. A geração eólica offshore é uma solução que nos dias de hoje tem sido tratada com um peso significativo, existindo atualmente diversos projetos internacionais, envolvendo níveis de potência consideráveis, que deverão ser implementados num futuro próximo. Trata-se sem dúvida de uma fonte de energia emergente. 2.3.2 Evolução Charles F. Bush construiu o que é considerado o primeiro grande aerogerador, instalado em 1888 na cidade de Cleveland, Ohio, e possuindo uma potência máxima de 12kW. O respetivo rotor apresentava um diâmetro de 17m e era constituído por 144 pás em madeira, assente numa torre metálica rotacional de 18m com capacidade orientação de acordo com a direção do vento.[13, 12] Figura 2.2: Primeiro aerogerador por Charles F. Bush[13] 22 Estado da arte Nos EUA, os desenvolvimentos posteriores desta tecnologia, foram baseados no design das hélices dos aviões, enquanto na Europa, em meados de 1900, se provava que a utilização de aerogeradores de grande escala era uma solução válida tendo em conta os bons resultados que se obtiveram. O moinho de Gedser, implementado na Dinamarca, constituído por um rotor de 3 pás e com uma potência máxima de 200kW é um bom exemplo disso, tendo estado em operação até 1960. Na Alemanha foram feitos avanços ao nível da topologia dos aerogeradores de eixo horizontal, tendo surgido posteriormente em 1970 o tipo de estrutura base que se utiliza atualmente. Hoje em dia existem principalmente duas topologias de aerogeradores, com o eixo rotórico vertical e horizontal, sendo estas últimas as mais comumente utilizadas. Dentro deste tipo, a configuração com rotor de 3 pás são as mais empregadas a nível mundial. [13, 12] Os grandes avanços tecnológicos feitos no setor da geração eólica, que foram em parte estimulados por incentivos institucionais, levaram à utilização massiva deste tipo de sistemas de produção de energia e permitiram desenvolver, novas e melhores, técnicas de construção que possibilitaram a criação de sistemas eólicos de elevada potência nominal. Em finais da década de 80 a máxima potência implementada num gerador eólico ligado à rede elétrica era de 300kW. Já nesta altura existiam protótipos de maiores potências, no entanto nunca foram testados na sua máxima potência ou integrados na rede elétrica. O primeiro grande sistema de geração eólica foi instalado na Califórnia entre 1981 e 1990 por meio de incentivos dados pelo governo dos EUA, sendo composto por um total de 16000 geradores, com uma potência individual entre os 20 e os 350kW, formando no total 1.7GW.[12] Com o constante aumento de potência das turbinas eólicas e consequente melhoramento das infraestruturas que suportam este tipo de geração, permitiu-se que o preço por kW gerado versus o respetivo custo de produção diminuísse significativamente, levando assim a uma melhor eficiência energética, maximizando a área de extração e minimizando o impacto visual criado por este tipo de sistemas com numerosos geradores. Na imagem seguinte, Figura 2.3, representa-se a evolução das turbinas eólicas em termos de potência e tamanho. Figura 2.3: Evolução temporal do diâmetro e potência dos aerogeradores[14] Como mostra a figura 2.3, existem atualmente algumas máquinas que podem atingir os 7.58MW, 2.3 Geração Eólica 29 Este é o primeiro passo no processo de desenvolvimento de sistemas com melhor eficiência, significativamente mais complexos, mas que fornecem o nível de controlo e segurança necessários. Nesta secção são analisadas as tecnologias mais comuns existentes no mercado, sendo os geradores indução duplamente alimentados (DFIG), os geradores síncronos de ímanes permanentes (PMSG) e as máquinas síncronas de excitação separada (EESG), os mais relevantes. Os sistemas geradores de velocidade variável apresentam várias configurações possível, podendo-se dividir em dois grupos distintos, nomeadamente, as topologias com conversores parciais e nas topologias com conversores integrais.[24, 11] 2.3.4.3 Sistemas de velocidade variável com conversor parcial Gerador de indução duplamente alimentado O DFIG é uma turbina de velocidade variável constituída por um rotor bobinado e pelo conversor parcial presente no circuito do rotor. O estator encontra-se diretamente ligado à rede elétrica, estando o rotor igualmente ligado por meio do conversor eletrônico, responsável pelo controlo de frequência e da velocidade do rotor.[22] Figura 2.12: Configuração do aerogerador com velocidade variável (DFIG)[23] Esta topologia apresenta o benefício de possibilitar que a energia do rotor, em vez de ser dissipada, seja injetada na rede elétrica, recorrendo para tal ao referido conversor de potência. O sistema de conversão de potência do lado da rede proporciona a possibilidade de compensação da potência reativa, controlando independentemente a geração de potência ativa e reativa, resultando numa ligação à rede com maior qualidade. Este sistema necessita de uma caixa de velocidade multiestágio, o que implica maiores perdas de potência, requerendo uma maior manutenção e consequentemente, maiores custos. Além disso, os conversores de potência utilizados necessitam também de serem protegidos de possíveis correntes elevados no estator e no rotor, caso contrário podem ser danificados. Por norma, de modo a evitar esse tipo de situações utiliza-se o sistema de proteção crowbar.[24] Neste sistema DFIG, de forma a respeitar os requisitos de ligação impostos pela rede elétrica, por exemplo a capacidade de sobrevivência a cavas de tensão, a complexidade dos conversores de potência e respetivas estratégias de controlo tornam-se significativamente mais complexas. [22, 25] 30 Estado da arte 2.3.4.4 Sistemas de velocidade variável com conversor integral Na categoria dos sistemas de velocidade variável que utilizam conversores integrais, existem diversas configurações que utilizam caixas de velocidade simples, outras com caixas de velocidade multiestágio, ou simplesmente configurações que não utilizam qualquer tipo de caixa, diga-se ligação direta. Figura 2.13: Configuração do aerogerador com velocidade variável com conversor integral[23] Relativamente ao conceito de ligação direta, existem duas configurações possíveis, utilizando geradores síncronos eletricamente excitados ou recorrendo a geradores síncronos de ímanes permanentes. Com a configuração EESG, o gerador de ligação direta roda a baixa velocidade, encontrandose limitado pela velocidade das pás do rotor do aerogerador. A inexistência da caixa de velocidades e o facto de não requere o uso de ímanes permanentes reduz significativamente o custo do sistema. Este tipo de implementação utiliza uma alimentação isolada para excitação do rotor, resultando num melhor controlo do binário da máquina. Por outro lado, o sistema é bastante volumoso devido á necessidade dos enrolamentos de excitação e também de anéis de deslizamento e escovas, utilizados para excitação do rotor. Tudo isto aumenta a necessidade de manutenção e consequente aumento de custos. A inclusão de mais um conversor de potência resulta também em maiores perdas de potência e num sistema de controlo mais complexo. Apesar das desvantagens, esta configuração é bem vista no respetivo mercado.[22, 24] A solução PMSG tem a vantagem de ser mais eficiente e de não necessitar de uma fonte externa para excitação do campo magnético, além disso a ausência dos componentes mecânicos para a excitação, utilizados nos sistemas EESG, permite uma maior fiabilidade desta. Consiste numa solução mais leve, com uma melhor relação peso/potência. As desvantagens associadas a esta solução prendem-se ao nível do seu elevado custo, resultado da utilização de ímanes permanentes, e também pelas altas temperaturas, que podem elevar o risco de desmagnetização.[22] É uma tecnologia com um grande potencial de otimização, sendo objeto de investigação por algumas companhias dedicadas à produção de aerogeradores.[24] É uma tecnologia com um grande potencial de otimização, sendo objeto de investigação por algumas companhias dedicadas à produção de aerogeradores.[24] Na topologia referente à caixa de velocidades de um só estado, é utilizado um PMSG, apresentando como vantagem a sua maior velocidade comparativamente com o conceito de ligação 2.3 Geração Eólica 31 direta, e um menor número de componentes mecânicos relativamente à configuração da caixa de velocidades multiestágio.[22, 25] Na topologia referente à caixa de velocidades de um só estado, é utilizado um PMSG, apresentando como vantagem a sua maior velocidade comparativamente com o conceito de ligação direta, e um menor número de componentes mecânicos relativamente à configuração da caixa de velocidades multiestágio.[22, 25] O sistema SCIG exibe uma ligação à rede elétrica mais suave e apresenta uma melhor performance ao nível da compensação de energia reativa. As suas principais desvantagens consistem no seu elevado custo, perdas de potência no conversor e pela sua baixa eficiência global.[22, 25] 2.3.5 Conclusão Ao longo dos anos, os aerogeradores atravessaram um longo caminho evolutivo, sendo o aspecto mais importante relativo ao desenvolvimento tecnológico ao nível dos conversores de potência, dotando os sistemas eólicos com uma eficiência, segurança e controlo que necessitavam para integrar em grande escala o mercado energético. A evolução nesta área continua em constante crescimento, no entanto por agora, os resultados mostram que as soluções existentes no mercado apresentam as vantagens necessárias para estes sistemas serem implementados no sistema elétrico, devido ao respetivo controlo de operação. Das várias configurações de aerogeradores analisadas, as mais relevantes e mais comumente utilizadas na atualidade são equipados com geradores de indução de duplamente alimentados (DFIG) e geradores síncronos de ímanes permanentes (PMSG). O sistema DFIG apresenta uma tecnologia bem desenvolvida, com um elevado número de aerogeradores em operabilidade em vários países utilizando esta configuração. Contudo a necessidade de excitação e de utilização de caixa de velocidades são consideradas sérias desvantagens. A configuração PMSG tem-se tornado mais apelativa, visto que o seu custo de produção tem vindo a diminuir, sendo esse o fator que, até ao momento, a tem tornado numa solução pouco atrativa. O facto de não necessitar de caixa de velocidades e de um sistema de excitação, faz desta uma tecnologia mais eficiente, robusta e simples. 