Resposta Inercial do Sistema de Energia Eléctrica com Renováveis sem Acoplamento Electromecânico

Resposta Inercial do Sistema de Energia Eléctrica com Renováveis sem Acoplamento Electromecânico Rodrigo Oliveira Sargaço Dissertação para o grau de Mestre em Engenharia Eletrotécnica e de Computadores Setembro 2018 Resposta Inercial do Sistema de Energia Eléctrica com Renováveis sem Acoplamento Electromecânico Orientador: Álvaro Filipe Peixoto Cardoso de Oliveira Gomes Presidente do Júri: Mário João Simões Ferreira dos Santos Vogal: Dulce Helena Carvalho Coelho Setembro 2018 “Quanto mais experientes a gente estejamos, mais conhecimento tamos, melhor também estamos." — Jorge Jesus Resumo As energias renováveis interligadas com conversores de potência não têm massa rotativa directamente acoplada ao Sistema Eléctrico, não há contacto directo entre as fontes e a rede, logo por si só não contribuem para a inércia global do sistema. Dai terem que ser adoptadas estratégias de controlo para suprimir este problema. Com a inclusão das renováveis no sistema haverá uma variação da inércia ao logo do tempo (diminuição neste caso), e assim por questões de segurança e fiabilidade o sistema tem que ter uma reserva inercial adequada. O software utilizado foi o Digsilent Power Factory para fazer análise de eventos com sistemas de armazenamento e gestão da procura perante a perda de geração síncrona. Palavras-Chave Inercia Rotacional; Acoplamento Eletro-mecânico; Resposta Inercial; Reserva Inercial; Inercia Sintética; Digsilent Power Factory; Códigos de Rede; Inferência Adaptativa Neuro-Difusa i ii Abstract Renewable energy with power converters do not have a rotating mass directly coupled to the Electric System, so there is no direct contact between the sources and the grid, so they do not contribute to the global inertia of the system. With the inclusion of the RES in the system there will be a variation of the Inertia in function of time (will decrease in this case), and for reasons of safety and reliability, the system must have an appropriate Inertial Reserve (Synthetic Inertia). The software used was the Digsilent Power Factory to analyze events with storage and demand side management systems in the case of loss of synchronous generation. Keywords Rotational Inertia; Electromechanical Coupling; Inercial Response; Inertial Reserve; Synthetic inertia; Digsilent Power Factory; Demand Side Management; Grid Codes iii 2.14 Malha de controlo reformulada (Controlo por Descarga) . . . . . 25 2.15 Diagrama esquemático da regulação da frequência da turbina eólica edaflywheel)............................. 26 2.16 Matriz com super-condensador na regulação da frequência . . . . 28 2.17 Frequência da Rede a), Potencia Ativa de um gerador b), Velocidade angular do rotor c), ângulo de passo das ás da turbina . . . . . . 30 2.18 Resposta ∆F1para o primeiro caso . . . . . . . . . . . . . . . . . 34 2.19 Resposta ∆Ptie12 para o primeiro caso . . . . . . . . . . . . . . . . 34 2.20 Resposta ∆F1para o segundo caso . . . . . . . . . . . . . . . . . 35 2.21 Resposta ∆Ptie12 para o segundo caso . . . . . . . . . . . . . . . . 35 2.22 Resposta ∆F1para o terceiro caso . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36 2.23 Resposta ∆Ptie12 para o terceiro caso . . . . . . . . . . . . . . . . 36 2.24 Velocidade do gerador no processo de arranque . . . . . . . . . . 38 6.1 Resposta em Frequência . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 49 6.2 Resposta em Frequência . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 50 6.3 Resposta em Frequência . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 50 6.4 Velocidade angular dos geradores (pu) . . . . . . . . . . . . . . . 51 6.5 Potencia fornecida por um parque eólico de 300MW . . . . . . . . 51 6.6 Resposta em Frequência . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 52 6.7 Velocidade angular dos geradores (pu) . . . . . . . . . . . . . . . 52 6.8 Potencia fornecida por um parque eólico de 300MW . . . . . . . . 53 6.9 Resposta em Frequência . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 53 6.10 Velocidade angular dos geradores (pu) . . . . . . . . . . . . . . . 54 6.11 Potencia fornecida por um parque eólico de 300MW . . . . . . . . 54 6.12 Resposta em Frequência . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 55 6.13 Velocidade angular dos geradores (pu) . . . . . . . . . . . . . . . 55 6.14 Potencia fornecida por um parque eólico de 300MW . . . . . . . . 56 x 6.15 Resposta em Frequência . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 56 6.16 Velocidade angular dos geradores (pu) . . . . . . . . . . . . . . . 57 6.17 Potencia fornecida por um parque eólico de 300MW . . . . . . . . 57 6.18 Resposta em Frequência . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 58 6.19 Velocidade angular dos geradores (pu) . . . . . . . . . . . . . . . 58 6.20 Potencia fornecida por um parque eólico de 300MW . . . . . . . . 59 6.21 Resposta em Frequência . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 59 6.22 Velocidade angular dos geradores (pu) . . . . . . . . . . . . . . . 60 6.23 Sistema de armazenamento de energia . . . . . . . . . . . . . . . . 60 6.24 Potencia fornecida por um parque eólico de 300MW . . . . . . . . 61 6.25 Resposta em Frequência . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 62 6.26 Velocidade angular dos geradores (pu) . . . . . . . . . . . . . . . 62 6.27 Sistema de armazenamento de energia . . . . . . . . . . . . . . . . 63 6.28 Potencia fornecida por um parque eólico de 300MW . . . . . . . . 63 6.29 Resposta em Frequência . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64 6.30 Velocidade angular dos geradores (pu) . . . . . . . . . . . . . . . 64 6.31 Sistema de armazenamento de energia . . . . . . . . . . . . . . . . 65 6.32 Potencia fornecida por um parque eólico de 300MW . . . . . . . . 65 6.33 Resposta em Frequência . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 66 6.34 Velocidade angular dos geradores (pu) . . . . . . . . . . . . . . . 66 6.35 Sistema de armazenamento de energia . . . . . . . . . . . . . . . . 67 6.36 Potencia fornecida por um parque eólico de 300MW . . . . . . . . 67 6.37 Resposta em Frequência . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 68 6.38 Velocidade angular dos geradores (pu) . . . . . . . . . . . . . . . 68 6.39 Sistema de armazenamento de energia . . . . . . . . . . . . . . . . 69 6.40 Potencia fornecida por um parque eólico de 300MW . . . . . . . . 69 6.41 Resposta em Frequência . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 70 xi 6.42 Velocidade angular dos geradores (pu) . . . . . . . . . . . . . . . 70 6.43 Sistema de armazenamento de energia . . . . . . . . . . . . . . . . 71 6.44 Potencia fornecida por um parque eólico de 300MW . . . . . . . . 71 6.45 Sistema IEEE + Descrição . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 73 6.46Nomenclatura............................. 74 6.47 Parâmetros das Maquinas Síncronas . . . . . . . . . . . . . . . . . 75 6.48ParâmetrosDFIG........................... 76 6.49ParâmetrosBESS........................... 77 xii Lista de Acrónimos RES Renewable Energy Systems ROCOF Rate of Change of Frequency RRR Resposta de Reserva Rápida SAE Sistema de Armazenamento de Energia AGC Automatic Generation Control DUFR Discrete Under Frequency Relay FTR Frequency Trend Relay BESS Battery Energy Storage System DFIG Doubly Fed Induction Generator xiii xiv 1 Introdução As energias renováveis são uma fonte de energia alternativa e têm um papel importante no desenvolvimento de uma economia ecológica e sustentável. Com a necessidade de reduzir a emissão de gases poluentes para a atmosfera estas fontes de energia têm ganhado terreno ao longo dos anos. Mas para além de serem fontes de energia intermitentes por natureza não contribuem para a inércia global do Sistema de Energia (com excepção da Hídrica) e assim põem em causa a sua segurança e estabilidade. Sabendo fotovoltaica não tem qualquer inércia e a eólica tem pouca, à medida que se vai adicionando este tipo de fontes de energia ao sistema este torna-se mais sensível a qualquer evento, portanto para o mesmo evento um sistema com baixa inércia a taxa de variação da frequência é superior em comparação com um sistema só com fontes convencionais. Trata-se de uma temática relevante já que se houver variações de frequência superiores 0.5Hz o sistema poderá colapsar. Devido ao acoplamento electromecânico as massas rotativas, os geradores convencionais fornecem energia