32 Estado da arte 2.4 Geração eólica offshore 2.4.1 Introdução Com a grande aposta nas energias renováveis, devidos a incentivos e metas propostas por organizações internacionais para atingir cotas de produção renovável, varias soluções são procuradas de maneira a preencher os requisitos e atingir os objetivos propostos. A saturação dos sistemas eléctricos, devido à implementação da produção dispersa e microprodução, em diferentes locais da rede eléctrica traz alguns inconvenientes como já foi referido. Aquando do projeto inicial do sistema, não esta previsto a implementação de sistemas de produção descentralizados, isto leva a uma limitação dos potenciais locais favoráveis à construção de aproveitamentos energéticos a partir de recursos locais. A tecnologia eólica tem crescido significativamente, e já se afirmou no mercado eléctrico, porém as localizações mais favoráveis à construção de novas centrais eólicas, isto é, em que as condições do vento são favoráveis levando a um investimento rentável, já foram saturados com este tipo de aproveitamentos, restando localizações onde as condições atmosféricas não trazem a eficiência desejada. Os sistemas eólicos offshore, representam uma alternativa viável à produção de energia eólica onshore. Este tipo de solução consiste na implementação de aerogeradores em meios marítimos com o objetivo de aproveitar o recurso eólico nestes locais, permitindo a produção energética em localizações mais extensas, tirando partido das vantagens que surgem no uso destes sistemas, e evitando potenciais problemas que possam surgir no planeamento e integração de sistemas de produção na rede eléctrica. Desde cedo que os sistemas eólicos offshore começaram a dar os primeiros passos, participando no crescimento e optimização desta tecnologia. A primeira instalação a tirar partido deste tipo de produção foi construída na Dinamarca, operacional em 1991, a central contava com onze aerogeradores de 450kW.[26] Na atualidade, o maior parque eólico offshore encontra-se em fase de construção e faz parte de um ambicioso projeto do Reino Unido, o chamado London Array, conta de uma capacidade de 1GW de potência, estando a ser construído a 20km da costa e irá ocupar uma área de 230km2. A primeira fase de construção deste projeto já se encontra concluído, estando operacional desde 8 de Abril de 2013, os 175 aerogeradores instalados fornecem uma potência equivalente a 630MW. [27] Nos últimos anos houve um claro investimento nesta tecnologia, sendo perfeitamente visível o crescimento na capacidade offshore instalada internacionalmente, sendo o Reino Unido e a Dinamarca os países com maior investimento nesta área, com uma significativa potência instalada como podemos ver na figura 2.14. 2.4 Geração eólica offshore 33 Figura 2.14: Potência instalada em sistemas offshore em 2011 e 2012[17] Existem vários projetos na fase de construção e ambiciosos planos para instalações de grande potência no futuro utilizando esta topologia de produção energética. As previsões apontam para um crescimento acentuado, e uma maior aposta neste tipo de aproveitamentos eléctricos, sendo que na UE estima-se que os investimentos em produção eólica serão feitos recorrendo essencialmente a sistemas offshore. (a) (b) Figura 2.15: a) Potência offshore na UE: em operação; em construção; aprovada b)Divisão da potência aprovada pelos respectivos países [28] No final do ano de 2012, 14 centrais eólicas offshore estavam em fase de construção ou parcialmente ligadas, sendo que num futuro próximo a potência offshore instalada passará para 9,455MW instalados. Atualmente na Europa foi identificado, pela European Wind Energy Assosciation (EWEA), a aprovação para projetos de sistemas eólicos offshore que totalizam uma capacidade total de 18.4GW, como podemos comprovar na figura 2.15. [28] 34 Estado da arte Os sistemas de energia eólica offshore têm um rendimento superior, considerando os sistemas eólicos onshore, devido às condições atmosféricas do vento ao nível do mar. Aí os ventos apresentam uma maior velocidade e são mais constantes, permitindo um melhor aproveitamento do recurso. Em média a produção energética nos sistemas offshore é 10-20% maior relativamente à solução onshore. As melhores localizações para instalações de sistemas eólicos offshore, com melhores condições de vento, são encontradas em locais com grande corrente marítima, entre ilhas, baías ou grandes portos. Aí as profundidades do mar não são muito elevadas, e as correntes e condições de vento são mais favoráveis. [29] A viabilidade económica das instalações offshore dependem no entanto das potenciais melhores condições de vento, levando a uma maior quantidade de energia produzida, comparativamente às centrais eólicas onshore. A diferença de energia produzida em sistemas implementados offshore tem de ser compensativa, uma vez que os custos destas instalações são superiores em pelo menos 40%.[29, 12] 2.4.2 Sistemas de transmissão Os sistemas de transmissão de alta tensão em corrente alternada (HVAC) são os mais utilizados como forma de transporte de energia convencional em tudo o mundo, no entanto esta tecnologia tem algumas limitações, daí o uso, em certos projectos, da tecnologia de transmissão em alta tensão de corrente contínua (HVDC). Nesta secção vai ser feito uma descrição e comparação dos dois sistemas de transmissão dando mais enfâse aos sistemas em HVDC, analisando as possíveis configurações desta tecnologia. As tecnologias disponíveis para transmissão de energia em alta tensão mais utilizadas no mercado são: •Alta tensão em corrente alternada (HVAC). •Alta tensão em corrente contínua usando conversores com comutação natural de linha (HVDCLCC). •Alta tensão em corrente contínua usando conversores de fontes de tensão (HVDC-VSC). Sistemas de transmissão HVAC Esta tecnologia é amplamente usada como método de transmissão de energia, resumindo boas condições e vantagens quando as distâncias entre o ponto de produção e consumo é relativamente pequena e quando a potência não é significativamente grande. Nos primeiros parques eólicos offshore, implementados perto da costa e com potências instaladas pequenas, esta configuração de transmissão de energia era a preferencial. Com o crescente investimento em parques offshore, com capacidades instaladas significativas e localizados a distâncias superiores da costa, a tecnologia HVAC deixa de ser viável. Os cabos utilizados neste sistema de transmissão produzem grandes quantidades de energia reativa 2.4 Geração eólica offshore 35 que precisa de ser consumida, correndo o risco de instabilidades na rede e sobretensões. Com o aumento da distância dos parques à costa, este aspecto torna-se limitativo, sendo necessário implementar sistemas de controlo e consumo de energia reativa, elevando o custo total do sistema. Para grandes potências, as perdas de transmissão neste sistema são significativas, sendo necessário a implementação de vários cabos em paralelo. No entanto, comparativamente aos sistemas de transmissão HVDC, é uma tecnologia mais barata, tem menores perdas quando a distância de transmissão é pequena e não necessita de sistemas auxiliares de potência. Em seguida é apresentado na figura 2.16, a configuração utilizada normalmente com a tecnologia HVAC. Figura 2.16: Configuração de um sistema com HVAC[19] Nesta configuração, utilizando a topologia HVAC, os componentes principais do sistema são o cabo submarino de transmissão do tipo XLPE HVAC, os transformadores e as unidades de compensação de energia reativa implementados offshore eonshore. [5, 30] Sistemas de transmissão HVDC-LCC A primeira implementação de um sistema de transmissão fazendo uso desta tecnologia remonta ao ano de 1954, em que um cabo submarino de 96km foi instalado de modo a ligar a ilha da Gotlândia à Suécia continental, o cabo tinha uma capacidade de transmitir 20 MW de potência a uma tensão de 100kv.[31] O sistema HVDC-LCC é actualmente uma tecnologia relativamente madura, existindo atualmente várias ligações fazendo uso destes sistemas, sendo que os projectos mais ambiciosos e com maior relevância são, a ligação Three Throats na China com uma potência de 18200MW, Itaipu no Brasil com uma potência de 6000MW e a ligação Cahora-Bassa em Moçambique, transmitindo uma potência de 2000MW.[5, 30] 36 Estado da arte A tecnologia HVDC-LCC utiliza tirístores para fazer a comutação, com uma frequência na ordem dos 50-60Hz, dos conversores.[31] A configuração típica de um sistema utilizando a tecnologia HCDC-LCC é apresentada na figura 2.17. Figura 2.17: Configuração de um sistema com HVDC-LCC[19] Os componentes relevantes constituintes de um sistema deste género são os filtros AC e DC, transformadores, os tiristores, bobinas de alisamento, banco de condensadores ou STATCOM, cabo de corrente continua com cabo de retorno integrado, proteções e controlo. As vantagens que este sistema de transmissão apresenta são:[5, 30] •Admite uma conexão assíncrona, permitindo que as frequências no final das linhas sejam diferentes. •A distância das linhas de transmissão não é limitada pelas perdas. •Os cabos permitem uma maior transmissão de potência. •É possível controlar a magnitude e sentido do transito de potência. •Os conversores bloqueiam as correntes de curto-circuito. •Os conversores eletrónicos de potência permitem controlar melhor a potência ativa e reativa, possibilitando uma melhor participação dos parques eólicos nos serviços de sistema. •O tempo de vida útil dos cabos DC é maior. As desvantagens do sistema HVDC-LCC são:[5, 30] 2.4 Geração eólica offshore 37 •Não permite black-start, sendo necessário que os sistemas de produção tenham essa capacidade. •Uso de filtros de maneira a eliminar a grande quantidade de harmónicos criados. •Não permite um controlo independente da potência ativa e reativa. Sistemas de transmissão HVDC-VSC Esta tecnologia de transmissão de energia é relativamente recente no mercado e apresentou desde logo grande potencial. Os sistemas HVDC-VSC utilizam transístor bipolares de porta isolada (IGBTs), que vem substituir os tiristores utilizados no HVDC-LCC, como mecanismos de comutação. O uso destes componentes permitiu explorar novos controlos, utilizando uma modelização por largura de pulso (PWM), possibilitando um melhor controlo dos níveis de tensão, trânsito de potência ativa e reativa, e consequente capacidade para fornecer à rede onshore serviços auxiliares, permitindo o fornecimento de serviços de sistemas por parte dos parques eólicos.[31] A primeira implementação desta solução tecnológica surgiu na Suécia em 1997, com a finalidade de testar a viabilidade da tecnologia. O sistema instalado tinha uma potência de 3MW e 10kV de tensão.[5] Mais recentemente outros projetos usaram esta tecnologia, como é o caso do Direct Link na Austrália com uma potência de 180MW e tensão de 80kV, o Murray Link também na Austrália tendo uma potência de 220MW estabelecido a 150kV, sendo que o sistema com maior capacidade foi instalado no USA, chamado de Cross Sound, tem uma potência de 330MW e tensão de 150kV.[30] As grandes vantagens que esta topologia de transmissão de potência apresenta, adicionalmente aos já apresentados num sistema HVDC-LCC, são: [30] •Controlo independente da potência ativa e reativa. •Não necessita de gerador AC para a comutação nem de sistemas de compensação de energia reativa ao contrário do HVDC-LCC. •Não necessita de tantos filtros. •O conversor é mais pequeno fisicamente. •O risco de falha nas comutações é mínimo. •É mais simples de implementar esquemas multi-terminal devido ao facto de a polaridade do lado DC ser sempre igual, quer em modo retificador ou inversor. •É desacoplado da rede AC. •Fácil controlo dos níveis de tensões. •Pode operar só com transmissão de potência reativa. •Pode ser utilizada para black-start. As desvantagens que advém do uso destes sistemas são: 38 Estado da arte •Custo elevado da tecnologia, devido ao uso dos IGBTs. •As perdas são maiores, devido à frequência de operação do PWM. •A potência suportada é inferior ao HVDC-LCC. Na figura 2.18, podemos ver a configuração de um sistema implementado com a tecnologia HVDC-VSC. Figura 2.18: Configuração de um sistema com HVDC-VSC[19] Os principais componentes de um sistema implementado com tecnologia HVDC-VSC são, o transformados, as reactâncias do conversor, condensador DC, filtros AC e DC, IGBTs e o cabo DC.[5] 3.3 Modelização do sistema 45 3.3.3 Máquinas síncronas A modelização das máquinas síncronas é feita de acordo com a teoria clássica de Park, existindo para o efeito um modelo completo e um modelo simples. No modelo completo é contemplada a representação da máquina por um rotor com 4 enrolamentos equivalentes, com induções mútuas entre os enrolamentos. O modelo simples da máquina síncrona é modelizado apenas a partir do enrolamento do rotor segundo a componente direta.[3, 32] É possível especificar a máquina síncrona pelos seus parâmetros internos (indutâncias de fuga, indutâncias mutas, e resistências) ou externos(reactâncias e constantes de tempo), neste estudo considerou-se os parâmetros externos como meio de definição das características do gerador.[32, 33] As equações mecânicas mais importantes pelas quais as máquinas síncronas se encontram regidas são referentes ao movimento mecânico do rotor, definidas por equações de massas rotacionais, fazendo a ligação entre as diferenças da potência mecânica e elétrica e a variação da velocidade de rotação.[32] dω dt =1 2H∗(Cm−Ce)−D 2H∗(ω−ωre f )(3.1) Onde CmeCesão a potência mecânica e elétrica da máquina, respectivamente, ωé a velocidade angular e H é constante de inércia da máquina. Na equação em cima descrita, a parte final desta representa o amortecimento na variação da velocidade da máquina.[32, 3] D 2H∗(ω−ωre f )(3.2) A equação que descreve a posição angular do rotor é definida como: dθ dt = (ω−ωre f )∗ω0(3.3) Para a definição das características das máquinas síncronas, os parâmetros externos necessários são:[32] •xi: reactância de fugas do estator (p.u.). •ra: Resistência do circuito estatórico (p.u.). •xd: Reactância segundo a componente direta do eixo (p.u.). •x’d: Reactância transitória segundo a componente direta do eixo (p.u.). •x”d: Reactância sub-transitória segundo a componente direta do eixo (p.u.). •T’d0: Constante de tempo transitória em circuito aberto segundo a componente direta do eixo (s). 46 Modelização do sistema e definição dos casos de estudo •T”d0: Constante de tempo sub-transitória em circuito aberto segundo a componente direta do eixo (s). •Tx: Constante de tempo de amortecimento (s). •xq: Reactância segundo a componente em quadratura do eixo (p.u.). •x’q: Reactância transitória segundo a componente em quadratura do eixo (p.u.). •x”d: Reactância sub-transitória segundo a componente em quadratura do eixo (p.u.). •T’q0: Constante de tempo transitória em circuito aberto segundo a componente em quadratura do eixo (s). •T”q0: Constante de tempo sub-transitória em circuito aberto segundo a componente em quadratura do eixo (s). •H: Constante de inércia da máquina (MJ/MVA). •D: Coeficiente de amortecimento da máquina. 3.3.4 Injetores dinâmicos Os injetores dinâmicos permitem uma modelização de um alargado número de componentes e processos de sistemas, sendo os exemplos mais comuns, a modelização de SVCs, FACTs, sistemas de transmissão HVDC, e outros tipo de máquinas que não se encontram modelizados da biblioteca de modelos da ferramenta de simulação. Isto permite realizar estudos de novas tecnologias e analisar o comportamento dos mesmos de modo a testar a viabilidade destes, podendo ser extrapolados os resultados para a realidade. Estes componentes podem ser vistos como injetores dinâmicos de corrente elétrica na rede. Estas injeções de correntes são ditadas consoante a modelização feita recorrendo à filosofia de macroblocos, criando para o efeito um modelo, que traduz o comportamento pretendido destes componentes na rede consoante o estado do sistema. No caso deste estudo, aplicou-se estes componentes na rede de forma a modelizar o comportamento dos sistemas eólicos. Para isso implementou-se os injectores dinâmicos do tipo PLOADQLOAD, injetando no sistema elétrico uma corrente, no barramento em que este componente foi ligado, que é definida como:[32] I=IR +II (3.4) 3.3 Modelização do sistema 47 Sendo que IR e II representam a componente real e imaginária, respectivamente, da corrente injetada, que são definidos como: IR =PLOAD ∗Ur +QLOAD ∗Ui || U2|| (3.5) II =−QLOAD ∗Ur +PLOAD ∗Ui || U2|| (3.6) Em que Ur e Ui correspondem à componente real e imaginária da tensão no barramento a que o injector se encontra ligado. As variáveis PLOAD e QLOAD são calculadas dentro do macrobloco, criado para o efeito, que traduz o comportamento desejado para o sistema que se implementou. O modelo de injector dinâmico utilizado corresponde ao comportamento de uma carga, sendo que se efetuou uma modelização correspondendo a uma carga negativa, tendo assim o funcionamento pretendido. 3.3.5 Cargas Uma vez que na realidade o perfil das cargas varia ao longo do tempo, dependendo da hora e perfil de consumo dos utilizadores, este software permite uma modelização das cargas do sistema, que aproxima da melhor forma disponivel, o comportamento dinâmico destes componentes na rede. Isto é feito definindo pelo utilizador o comportamento de cada carga no sistema. No trânsito de potências inicial é determinado o modelo permanente do comportamento da carga, sendo que é calculada a carga ativa e reativa assim como a quantidade de energia fornecida pelos geradores. Este trânsito de potência permite a inicialização da simulação dinâmica dos modelos de controlo associados aos componentes do sistema.[32] Cada carga definida no programa tem associado um conjunto de subcargas com comportamentos diferentes, caracterizados pelo seu comportamento dinâmico. Por estas subcargas será repartida a energia ainda não equilibrada depois da inicialização das unidades de geração, resultando em padrões de comportamento dinâmico das cargas que foram definidos pelo utilizador.[3, 32] Neste trabalho não foi utilizado este tipo de modelização, admitiu-se que a reposição do sistema foi realizada para uma situação em que o comportamento da carga é conhecido, sabendo o período de tempo e a quantidade de carga a alimentar, definiu-se assim as subcargas do sistema com igual comportamento, sem que existisse uma modelização destes componentes que levasse a uma diferenciação na distribuição de energia. 3.3.6 Transformadores Utilizaram-se os transformadores que fazem parte da biblioteca de componentes do Network Editor, mais especificamente o transformador de 2 enrolamentos com uma razão fixa de transformação. Dentro dos vários modelos disponíveis existem transformadores com razão de transformação variável, sendo limitada essa variação, e transformadores em que as posições das tomadas podem ser definidas resultando em várias razões de transformação, podendo ser comutadas ao 48 Modelização do sistema e definição dos casos de estudo longo do processo, conforme ação diretas de controlo ou resposta à tensão da rede. Para o modelo que se utilizou as características que definem o seu comportamento são: •Rb: resistência (p.u.). •Rxb: reactância (p.u.). •Gs: Condutância shunt (p.u.). •Bs: Susceptância shunt (p.u.). •S:Potência nominal do transformador (MVA). •Razão de transformação (p.u.). 3.3.7 Aerogeradores Os sistemas eólicos, tanto onshore como offshore, são equipados por aerogeradores com geradores síncronos de ímanes permanentes com velocidade variável e conversor integral. A característica de funcionamento destes aerogeradores pode ser vista na figura 3.3, sendo possível verificar a alargada banda de operação de potência reativa que está sempre disponível para qualquer gama de potência ativa. Este tipo de aerogerador apresenta uma capacidade de injeção e absorção de potência reativa equivalente a 30% da potência nominal instalada. Figura 3.3: Diagrama PQ do aerogerador Admitiu-se que os aerogeradores utilizados são dotados de controlo de droop e controlo pitch. O controlo de droop permite que para uma certa variação de frequência no sistema exista uma injeção proporcional de potência ativa de modo a assistir no controlo da mesma. Na figura 3.4, é possível verificar a variação da potência ativa injetada em função da variação de frequência, sendo que R representa a relação entre a variação de frequência e variação de potência ativa. 