cinética à rede ou absorvem energia eléctrica da rede quando há um desvio da frequência ∆fno sentido da diminuição ou no aumento, respectivamente. A energia cinética fornecida é proporcional à variação da frequência ∆f, com diminuição da reserva inercial a resposta dos geradores ficará mais lenta em relação a um distúrbio. Com este aumento do desvio da frequência o controlo implementado nos geradores convencionais torna-se demasiado a lento 1 para responder a um distúrbio. Este cenário poderá levar ao deslastre de cargas apenas devido às vibrações provocadas por variações de carga. O Sistema de Energia Eléctrica com poucas renováveis terá inércia suficiente que ira garantir a sua estabilidade e segurança pois esta é assegurada por fontes de energia convencionais. Num cenário onde haja a inclusão de muita renovável, para o sistema ter inércia suficiente terá que haver uma coordenação apropriada entre fontes convencionais e as renováveis. Portanto terá que ser adoptado estratégias de controlo para que as renováveis contribuam obrigatoriamente para as reservas primárias e para a inércia global do sistema. 2 2 Conceitos 2.1 O Problema da Baixa Reserva Inercial Tradicionalmente a inércia do SEE era devido apenas à massa rotativa da geração convencional, para além de ter uma massa muito grande era totalmente despachável. A frequência do sistema, que é proporcional às massas de velocidade angular rotacional síncrona, tem um gradiente finito. Quando idealmente a potência mecânica fornecida pela máquina primária não é igual à potência eléctrica pedida ao gerador existe uma variação de energia cinética que se traduz numa aceleração ou desaceleração das massas rotativas em que o sistema deixa de estar equilíbrio. dEkin,i dt =Pmech,i −Pelec,i (2.1) Então a variação da frequência do sistema depende da velocidade angular assim como da massa de cada unidade geradora. Devido às constantes de tempo do sistema de controlo, as turbinas não podem responder instantaneamente aos distúrbios e dai a extracção de potência mecânica das massas rotativas não ser imediata. Na geração convencional o sistema de controlo era suportado pela resposta física inerente associada às massas rotativas na primeira fase dos eventos. Já no caso das renováveis com conversores de potência não há acoplamento directo 3 entre as massas de rotativas e a frequência da rede. Assim este tipo fontes levanta problemas como a diminuição da reserva inercial. Ora um conversor de potência pode ser usado para complementar este fenómeno, isto é emular a resposta inercial dos geradores convencionais. 2.1.1 Variação da inércia no tempo 2.1.1.1 Modelar a resposta inercial Quando há um distúrbio a energia cinética Ekin armazenada nas massas rotativas de cada gerador é liberada, sendo que a mesma depende do momento de inércia J e da frequência mecânica fmdo gerador. Ekin =1 2J(2πfm)2(2.2) A constante de Inércia (H) pode ser definida como: H=Ekin SB =J(2πfm)2 2SB (2.3) Em que SB é a potência nominal do gerador e H indica o tempo na qual a máquina pode fornecer sua potência nominal somente com sua energia cinética armazenada. Tipicamente os geradores convencionais têm uma constante inércia de 2-6s e as RES com conversor de potência a constate de inércia é 0. 4 Figure 2.1: Variação no tempo inércia rotacional agregada do sistema de energia Alemão (dezembro de 2012) e Histograma da inércia rotacional agregada no sistema de energia Alemão (2012) respetivamente. Equação de Oscilação (Clássica) ˙ Ekin =J(2π)2fm×˙ fm=2HSB fm ×˙ fm= (Pm−Pe)(2.4) Equação de Oscilação (Reformulada) Os transitórios na frequência são geralmente pequenos desvios em torno do valor de referência, assim substitui-se fmpor foePmpor Pm,O, na qual também será adicionado o factor de amortecimento da carga. kload =1 Dload (2.5) ˙ fm=−fo 2HSBDload +fo 2HSB (Pm,O −Pe)(2.6) 5 Figure 2.4: Resposta ao Distúrbio (Geração Convencional) Em suma: Controlo de frequência Primário: - Actua nos primeiros 30s - Fornece uma potência proporcional a ∆f,(uprim. =−1 S∆f) - Não restaura a frequência para o valor nominal fo Controlo de frequência Secundário: - Actua 30s a seguir ao controlo primário - Controlo integral (PI) - Restaura a frequência para o valor nominal Controlo de frequência Terciário: - Actua 15 minutos depois