3.3 Modelização do sistema 49 Figura 3.4: Variação da potencia ativa vs. variação de frequência [11] Para que seja possível injetar mais potência ativa no sistema, a partir destas unidades de geração, é preciso que os aerogeradores não estejam a extrair a potência máxima possível nas condições de vento atuais, isto é, existe uma necessidade de criar uma reserva de potência ativa que pode ser rapidamente injetada no sistema, extraída através de atuação do controlo de pitch, possibilitando uma extração da potência nominal com as condições de vento no momento, de modo a responder aos desvios de frequência do sistema. Este processo que permite a criação de uma reserva de potencia ativa nos sistemas eólicos é, na literatura anglo-saxónica, comumente chamada de deloading. Neste estudo considerou-se um deload de 10% da potência total passível de ser gerada. Na figura 3.5, é possível verificar a característica da potência ativa nas condições nominais e quando se aplica um deload de 10%, para as várias condições de vento. Figura 3.5: Característica da potencia ativa com e sem deload (adaptado de[11]) 50 Modelização do sistema e definição dos casos de estudo 3.4 Modelos de controlo Neste subcapítulo são expostos os modelos de controlo que se consideraram para o estudo, nomeadamente, os modelos de reguladores de tensão e velocidade das máquinas síncronas e o modelo que traduz o comportamento dos sistemas eólicos onshore e offshore. O desenvolvimento destes modelos de controlo é fundamental para dotar as unidades de geração do sistema com capacidade de controlo e manutenção dos perfis do SEE, neste caso em que se pretende estudar a RS, a importância de um controlo correto é significativamente agravado uma vez que estes sistemas são importantíssimos na regulação de frequência e tensão durante este processo, que é realizado em condições extremas do SEE. Os modelos que se utilizaram foram retirados da biblioteca de modelos, no Model Editor, sendo que alguns foram adaptados ou desenvolvidos consoante a bibliografia mencionada, ou no caso do modelo dos sistemas eólicos mais sistema de transmissão, criado de raiz para corresponder ao pretendido. De seguida é apresentado em detalhe todos os modelos e tipo de componentes associados. 3.4.1 Regulação de tensão das máquinas síncronas A regulação automática de tensão (AVR - automatic voltage regulator), permite uma regulação da tensão aos terminais do gerador, aplicando para isso uma quantidade de corrente no campo de excitação do gerador, proveniente, neste caso, do excitador em corrente contínua.[1, 34] A variação de excitação provoca uma alteração na potência reativa gerada ou absorvida pelo gerador, o que consecutivamente leva a uma alteração do perfil de tensão aos seus terminais, resultando assim num controlo ativo e eficaz da tensão na rede.[3] O sistema de excitação deve ser capaz de, para além de fazer um controlo eficaz da tensão, ter a capacidade de responder rapidamente aos distúrbios da rede de modo a melhorar a estabilidade do sistema em resposta a fenómenos transitórios rápidos e lentos. Os sistemas mais atuais de regulação, implementados nas unidades de geração mais recentes permitem uma resposta muito rápida a variações na rede, sendo uma mais-valia para qualquer SEE. Nesta análise dotaram-se todas as máquinas síncronas de reguladores de tensão com o modelo do tipo DC1A, estando entre os modelos recomendados pelo IEEE para sistemas de excitação.[35] O diagrama representativo do modelo pode ser analisado na figura 3.6. 3.4 Modelos de controlo 51 Figura 3.6: Diagrama de blocos do modelo DC1A[35] As variáveis e parâmetros constantes do modelo DC1A são:[35, 36] •KA: Ganho do regulador de tensão. •TA;TB;TC: Constante de tempo do regulador. •KE: Constante da excitatriz. •TE: Constante de tempo da excitatriz. •KF: Ganho do controlo de estabilização da excitatriz. •TF: Constante de tempo controlo de estabilização da excitatriz. •EFD: Valor de saída da excitatriz. •SE[EFD]: Função de saturação da excitatriz. •VRMAX;VRMIN: Valor máximo e mínimo do regulador de tensão. •Vref: Tensão de referência do regulador de tensão. •Vs: Tensão do PSS (Power System Stabilizer). •Vc: Tensão terminal dos componentes de compensação de carga. •Vuel: Tensão de saída do limitador de sub-excitação. A biblioteca de modelos deste software tem este tipo de regulador já modelizado sendo que o macrobloco do esquema principal pode ser visto na figura 3.7 e o respectivo esquema de inicialização na fig 3.8: 52 Modelização do sistema e definição dos casos de estudo Figura 3.7: Esquema principal do modelo DC1A Figura 3.8: Esquema de inicialização do modelo DC1A 3.4.2 Regulação de velocidade das máquinas síncronas A frequência do sistema, para uma boa operação do SEE, deve ter um valor constante, assegurando assim pouca variação de velocidade nas máquinas do sistema, maior segurança e menor risco de problemas nas unidades de geração, uma vez que grandes variações de frequência levam à existência de grandes correntes magnetizantes nos circuitos de excitação das máquinas e transformadores do sistema.[1] Como referido anteriormente, a frequência do sistema depende, essencialmente, do equilíbrio entre geração e consumo de potência ativa. Portanto, é necessário que as unidades de geração, ou pelo menos algumas delas, tenham capacidade para responder rapidamente às variações de carga no sistema, fornecendo assim um controlo e manutenção do perfil da frequência da rede. Os reguladores de velocidade permitem dotar as unidades de geração desta capacidade, adaptando a necessidade de potência ativa na rede com um aumento de produção. As máquinas síncronas convencionais presentes num sistema elétrico são normalmente compostas por turbinas de vapor ou hidráulicas. Cada tipo de turbina é equipada com um sistema de 3.4 Modelos de controlo 53 regulação de velocidade que adequa o funcionamento desta nos diferentes regimes de operação do sistema.[34] Em termos práticos, estes reguladores atuam nas válvulas de admissão de “combustível”, podendo este ser de vários tipos, de modo a haver uma correspondente variação na potência mecânica transmitida ao gerador que por sua vez leva a uma injeção de potência ativa na rede em ordem a compensar o desequilíbrio criado com variações de carga. Neste estudo, as maquinas síncronas térmicas da rede, com turbinas de vapor, foram dotadas com um modelo de regulador de velocidade, aqui designado como Gover, sendo um modelo adaptado do trabalho realizado em[3]. Na figura 3.9 encontra-se o diagrama de blocos deste modelo de regulador de velocidade. Figura 3.9: Diagrama de blocos do modelo Gover Os parâmetros do modelo do regulador de velocidade que se utilizou são de seguida descritos. •Ki: Constante de ganho integral (p.u). •R: Estatismo (p.u.). •Tg: Constante de tempo do regulador (s). •Ta: Constante de tempo da turbina (s). Com base neste modelo, foi criado um macrobloco que traduz, para a linguagem computacional do programa, o controlo prentendido, como podemos ver na figura 3.10. Figura 3.10: Esquema principal do modelo Gover Na figura 3.11 é possível ver-se o esquema de inicialização que traduz o cálculo das condições iniciais associado ao modelo da figura 3.10. 54 Modelização do sistema e definição dos casos de estudo Figura 3.11: Esquema de inicialização do modelo Gover Para as unidades de geração hídricas do sistema, dotadas de turbinas hidráulicas, o comportamento destas às variações de frequência da rede é diferente, comparativamente às unidades térmicas, isto deve-se ao comportamento natural da água e circuitos hidráulicos de um sistema deste género. Assim, de modo a expor este comportamento, o modelo de regulação de velocidade deste tipo de turbina é diferente, incorporando blocos elementares que modelizam estes fenómenos. O modelo implementado é uma adaptação do regulador utilizado nas unidades térmicas e um modelo de regulação existente na biblioteca do EUROSTAG. Sendo o regulador de velocidade resultante, designado de GoverHyd. O macrobloco deste regulador de velocidade pode ser visto na figura 3.12, representado o esquema principal do modelo. Na mesma figura, pode-se constatar, através das legendas, a funcionalidade de cada conjunto de blocos elementares no que respeita à modelização do comportamento da água. Figura 3.12: Esquema principal do modelo GoverHyd O esquema de inicialização, que calcula as condições iniciais do modelo, está representado no anexo A. 3.4.3 Limitador de sub-excitação das máquinas síncronas Este tipo de limitador é um controlo adicional, relativamente à excitação do gerador, que tem o objetivo de prevenir a redução de excitação para um nível em que possa pôr em causa a segurança 3.5 Definição dos casos de estudo 61 RS assenta num plano que atenta em minimizar o tempo total do processo e maximizar a carga reposta ao longo dessa janela temporal. Neste capítulo será exposta toda a informação e parametrização de todos os componentes, para os três casos de estudo mencionados. 3.5.1 Caso de estudo a) Neste caso de estudo, considerado como base e ponto de referência para os resultados obtidos, será exposto a rede elétrica e parâmetros desta que são comuns a todos os casos. A rede elétrica criada pode ser vista na 3.20. É uma rede composta por 22 barramentos, 4 máquinas síncronas, 8 cargas e 10 transformadores com razão de transformação fixa e 8 linhas de alta tensão em corrente alternada. Figura 3.20: Diagrama unifilar da rede elétrica do caso a) Na tabela a seguir, podemos ver as características principais das unidades de geração convencionais.Como referido, estas máquinas síncronas foram definidas pelos seus parâmetros externos, sendo toda a informação retirada de exemplos de máquinas síncronas que se encontram totalmente caracterizadas pelos autores P. M. Anderson e A. A. Fouad em [36]. As características externas destas máquinas podem ser consultados nos anexos. 62 Modelização do sistema e definição dos casos de estudo Tabela 3.2: Características das máquinas síncronas convencionais Máquina Tipo Potência aparente (MVA) Fator potência Tensão aos terminais (kV) Genref Hídrica 158 0.9 13.8 Gen1 Térmica 192 0.85 18 Gen2 Hídrica 231.6 0.95 13.8 Gen3 Térmica 384 0.85 24 As unidades de geração convencionais escolhidas para este estudo são comumente usadas nos sistemas elétricos de energia, sendo implementadas então duas máquinas síncronas térmicas com turbina a vapor, nos barramentos 1 e 14, e duas máquinas síncronas hídricas nos barramentos REF e 10. A unidade de geração de referência é uma máquina hídrica, uma vez que este tipo de máquinas apresenta um rápido tempo de inicialização e são normalmente dotadas com capacidade de blackstart, como na literatura especializada sobre o assunto informa e aconselha[7]. Sendo assim, no processo de RS, a máquina hídrica denominada de GENREF, será a primeira a inicializar. Neste estudo apenas é contemplado o sistema de transmissão em alta tensão (380kV). As linhas de alta tensão em corrente alternada (HVAC) têm todas as mesmas características, diferindo apenas nos comprimentos das várias ligações. Na tabela a seguir são apresentadas as características de todas as linhas da rede. Tabela 3.3: Características das linhas De-Para Comprimento (Km) Resistêcia (p.u.) Reactância (p.u.) Susceptância (p.u) 3-4 100 0.00208 0.02285 0.27869 3-9 100 0.00208 0.02285 0.27869 9-13 100 0.00208 0.02285 0.27869 9-11 150 0.00311 0.0342 0.418 13-15 100 0.00208 0.02285 0.27869 13-19 100 0.00208 0.02285 0.27869 13-17 100 0.00208 0.02285 0.27869 19-21 50 0.001 0.0114 0.139346 Os transformadores implementados na rede têm razão de transformação fixa, uma vez que, tendo em conta os objetivos do estudo que se pretende efetuar, é conveniente que em todos os casos de estudos e várias etapas dos processos de RS, não existam fatores externos que possam controlar as variáveis do sistema, como é o caso de transformadores de razão de transformação variável ou com capacidade para ajuste automático de tomadas, que assim possibilitam um controlo da tensão aos terminais do secundário ou primário. Na tabela encontra-se os parâmetros dos transformadores utilizados. 