de um distúrbio - Adapta a geração 12 - Fornece o controlo de reserva A inércia sintética entenda-se pela inércia produzida virtualmente pelas RES que na prática não existe na fotovoltaica e nas eólicas desacopladas da rede. O critério para a parametrização da inércia sintética baseia-se na estimação da inércia total do sistema, tendo em consideração as mudanças diárias e sazonais. A actuação da inércia sintética baseia-se na detecção de um alto grau de desvio de frequência. Isto pode ser feito através do monitoramento da Taxa de Variação de Frequência (ROCOF), ou além de uma certa tolerância do valor absoluto da frequência ou detecção do desvio absoluto da frequência nominal. O conhecimento detalhado dos distúrbios na frequência é essencial assim como a preservação e distribuição sistemática da reserva inercial para a estabilidade do ângulo dos rotores de cada gerador. O efeito substancial da inércia sintética na inércia global do sistema e na sua resposta inercial é: - A potência extra fornecida pela turbina eólica pode reduzir substancialmente o ROCOF. - Fornece tempo para os sistemas de controlo das fontes convencionais responderem. - Pode evitar os deslastre de cargas. 2.2 Fundamentos das estratégias de controlo Um SEE com baixa inércia levará a uma ROCOF com magnitudes elevadas mesmo sendo com distúrbios de menor amplitude (visto que são é inversamente proporcionais), o que pode ser o suficiente para o sistema ter que deslastrar cargas. Mais 13 ainda, com o aumento da integração das RES o número de geradores que fornecem reservas primárias e secundarias também diminui, o que leva a um maior desvio na frequência. Com a penetração das turbinas eólicas é necessário ter uma reserva primária adequada, já que a participação na regulação da frequência/tensão é transferida das fontes de energia convencionais para as RES. Para as RES genericamente existe duas categorias de controlo com e sem armazenamento. A melhor escolha para o controlo da frequência terá um “Trade-off” entre a fiabilidade proporcionada e o custo do controlador. No caso das eólicas, o controlo da inércia permite fornecer energia cinética armazena nas Pás das eólicas, enquanto a técnica de controlo de reserva irá manipular o passo angular das pás, a sua velocidade ou ambas para aumentar a margem da reserva. As turbinas eólicas com conversores de potencia não têm a capacidade de libertar a energia cinética armazenada na sua massa rotativas como existe no acoplamento direto. Por esta razão, as turbina eólicas necessita de uma estratégia de controlo para fornecer reserva inercial. Já no caso da fotovoltaica por natureza não tem inércia. As técnicas MPPT (maximum power point tracking) foram desenvolvidas para extrair a potência máxima da fonte, mas desta maneira as RES não fornecem reservas primárias. 2.2.1 Técnicas de controlo projectadas para RES’s sem sistemas de armazenamento de energia O objectivo destas técnicas é para que as RES participarem na regulação da frequência assim como a fontes de energia convencidos, isto é, fornecer reservas primárias. 14 2.2.1.1 Turbina Eólica Nas turbinas a velocidade fixa o gerador de indução é directamente acoplado à rede, desta maneira o gerador fornece inércia perante um desvio da frequência, sendo que esta é relativamente pequena comparada com os geradores síncronos das centrais termoeléctricas. As turbinas de velocidade variável têm ganhado terreno porque oferecem menor stresse mecânico, menos ruído acústico, maior captação de potência, maior capacidade de controlo e maior eficiência. Mas neste caso as turbinas estão desacopladas da rede, ou seja o estator do gerador está ligado a um conversor de potência que por sua vez este está ligado à rede no caso do PMSG, já no caso do DFIG a ligação é feita via circuito do rotor. Portanto este tipo de ligação feito através de um conversor de potência isola a turbina da resposta em frequência perante um distúrbio. Os dois principais tipos de controlo são o controlo de inércia que permite que a turbina eólica liberte energia cinética armazenada nas pás que estão em rotação (dentro de 10s). O controlo da reserva que manipula o ângulo de passo e o controlo de velocidade em que a turbina tem uma velocidade angular superior à velocidade base. Isto serve para que a turbina tenha uma margem de reserva de potência durante um desequilíbrio entre geração e procura. 2.2.1.1.1 Controlo da Resposta Inercial As duas técnicas para lidar com a resposta inercial são a emulação de inércia em que é libertada a energia cinética armazenada nas pás da turbina e a resposta de reserva rápida em que é libertado uma potência constante num determinado intervalo de tempo. 15 Emulação da Inércia Figure 2.5: Emulação da Inercia para Turbinas de Velocidade Variável A potência de saída da turbina Pmeas irá determinar o valor da velocidade angular de referência do rotor ωr,ref que por sua vez é comparado ao valor da velocidade angular do rotor ωr,meas, desta maneira o controlador PI irá actuar para o gerador fornecer potência máxima disponível. Pin = 2Hv×ωsys ×dωsys dt (2.13) Perante um desvio de potência o gerador fornece um determinado valor Pin que é baseado no valor da ROCOF e na constante de inércia Hv. Depois a diferença entre Pin e o valor PMP P T é que irá definir qual será o valor da energia cinética libertada. Este tipo de controlo tem duas desvantagens, primeiro a velocidade do rotor irá reduzir rapidamente, ou seja irá haver grandes perdas aerodinâmicas, segundo o sistema irá necessitar de tempo para recuperar energia e assim o rotor voltar a velocidade angular anterior. 16 Resposta de Reserva Rápida Geralmente, a resposta de inercial pode ser emulada através do sinal de controlo do desvio de frequência ou da ROCOF. Também pode ser definido como uma constante de 10% da potência activa nominal por 10s, apesar da sua intermitência. A potência constante de curto prazo, que é chamada de Resposta de Reserva Rápida, é libertada através da energia cinética armazenada na massa rotativa da turbina eólica. Esta reserva de potência pode ser obtida controlando o "set-point" da velocidade do rotor. Dado por: Pcont =1 2Jωro2−1 2Jωrt2(2.14) onde Pconst, é a quantidade constante de potência activa, t é a duração de tempo para a reserva de potência, ωro é a velocidade de rotação inicial e ωrt é a velocidade de rotação no final da resposta inercial. Figure 2.6: Diagrama de Blocos do Controlo Resposta de Reserva Rápida A operação do controlador resposta de reserva rápida começa quando o desvio de frequência exceder um determinado limite. Um sinal de controlo é enviado do esquema de "detecção e disparo" para contornar o ponto de potência máx17 ima (MPPT) e configurar a potência de reserva. Assim, este esquema continua fornecendo potência extra durante a fase de sobreprodução. No entanto, quando a descarga de energia cinética é concluída, a função de recuperação de velocidade traz a velocidade do rotor de volta ao seu valor anterior (antes do evento) e restaura a potência máxima. Esta restauração de potência geralmente leva à fase de subprodução, na qual a energia é retirada da rede para recuperar a velocidade do rotor ao valor desejado. Para evitar uma queda imediata na potência de saída, a transição de sobreprodução para subprodução deve seguir uma transição linear. O controlador central tem duas tarefas principais, sendo a primeira tarefa determinar a quantidade de energia adicional para cada turbina eólica, enquanto a segunda tarefa é determinar o tempo apropriado para recuperar a energia cinética após a fase final da sobreprodução. Controlo Íngreme O esquema de controlo íngreme regula a saída de potência activa de uma turbina eólica proporcional à variação da frequência em que há uma relação linear entre a frequência e a potência activa. Este controlador melhora consideravelmente o nadir da frequência, bem como o processo de recuperação de frequência após um distúrbio. A potência activa é ajustada de acordo com as características lineares e é dada por: ∆P=P1−P0 = −fmeas −fnom R(2.15) onde R é o declive, fmeas e P1 são a frequência após o evento e a potência de saída da turbina eólica, respectivamente, enquanto fnom e P0 são os pontos iniciais de operação. Quando a frequência cai de fnom para fmeas, a turbina aumenta a saída de potência de P0 para P1 para compensar o desvio. 