3.5 Definição dos casos de estudo 63 Tabela 3.4: Parâmetros dos transformadores Resistência (p.u.) Reatância (p.u.) 0.000185 0.00769 Limitando o controlo das variáveis da rede, torna-se mais simples e eficaz a análise crítica dos resultados obtidos ao longo do processo de RS nos vários casos de estudo, sendo que a manutenção dos limites das variáveis críticas do SEE ficam apenas ao cargo das unidades de geração. De notar que a rede estudada não é consideravelmente complexa nem tem componentes de regulação e compensação que possam integrar ativamente na RS, tendo capacidade para simplificar o processo. Com isto é possível uma análise mais direcionada do impacto da geração eólica na RS, que é o grande teor deste trabalho de dissertação. As cargas implementadas no programa não apresentam um comportamento dinâmico, como dito anteriormente, assim definiu-se que as cargas apresentam um limiar mínimo de potência que tem de ser respeitado. Num processo de reposição, as cargas do sistema estão constantemente a variar, isto é, o perfil dos consumidores varia, sendo que no momento em que determinado ramo da rede seja energizado a necessidade de potência pode ser menor ou maior comparativamente ao período pré-defeito, isto pode levar a várias complicações em termos de balanços de potência ativa no sistema. Assim sendo, para os estudos que se realizou, optou-se por uma abordagem deste problema mais simplista, considerou-se que, como objetivo da reposição do sistema pretende-se energizar as cargas do sistema numa potência pré-estabelecida de 90MW e 30Mvar em cada carga, correspondendo a alimentar cerca de 70% da totalidade da carga nominal instalada. Ao longo do processo de reposição a alimentação das cargas no sistema fez-se em pequenos incrementos, de valor mínimo correspondente a 5MW ou 5Mvar, respeitando sempre uma tan(φ) de 0,4. Nos instantes iniciais, o balanço de energia reativa é o principal fator limitativo para a evolução no processo de RS, devido à energização das linhas com grande dimensão e a limitada capacidade de absorção de energia reativa das máquinas operacionais, daí que, os incrementos de potência nas cargas seja feito com uma tan(φ) considerável, alimentado primeiramente as cargas com maior capacidade de absorção reativa. 3.5.2 Caso de estudo b) Neste caso na rede elétrica irá constar mais três unidades de geração, integradas na rede nos barramentos 5,12 e 18, como se pode ver na figura 3.21, representativa da rede. As centrais eólicas, modelizadas pelos injetores dinâmicos, têm uma potência instalada de 100MW. Foi considerado que o parque eólico é composto por aerogeradores com uma potência nominal de 2MW, constituídos por geradores síncronos de ímanes permanentes de velocidade variável com conversor integral. A entrada em funcionamento destes sistemas eólicos é realizado por passos, sendo a cada etapa, ligado um conjunto aerogeradores. 64 Modelização do sistema e definição dos casos de estudo Figura 3.21: Diagrama unifilar da rede elétrica do caso b) 3.5.3 Caso de estudo c) A rede elétrica que contempla a integração do sistema eólico offshore pode ser analisada na figura 3.22, sendo que a grande diferença em relação ao caso base consiste na inclusão do injector dinâmico no barramento 12. Figura 3.22: Diagrama unifilar da rede elétrica do caso c) 3.5 Definição dos casos de estudo 65 Este componente que modeliza o sistema eólico offshore de grande dimensão e potência instalada (500MW), encontra-se no barramento mais afastado da rede, ligado pela linha de alta tensão de 150km. Isto vem refletir a necessidade que existe em o sistema de transmissão onshore ser construído até perto da costa marítima, onde o sistema de transmissão submarino do tipo HVDCVSC é conectado à subestação onshore. A maior diferença entre o caso b) e este prende-se com a configuração do sistema de conversão, isto é, no caso offshore o conversor é de grande dimensão e potência nominal, englobando todos aerogeradores. A capacidade deste componente para operar com uma potência bastante superior, possibilita que grandes quantidades de energia reativa, possa ser gerada ou absorvida, até aos limites técnicos do parque eólico. Este facto é uma grande vantagem, permitindo uma otimização do processo de RS, uma vez que, com a entrada em serviço do sistema eólico, cria-se desde logo uma grande capacidade de absorção de potência reativa, que como foi já explícito, é uma grande vantagem para este tipo de processo. No caso de sistemas onshore, os conversores são individuais correspondentes a cada aerogerador, limitando significativamente, a capacidade de absorção. 66 Modelização do sistema e definição dos casos de estudo Capítulo 4 Resultados 4.1 Considerações iniciais A metodologia de RS, aplicada em todos os casos de estudo, tem como objetivos principais a minimização do tempo de reposição e uma maximização da quantidade de cargas alimentadas ao longo do processo. Estes são os principais fatores que tem maior significância na elaboração do plano de reposição. No entanto é preciso hierarquizar a sequência de operações na rede, sendo que como referido anteriormente, as limitações durante uma tarefa deste género são muitas, levando a que seja necessário antever possíveis problemas e encontrar em cada etapa a melhor alternativa para satisfazer os objetivos. No processo de reposição optou-se por uma estratégia build-down uma vez que a rede não tem dimensões consideráveis, assim definiu-se um conjunto de objetivos secundários de modo a progredir com o processo o mais rapidamente possível sem que os objetivos principais fossem prejudicados. As metas definidas para o processo nos vários instantes são de seguida brevemente expostas: •Energização dos serviços auxiliares das unidades de geração sem capacidade para blackstart. •No caso em que existe geração eólica, proceder a uma ligação desta com a rede o mais cedo possível. •Alimentar a carga do sistema consoante as possibilidades. •Energização de todas as linhas de alta tensão. •Repor a carga do sistema na proporção estabelecida. Esta tarefa deve ser feita respeitando, em cada etapa, os limites técnicos e regulamentares impostos, sendo que, como dito anteriormente, uma falha na manutenção destes limites pode levar a complicações com potencial para comprometer a segurança do sistema e levar a uma nova queda. As proteções utilizadas nos sistemas elétricos encontram-se coordenadas para uma atuação eficaz caso os limites operacionais sejam ultrapassados, resguardando a rede de potenciais complicações, no entanto, para este trabalho não foram implementadas qualquer tipo de proteções, 67 68 Resultados uma vez que, os limites técnicos foram atentamente analisados durante todo o processo, criando um plano de reposição para cada caso de estudo, que tendo em conta os objetivos principais, não prescindissem da segurança do sistema, respeitando as limitações técnicas impostas, que podem ser vistas de seguida. •Variações admissíveis das variáveis do sistema durante o processo de RS: –Tensão: [0.95;1.1] p.u. –Frequência: [49.5;50.2] Hz. O desenvolvimento do plano de reposição envolve uma sequência de operações na rede em estudo, sendo definido ações de controlo temporizadas no software de simulação. Estas operações, nos casos de reposição estudados, envolvem várias modificações de parâmetros e regimes de operação de alguns componentes da rede. As operações que fazem parte do processo de RS, são de seguida expostas. •Fecho ou abertura das linhas da rede. •Inicialização das unidades de geração. •Aumento dos valores da carga do sistema. •Modificação dos parâmetros do modelo PLOAD e QLOAD, simulando uma variação na potência ativa e reativa nas unidades de geração eólicas. A metodologia para a RS, implementada em cada caso de estudo, foi alvo de uma cuidadosa análise, sendo que foram feitos vários testes comparativos entre os vários processos implementados com o intuito de procurar o melhor método, que produzisse melhores resultados, com menor tempo de reposição e alimentando o mais cedo possível todas as cargas do sistema. As várias opções existentes, nas etapas de cada processo de RS, leva a que a procura por o melhor método de reposição seja complexo, sendo que o bom conhecimento da rede e os seus componentes integrantes é de grande importância de modo a simplificar o processo e antever potenciais situações de instabilidade. A otimização dos resultados é feita levando em conta as limitações do SEE, sendo que para uma maximização da potência fornecida às cargas, a frequência do sistema irá sofrer grandes variações. Assim, realizou-se uma otimização do processo em que tanto a tensão como a frequência do sistema não ultrapassassem os limites operacionais, mas a janela de variação permitida fosse extensamente utilizada para uma melhoria dos resultados finais do processo, cumprindo eficazmente os objetivos propostos. Como mencionado anteriormente, a diferença entre o caso com sistemas de produção eólicos onshore eoffshore prende-se com as limitações da potência injetada ou absorvida por estes sistemas, uma vez que no caso onshore a capacidade do parque eólico depende das unidades em funcionamento a dada altura, já no caso offshore, devido à configuração dos conversores deste tipo de aproveitamentos, a potência reativa disponível é independente do número de aerogeradores. 4.1 Considerações iniciais 69 Isto significa que as unidades de geração offshore podem não estar a gerar energia ativa mas, no entanto, podem absorver a potência reativa nominal correspondente à totalidade dos aerogeradores, funcionalidade esta que é extremamente favorável numa tarefa de RS. As sequências de operações implementadas, no programa de simulação, tem em consideração os tempos mínimos necessários para proceder a ações na rede, isto é, entre as várias operações na rede é necessário respeitar um tempo mínimo de atuação que corresponde, nos vários casos considerados, a manobras realizadas pelo operador da rede, assim como o tempo necessário para realizar as inicializações das várias unidades de geração. Tipicamente, as unidades de geração do tipo térmico tem um tempo de inicialização considerável, sendo que no caso mais favorável, isto é, num caso de uma inicialização a quente (hot restart), o processo pode demorar algumas horas, tipicamente entre 1 a 6 horas, para o caso das centrais térmicas com características de arranque mais rápido.[38] Para o objecto de estudo desta dissertação, torna-se impraticável a implementação de tempos com esta magnitude nas simulações dinâmicas, assim, recorreu-se a uma abordagem deste problema mais simplista, tentando no entanto mostrar o impacto que estes tempos de espera, para operacionalizar determinada unidade de geração, implicam num processo de reposição. Para mostrar estes efeitos nas simulações efetuadas, optou-se por escolher um tempo mínimo de inicialização das máquinas térmicas que, considerando o caso base de estudo sem geração eólica, o processo de reposição do sistema fica-se num estado de espera, sem alternativa de progressão, até que uma nova unidade de geração entrasse em serviço. Neste ponto do processo de RS, o tempo de espera até ser possível realizar uma nova ação, é equivalente ao tempo de inicialização restante para a máquina térmica inicializar. Estes eventos e respetiva explicação podem ser vistos na análise dos resultados efetuada a seguir. Os tempos mínimos definidos entre as várias operações do sistema são: •Operações na rede: 40 segundos. •Inicialização das unidades de geração térmicas: 20 minutos. •Inicialização das unidades de geração hídricas: 5 minutos. •Inicialização das unidades de geração eólicas: 40 segundos. •Aumento de potência nas unidades de geração eólica: 30 segundos. De seguida será exposta toda a informação e resultados, do processo de RS mais favorável, para cada caso de estudo. 70 Resultados 4.2 Caso a) Neste caso de estudo, a rede elétrica implementada utiliza apenas as unidades de geração convencional, sendo estas do tipo térmicas e hídricas com modelos de regulação de tensão e velocidade e um limitador de sub-excitação associado, como podemos ver na tabela 4.1, que resume os aspetos mais importantes a levar em conta no processo RS. Tabela 4.1: Máquinas síncronas: Características e modelos de regulação Nome Genref Gen1 Gen2 Gen3 Tipo Hídrica Térmica Hídrica Térmica Potência aparente (MVA) 158 192 231.6 384 Potência nominal (MW) 142 163 220 326 Absorção máxima de potencia reativa (Mvar) 48 60 71 120 Regulador de tensão DC1A DC1A DC1A DC1A Regulador de velocidade GovHyd Gover GovHyd Gover Limitador de sub-excitação UEL2 UEL2 UEL2 UEL2 A potência nominal das máquinas apresentadas é calculadas tendo em conta o fator de potência destas, que pode ser visto na tabela 3.2. A capacidade de absorção máxima de potência reativa é limitada pelo modelo de sub-excitação associado, sendo que o valor máximo possível é correspondente a 31% da potencia ativa nominal da máquina, esta limitação de absorção de potência reativa é regida pelos valores expostos na tabela 3.1 que define a característica limitativa do modelo UEL2. De seguida é exposto o procedimento de RS desenvolvido para este caso, que engloba a seguinte sequência de operações implementadas no programa de simulação, sendo expostas sinteticamente na tabela 4.2. 4.2 Caso a) 77 As linhas 9-11 e 13-15 não são energizadas nesta fase do processo, uma vez que a linha 9-11 é a que apresenta o maior comprimento (150Km), gerando consequentemente maior quantidade de energia reativa. A linha 13-15 não foi energizada pois optou-se por colocar em operação a linha 19-21, que apresenta o menor comprimento, trazendo menor esforço para o sistema nesta fase, em que se maximizou as cargas respostas, sendo que quando esta última unidade de geração entrar em serviço, o valor dos incrementos serão significativamente maiores repondo rapidamente a totalidade da carga em falta no sistema. A opção admitida é a que traz melhores benefícios globais para o sistema. Como foi anteriormente explícito, existem dois tipos de unidades de geração no sistema, unidades hídricas e térmicas, tendo associados modelos de regulação de velocidade diferentes que traduzem o comportamento destes tipos de unidades relativamente à resposta das variações do sistema. Assim, num processo de RS, que exige uma constante alteração dos regimes de operação das máquinas, é importante que a resposta destas aos variados eventos do processo de RS seja adequado. De seguida na figura 4.2, podemos ver a varição da potência ativa ao longo de todo o processo. Figura 4.2: Potência ativa gerada É possível verificar que a partir do instante correspondente aos 1940 segundos, as unidades de geração GenRef eGen1 atingem as respectivas potências nominais, a partir desse instante apenas a unidade Gen2 satisfaz o balanço de potência ativa no sistema até esta atingir também o seu 78 Resultados limite aos 2300s. Quando a unidade Gen3 se encontra operacional, a tarefa de responder aos incrementos de potência nas cargas do sistema cabe a esta unidade, já que as outras se encontram nos seus limites operacionais. As oscilações que se verificam nas restantes máquinas, a partir do momento 2400s, é devido aos grandes incrementos de potência sentidos no sistema, como se pode ver pela grande variação na potência ativa gerada pela unidade Gen3, aos quais os modelos de controlo das máquinas respondem. A variação é mais explícita nas máquinas hídricas, que têm um modelo de controlo que leva a uma maior oscilação da resposta, sendo maior nos regimes de operação nominais da máquina. A seguir é analisado a resposta das unidades de geração em termos de potência reativa absorvida, sendo ilustrado na figura 4.3 essa variação ao longo do processo. Figura 4.3: Potência reativa absorvida Através da figura 4.3 é possível ver que quando uma linha de transmissão é fechada a absorção de potência reativa é bastante maior, sendo que incrementos de carga levam a uma diminuição desta absorção como seria de esperar. No final do processo de RS, quando se liga a linha de transmissão 9-11, que é a que gera maior quantidade de energia reativa, a potência absorvida pelas unidades GenRef,Gen1 eGen2 atinge o limite, sendo estes valores impostos pelo modelo de subexcitação implementado. É possivel também verificar que estes limites de absorção são diferentes ao longo do tempo, variando consoante a energia ativa gerada pelas unidades. 4.2 Caso a) 79 As máquinas hídricas têm uma particularidade interessante, relativa ao comportamento do seu binário mecânico, que diferencia a resposta destas unidades comparativamente às unidades térmicas. Uma variação entre a potência ativa e o consumo no sistema, leva a que o binário elétrico da máquina seja instantaneamente alterado de modo a corresponder à discrepância de geração, isto leva a que, numa máquina hídrica, seja necessário aumentar o caudal de água para atuação da turbina, que por sua vez fornece maior binário mecânico ao gerador. Como se está a lidar com um sistema em que é necessário um conjunto de operações envolvendo válvulas de admissão e condutas forçadas do circuito hidráulico, irá haver um atraso de resposta ao binário elétrico, correspondente ao atraso da coluna de água que alimenta a turbina, traduzindo-se no comportamento típico do binário mecânico da máquina. A característica das máquinas hídricas pode ser observada na figura 4.4, equivalente ao binário mecânico da máquina hídrica Gen2 no momento em que existe um incremento de carga no sistema. Figura 4.4: Binário mecânico da máquina hídrica Gen2 Durante o processo de reposição, as tensões apresentam variações, sendo aqui analisado os valores desta variável nos vários barramentos da rede. Podem ser analisadas nos anexos C, as tensões referente aos barramentos com cargas do sistema, sendo nestes barramentos onde as tensões podem assumir valores mais problemáticos. Na figura 4.5 podemos ver a variação da tensão em três barramentos distintos, sendo que nestes os valores da tensão apresentam valores mais relevantes. 80 Resultados Figura 4.5: Tensões da rede durante a RS Os valores das tensões variam consoante a quantidade e o trânsito de potência reativa na rede. Os reguladores de tensão implementados nas máquinas têm uma rápida resposta permitindo que os valores da tensão em toda a rede sejam mantidos nos limites regulamentares. Durante todo o processo de RS, as tensões nos vários pontos da rede encontram-se no limites predefinidos sendo que não houve necessidade de recorrer a medidas de recurso para suprimir estes efeitos, como por exemplo, utilização de transformadores com capacidade de alteração da posição das tomadas.A existência de apenas um nível de tensão da rede de transporte, contribui para a estabilidade destas variáveis durante o processo. Na figura 4.5 podemos verificar que o barramento onde a tensão atinge valores mais elevados é no barramento 10, sendo esta uma variação transitória rápida, como podemos analisar na figura 4.6. 4.3 Caso b) 81 Figura 4.6: Pormenor da tensão no barramento 10 4.3 Caso b) Neste caso de estudo, o procedimento de RS irá ser auxiliado com a participação de sistemas com produção eólica localizados em três pontos distintos da rede de teste. Os três parques eólicos com uma potência nominal de 100MW, aqui denominadas E5,E12 eE18, foram ligadas aos barramentos 5, 12 e 18, respectivamente. Como se sabe, a potência elétrica proveniente deste tipo de aproveitamentos está diretamente dependente das condições de vento no momento, assim, é importante para as simulações realizadas, definir estas condições de modo a determinar a potência máxima passível de ser injetada do sistema. Para todas as centrais eólicas do sistema foi considerado que as condições de vento durante o processo de RS permitem uma extração de potência máxima equivalente a 60% da potência nominal dos aerogeradores, o que equivale a 1.2MW, já que se admitiu o uso de aerogeradores com capacidade de 2MW de potência nominal. Como dito anteriormente, a potência gerada nestes aproveitamentos vai ser injetada no sistema em pequenos incrementos de modo a respeitar os limites superiores da frequência, já que uma injeção de potência a dada altura do processo pode causar um crescimento desta variável na mesma magnitude que foi analisada no caso a) mas com sinal contrário. A injeção de potência destes sistemas é feita colocando em serviço um pequeno número de aerogeradores a cada instante, maximizando a potência fornecida ao sistema e respeitando o limite 82 Resultados enunciado da frequência. O número de aerogeradores colocados em funcionamento a cada instante deve ser suficiente para gerar, neste caso analisado, 14MW em cada incremento que corresponde ao máximo admissível sem que haja infração do limite da frequência. É possível fazer a atuação do controlo de pitch de modo a controlar a potência injetada com o número de aerogeradores operacionais no sistema. O número de aerogeradores associado a cada incremento é de 14 1.2∼ =12. A tabela 4.6 mostra a quantidade de potência colocada operacional na rede ao longo do processo de RS para as três centrais eólicas. Tabela 4.6: Incrementos de potência dos sistemas eólicos Tempo (s) 1620 1650 1680 1710 Incremento (MW) 14 14 14 14 Total (MW) 14 28 42 56 A sequência de operações, que fazem parte do procedimento para este caso, são sinteticamente expostas na tabela 4.7. Tabela 4.7: Sequência de operações para a RS Tempo (s) Evento Tempo(s) Evento 0 Energização do transformador 1-3 1960 Inicialização de E12 1200 Inicialização de Gen1 1990 Aumento de potência em E12 1240 Fecho da linha 3-9 2020 Aumento de potência em E12 1280 Fecho da linha 13-9 2050 Aumento de potência em E12 1320 Aumento de potência na carga 14 2090 Aumento de potência na carga 5 1360 Aumento de potência na carga 10 2130 Aumento de potência na carga 18 1400 Aumento de potência na carga 14 2170 Fecho da linha 13-9 1440 Aumento de potência na carga 10 2210 Aumento de potência na carga 20 1480 Aumento de potência na carga 14 2250 Fecho da linha 19-21 1540 Inicialização de Gen2 2290 Aumento de potência na carga 22 1580 Fecho da linha 3-4 2330 Aumento de potência na carga 12 1620 Inicialização de E5 2370 Aumento de potência na carga 18 1650 Aumento de potência em E5 2410 Aumento de potência na carga 10 1680 Aumento de potência em E5 2450 Aumento de potência na carga 5 1710 Aumento de potência em E5 2490 Inicialização de Gen3 1750 Fecho da linha 13-17 2530 Fecho da linha 13-15 1790 Inicialização de E18 2570 Aumento de potência na carga 16 1820 Aumento de potência em E18 2610 Aumento de potência na carga 12 1850 Aumento de potência em E18 2650 Aumento de potência na carga 20 1880 Aumento de potência em E18 2690 Aumento de potência na carga 22 1920 Fecho da linha 9-11 Uma vez que há a necessidade de fornecer a energia necessária para inicializar as unidades de geração convencionais do sistema, o procedimento adotado, até ao instante 1540s, é igual ao caso de estudo a). É de todo favorável para o processo que os serviços auxiliares destas unidades 4.3 Caso b) 83 sejam energizados o mais cedo possível, uma vez que apresentam um tempo de inicialização considerável. De seguida é apresentada a figura 4.7 que ilustra a variação da frequência do sistema ao longo do processo de RS, que segue o procedimento exposto na tabela 4.7. Figura 4.7: Variação da frequência Como se pode ver na figura 4.7, os aumentos de potência nos três sistemas eólicos, não ultrapassa o limite superior da frequência, que corresponde a 50.2Hz. Por outro lado, como acontece no caso a), os aumentos de potência nas cargas também é realizado tendo em conta os limites inferiores desta variável. Depois da sequência de operações que já foram referidas no caso a), remontando até à inicialização da unidade Gen2, o objetivo secundário desta fase do sistema passa por conetar as centrais eólicas ao sistema, operacionalizando por etapas os aerogeradores como já foi explicado. Assim, aos 1620s, depois de se ter ligado a linha de transmissão 3-5, o parque eólico E5 pode ser inicializado, sendo de seguida feito uma sequência de incrementos de potência neste, de modo a injetar no sistema a potência ativa em pequenas quantidades. 84 Resultados Os incrementos de potência nos sistemas eólicos são realizados no programa de simulação, através da alteração dos parâmetros do macrobloco desenvolvido, que modeliza o controlo dos injetores dinâmicos. Para isso, é modificado o parâmetro, na malha de controlo da potência ativa, do bloco elementar número 3 e, na malha de controlo da potência reativa, os blocos número 7 e 9. Estes blocos são do tipo (set point), e encontram-se presentes no macrobloco PLOAD-QLOAD constituído pelos modelos das figuras 3.17 e 3.19. A capacidade de geração ou absorção de energia reativa dos sistemas eólicos é calculada tendo em conta a quantidade de aerogeradores operacionais, sendo que para a quantidade inicial de 12 de aerogeradores, a capacidade de absorção corresponde a 30% da potência nominal destes, ou seja, um valor equivalente a 7.2Mvar. Nas figuras seguintes podemos ver a injeção de potência ativa no sistema e a quantidade de potência reativa absorvida pelo parque eólico E5. As respostas dos sistemas eólicos, que não são aqui analisadas, respeitantes à potência ativa e reativa, podem ser observadas no anexo C. De notar que, como já foi explicado, os valores presentes nestas figuras quando são negativos representam energia gerada e quando são positivos correspondem a energia absorvida por estes sistemas, visto que os injetores dinâmicos foram modelizados como cargas negativas. Figura 4.8: Potência ativa do sistema eólico E5 Na figura 4.8 podemos verificar os sucessivos aumentos da potência ativa injetada no sistema. 4.3 Caso b) 85 No momento 1750s é operacionalizada uma linha de transmissão, nomeadamente a linha 13-17, energizando a carga 18 com determinada potência que provoca um declínio da frequência, ao qual o sistema eólico responde com uma injeção de potência ativa. Esta quantidade de potência ativa corresponde à reserva feita através do deload admitido de 10%, que neste caso corresponde a 5.6MW, uma vez que a potência nominal do parque eólico é de 56MW neste momento. A variação da frequência ao longo do processo leva a uma rápida atuação do sistema eólico que gera uma potência ativa consoante esta variação, o que mostra o potencial destes sistemas para a manutenção do perfil da frequência ao longo do processo de RS. Na figura 4.9 é exposto o comportamento do sistema eólico em termos de absorção de energia reativa ao longo do procedimento em análise. Figura 4.9: Potência reativa do sistema eólico E5 A potência reativa gerada ou absorvida pelo sistema eólico vai variar consoante a tensão no barramento onde esse sistema se encontra conetado, sendo que para valores de tensão superiores ao nominal, o sistema absorve proporcionalmente potência reativa. O contrário acontece quando a tensão é inferior, sendo injetado uma quantidade equivalente de potência reativa no sistema. A seguir é apresentado a figura 4.10, representativa da tensão no barramento 5, onde o sistema eólico E5 se encontra. 86 Resultados Figura 4.10: Tensão no barramento 5 Como se pode verificar, a potência reativa do sistema eólico responde em função da tensão aos seus terminais, apresentando uma resposta bastante rápida a esta variação, o que permite um controlo quase instantâneo da tensão, durante o procedimento. Depois da sequência que visa os incrementos de potência em E5, é feita a conexão da linha 13-17 e a inicialização do sistema E18 com os sucessivos incrementos de potência neste sistema eólico, sendo este processo em tudo semelhante ao realizado para E5. Depois disto, é energizada a linha de transmissão 9-11 e por conseguinte, conetado e inicializado, o sistema eólico E12. Esta linha de transmissão é a mais comprida do sistema, implicando que a capacidade máxima de absorção das unidades de geração convencionais seja atingida no momento da ligação. Neste ponto do processo, o sistema encontra-se no limiar do equilíbrio da potência reativa, uma vez que os componentes da rede com capacidade para fazer este balanço encontram-se saturados, o que resulta na elevação das tensões do sistema. Com os incrementos de potência no parque E12, a capacidade de absorção de potência reativa é consequentemente maior, como podemos ver na figura 4.11, respondendo eficazmente aos aumentos de tensão no sistema. 4.4 Caso c) 93 De seguida, na figura 4.16, encontra-se a variação da injeção de potência ativa do sistema eólico ao longo do processo de RS, analisando-se em detalhe o comportamento deste relativamente à variação da frequência e a respectiva resposta em potência ativa, na janela temporal entre os 1720s e 1810s. Figura 4.16: Pormenor da potência ativa injetada pelo sistema E12 94 Resultados Verificando a figura 4.16, é notório que aos 1720s, quando existe um aumento de potência na carga 12, o sistema eólico responde rapidamente à descida de frequência, injetando a potência nominal disponível naquele instante (40MW). Quando a frequência tende para o valor nominal, o parque E12 vai diminuindo a potência ativa fornecida ao sistema de modo a criar o deload estabelecido de 10%, até que novo incremento na carga seja efetuado, voltando a repetir-se o evento de declínio de frequência e sucessivo aumento de injeção de potência ativa. A capacidade de absorção de potência reativa do sistema E12 é, desde o momento de ligação, equivalente a 30% da potência instalada, o que corresponde a 150Mvar. Esta absorção de potência é feita consoante a tensão no barramento 12, onde o parque eólico se encontra ligado. Observe-se a figura 4.17. Figura 4.17: Potência reativa do sistema eólico E12 Os valores de absorção de potência reativa não são significativos, uma vez que a tensão neste barramento não atinge grandes magnitudes. 4.4 Caso c) 95 Figura 4.18: Tensão no barramento 12 A tensão no barramento 12 não sofre grandes variações, ao contrário do que acontece quando a linha 9-11 é ligada, em que se verifica uma maior variação dessa variável. Assim que o sistema eólica entra em regime de operação, a tensão deste barramento é eficazmente regulada através da absorção de potência reativa por E12. Os aumentos de potência no sistema eólico modelizado não são realizados numa só sequência, isto devido à necessidade de alimentar as cargas do sistema o mais rápido possível, sendo este um dos objetivos principais para a RS do sistema, assim, é realizado três sequências de aumentos de potência no sistema, entre os quais é fornecida potência às cargas operacionais do sistema, na proporção máxima possível e sem haver infração dos limites de frequência. As linhas de transmissão do sistema foram conetadas sem ordem especifica, restando apenas a linha 13-15 por ligar, antes da unidade de geração Gen3 ficar operacional. A variação de potência ativa e reativa das unidades de geração convencional do sistema pode ser vista nas figuras 4.19 e 4.20. 96 Resultados Figura 4.19: Potência ativa das unidades de geração convencional Figura 4.20: Potência reativa das unidades de geração convencional 4.4 Caso c) 97 Como se pode analisar a partir da figura 4.19, a potência ativa gerada sofre sucessivas diminuições em todas as unidades operacionais sempre que haja uma sequência de incrementos de potência no sistema eólico E12. É importante referir que apesar de as unidades GenRef,Gen1 eGen2, em instantes diferentes do processo, atingirem a potência nominal, existe pelo menos uma unidade operacional com capacidade de geração ao longo de todo o processo, podendo esta realizar a manutenção da frequência do sistema. Na figura 4.20 é possível ver-se a ligação das linhas de transmissão, uma vez que as unidades de geração absorvem rapidamente a potência reativa criada. No momento 1580s, logo depois de a unidade Gen2 estar operacional, a linha 9-11 é colocada em serviço, fazendo com que esta unidade absorva uma grande quantidade de potência reativa, sendo depois notório o momento que o sistema eólico fica operacional, absorvendo parte desta potência. Na tabela 4.11 a seguir, é exposto todos os incrementos de potências realizados ao longo do procedimento de RS. Tabela 4.11: incrementos de potência nas cargas Tempo (s) Carga Potência ativa (MW) Potência reativa (Mvar) 1240 10 25 10 1280 14 20 8 1320 14 25 10 1360 10 25 10 1400 14 25 10 1440 10 25 10 1480 14 20 2 1580 12 25 10 1720 12 35 14 1760 12 30 6 1800 20 30 12 1840 20 35 14 1880 22 30 12 1920 22 35 12 2030 18 35 12 2070 18 40 16 2110 5 30 14 2150 5 25 10 2250 5 35 6 2290 22 20 6 2330 10 15 0 2370 20 15 4 2410 18 15 2 2450 20 10 0 2530 16 65 26 2570 16 25 4 2630 22 5 0 98 Resultados 4.5 Análise dos resultados A importância deste trabalho está na análise dos resultados obtidos no que diz respeito à RS para os três casos de estudo, relativamente aos objetivos principais enunciados, designadamente, a minimização do tempo total de reposição e maximização de cargas alimentadas durante o processo, alimentando os consumidores presentes no SEE o mais rápido possível. Na exposição dos resultados, para cada caso de estudo, em que se justificou os procedimentos adotados e a evolução das variáveis mais importantes do sistema, não foi feito qualquer comparação dos valores de cargas repostas no tempo ou relativamente ao tempo total do processo. Nesta seção pretende-se expor de uma forma sintética estes aspectos associados a cada caso de estudo, fazendo uma breve análise comparativa entre cada um deles. 4.5.1 Tempos de reposição O tempo de reposição de cada caso de estudo, é considerado equivalente ao último procedimento do processo de RS, que em todos os casos diz respeito a um incremento de potência numa carga do sistema. Como foi admitido inicialmente, é considerado que as cargas do sistema estão repostas quando é atingido uma potência em cada carga correspondente a 90MW e 30Mvar. Assim, sinteticamente, os tempo da RS para cada caso são: •Caso a) - 44 minutos e 40 segundos (2680s). •Caso b) - 44 minutos e 40 segundos (2690s). •Caso c) - 43 minutos e 50 segundos (2630s). O processo de reposição que leva menos tempo, de modo a repor o sistema elétrico nas condições estabelecidas, é o caso c), correspondente à rede elétrica com integração de produção eólica offshore. Contudo, os tempos de RS não diferem muito entre si, sendo no caso b), maior em 10 segundos em relação ao caso base, e no caso c) menor 50 segundos. A razão pela qual, nos casos de estudo em que a geração eólica se encontra integrada no processo, não é sentida uma diferença significativa na diminuição de tempo do procedimento, deve-se ao facto da necessidade de inicialização dos sistemas eólicos e tempo mínimo entre os vários incrementos de potência. Isto implica um tempo de manobras na rede que podia ser utilizado para reposição das cargas do sistema, no sentido de alimentar mais consumidores mais cedo. No entanto, depois de integrar estes sistemas na rede, é possível alimentar as cargas com uma potência superior, o que acaba por compensar o tempo total. 4.5.2 Reposição das cargas no sistema Quando o processo de RS se encontra concluído, a carga total do sistema reposta é de 720MW e 240Mvar. Nos gráficos a seguir é demonstrado a comparação entre o casa base e os restantes, 4.5 Análise dos resultados 99 através de dois gráficos comparativos que mostram a evolução da reposição das cargas ao longo do tempo. Admitiu-se uma escala temporal igual para os três casos, sendo apresentado a potência nas cargas em tempos mínimos de 30 segundos. Na figura, é apresentado a comparação entre o caso a) e o b), relativamente à potência ativa fornecida às cargas do sistema. Figura 4.21: Gráfico de comparação entre os casos a) e b) Como é se pode verificar, existe uma diferença clara no valor das cargas alimentadas nos dois casos, entre os minutos 27 e o 38, devendo-se à necessidade de ser implementado uma sequência de incrementos de potência nos parques eólicos. A partir do minuto 38, é possível fornecer potência ativa às cargas do sistema de uma forma mais brusca, uma vez que o sistema apresenta uma maior potência nominal e consecutiva capacidade para manutenção do perfil de frequência, ou seja, a variação desta variável para um aumento de potência nas cargas é traduzido num menor declínio do seu valor nominal. Assim, quando os sistemas eólico se encontram em funcionamento, a carga é rapidamente reposta, como podemos ver na figura 4.21, sendo notório o crescimento do valor da potência fornecida às cargas, partir do minuto 34. Comparativamente ao caso base, o valor das cargas alimentadas passa a ser superior ao minuto 38, estando nesse instante praticamente concluído o processo, salvo ligeiros incrementos nas cargas. De seguida é analisado a figura 4.22, que apresenta um gráfico comparativo entre o caso base e o c), respeitante ao sistema com produção eólica offshore integrada. 100 Resultados Figura 4.22: Gráfico de comparação entre os casos a) e c) Na figura 4.22, verifica-se que a diferença entre o valor da potência alimentada às cargas entre os dois casos não é tão grande, sendo que, como dito anteriormente, os incrementos de potência no parque foram realizados intercalando os aumentos de potência nas cargas consoante as possibilidades do sistema, o que leva a uma maximização da energia fornecida. Contudo, entre os minutos 27 e 35, no caso base a quantidade de potência nas cargas é superior, devido aos referidos incrementos de potência no parque. A partir dos 35 minutos, em termos de maximização da quantidade de energia fornecida às cargas, o caso c) tem vantagem, conseguindo atingir o valor proposto de potência fornecida mais cedo. 4.6 Conclusão Através dos resultados obtidos nas simulações comprovou-se o comportamento adequado dos modelos de controlo implementados nas unidades de geração convencionais, nomeadamente, os modelos de regulação de tensão e velocidade assim como o limitador de sub-excitação, fornecendo a todos os instantes uma fiel aproximação do comportamento que este tipo de geração apresenta na realidade. Nos sistemas eólicos, o modelo que rege a resposta destes, tem o comportamento desejado, permitindo com segurança tirar conclusões preciosas no âmbito do problema analisado. As simulações realizadas permitem fazer um boa comparação entre os vários casos de estudo, uma vez que em todos os casos procurou-se dentro das considerações feitas, otimizar da melhor forma possível todo o processo de RS, de forma que se retirem resultados válidos que possam produzir conclusões com significado científico. Com a integração de sistemas de produção eólica na RS, é possível durante o processo um controlo dos perfis de tensão e frequência do sistema por parte destes sistemas, o que num procedimento deste tipo é uma mais valia fundamental. A inclusão de geração eólica nos casos de 4.6 Conclusão 101 estudo permite que a potência nominal do sistema seja superior, fornecendo mais estabilidade e robustez ao SEE, que é imprescindível numa tarefa desta magnitude, permitindo repor as cargas do sistemas mais rapidamente. Apesar dos resultados obtidos não traduzirem melhorias significativas para os processos de reposição do SEE analisado, é possível tirar várias elações importantes das simulações que integram a geração eólica no processo de reposição. A capacidade de manutenção da frequência e tensão da rede que estes sistemas apresentam quando integram a processo é uma mais valia em qualquer SEE, sendo que, como podemos ver nos resultados apresentados em cada caso, as possibilidades de operações durante o processo são mais vastas, eliminando algumas limitações que existem no caso base de estudo. Analisando o caso com integração de geração eólica offshore, o facto de este tipo de sistemas apresentarem desde o momento em que se encontram operacionais e conetadas ao SEE, uma grande capacidade de absorção de energia reativa, elimina os problemas relacionados com o balanceamento de energia reativa na rede, assim como um controlo eficaz das tensões no barramento no qual se encontra conetado e consecutivamente no resto do sistema. Os resultados obtidos com este tipo de simulação, estão fortemente dependentes da rede de estudo. Como a rede elétrica analisada não apresenta grandes dimensões nem grau de complexidade, os efeitos da integração da geração eólica na RS, com as características enunciadas, não tem o impacto que potencialmente podem apresentar. Numa rede com grandes dimensões e complexidade, com grande número de componentes, a dificuldade de análise e desenvolvimento de uma plano de RS é significativamente maior. Com a integração no processo de sistemas eólicos com as capacidades enumeradas neste estudo, os benefícios sentidos com a participação deste tipo de geração, serão definitivamente maiores numa rede deste gênero. 102 Resultados A.2 Parâmetros dos modelos 109 A.2 Parâmetros dos modelos Tabela A.1: Parametros do modelo UEL2 e DC1A Variável Função AEX BEX K KA KE Valor Tabela 3.1 0.0033 1.3 0 400 -0.017 Variável KF KUI KUL KUQ TA TB Valor 0.04 0.5 0.8 1 0.05 1 Variável TC TE TF TU1 TU2 TU3 Valor 1 0.95 1 0.0001 0.0001 0.0001 Variável TU4 TUP TU1 TUV UELON VRMAX Valor 0.0001 5 0.0001 5 1 3.5 Variável VRMIN VU0REF VUIMAX VULMAX VULMIN VUSMAX Valor -3.5 0 18 0 18 2 Tabela A.2: Parâmetros dos modelos PLOAD e QLOAD Variável Deload Droop FREF KE Valor -0.1 -20 1 1 Variável KQ PG QMAX QMIN Valor -50 -0.1 0.03 -0.03 Variável T T2 TE VREF Valor 0.2 0.05 0.05 1 Tabela A.3: Parâmetros do modelo Gover Variável B FREF KI PMAX PMIN TB TH Valor 0.05 1 1 1 0 0.2 0.25 Tabela A.4: Parâmetros do modelo GoverHyd Variável FREF KI KP TC TCE1 TCE2 VF VO Valor 1 1.1 3 0.3 0.5 1 0.045 0.04 110 A.3 Tensões dos casos de estudo Figura A.4: Tensões do sistema para o caso a) Figura A.5: Tensões do sistema para o caso b) A.3 Tensões dos casos de estudo 111 Figura A.6: Tensões do sistema para o caso c) 112 Referências [1] P. 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