18 Figure 2.7: Esquema do Controlo Íngreme 2.2.1.1.2 Controlo por Descarga Neste tipo de controlo é criado uma margem de reserva (Potencia) desviando o ponto de operação da turbina do ponto de operação óptimo, ou seja reduzindo o nível de potência fornecida. Pin =1 2ρACp(γ, β)v3(2.16) Como mostra a equação a potência de saída da turbina depende do rácio da velocidade γe do ângulo de passo β. γ=ωrR v(2.17) Descarga através do controlo de velocidade: O controlo de velocidade é feito alterando o valor do rácio de velocidade λ, deslocando o ponto de operação para a esquerda ou para a direita do ponto de potência máxima. 19 Figure 2.8: Curva de Descarga Como mostra a figura quando há uma queda na frequência a turbina eólica liberta uma determinada quantidade de potência predefinida que é proporcional ao desvio da frequência, e assim o ponto de operação muda de A para B. Pref =Pdel + (Pmax −Pdel)×ωrdel −ωr ωrdel −ωrmax (2.18) Descarga através do controlo do ângulo de passo: A diminuição do nível de potência é feita aumentando o ângulo das pás da turbina, tipicamente este actua quando o controlo pela velocidade falha. Assim o ponto de operação muda de A para B sem que haja alteração da velocidade angular do rotor. 20 Figure 2.9: Curva da velocidade angular do rotor para diferentes valor do ângulo de passo para uma turbina de 1.5MW(velocidade do vento: 10m/s) Operação de subóptima potência: Com estes dois tipos de controlo a turbina fica capaz de fornecer uma reserva de potência a médio-longo prazo. Nesta técnica dá-se o exemplo de 2 modos de operação, o primeiro modo a velocidade do rotor é superior à velocidade base com 90% da potência óptima, assim o gerador passa do ponto de operação F para C. No segundo modo para a turbina eólica atingir os 90% de potencia subótima o gerador muda o ponto de operação de B em direcção a D. Mas supondo que o gerador não consegue atingir tal ponto de operação e fica apenas no ponto de operação G, ora neste ponto de operação o gerador não 21 Figure 2.16: Matriz com super-condensador na regulação da frequência 2.4 Controladores não-lineares para a regulação de frequência/inércia Os controladores PID são incapazes de ultrapassar as características não-lineares da dinâmica das eólicas especialmente quando a região operacional muda devido à natureza intermitente do vento e/ou por ter potência disponível para as contingências severas como interrupção de geração. Independentemente da robustez desses controladores e de suas amplas margens de estabilidade, eles são altamente sensíveis à dinâmica não linear do sistema e à variação de parâmetros. É difícil obter o desempenho ideal usando as técnicas tradicionais, pois elas dependem do tipo de soluções adoptadas e das condições iniciais. Com a inerente não-linearidade, o aumentando do número e complexidade deste tipo de sistemas em conjunto com o aumento da penetração de eólicas e seus efeitos sobre comportamento dinâmico do sistema de energia, os controladores convencionais tornaram-se incapazes de fornecer um desempenho satisfatório sobre uma ampla gama de condições de operação. Ao manter um valor fixo de reserva primária reduzirá o factor de capacidade 28 (CF) do gerador, já que a potência de saída não será constante. Por esta razão os ajustes terão de ser em tempo real para calibrar o factor de descarga permanentemente em função do desvio de frequência. Por outro lado, regra geral, uma das limitações destas técnicas é a necessidade de uma fase de treino que exige uma grande quantidade de dados relativos ao funcionamento do gerador para diferentes níveis de carga. Os esquemas de controlo adaptativos são baseados em algoritmos de projecção afim para adaptar os parâmetros do controlador PI em tempo real com a finalidade de melhorar a sua operação. Nas várias técnicas de controlo há varias considerações a ter em conta: Emulação inércia - esta abordagem não é uma contramedida permanente e só é benéfica temporariamente por um curto período de tempo durante um evento. Descarga - oferece uma capacidade de reserva permanente por meio da realocação do ponto de operação da turbina eólica (ponto de potência máxima, MPPT) para um ponto de operação abaixo de menor potência, com menor eficiência. Controlo de Passo - só é aplicável para velocidades de vento acima do valor base. Controlo sobre-velocidade - é aplicável para toda a gama de velocidade do vento, mas a velocidade máxima não é difundida o suficiente devido à limitação física da velocidade angular do rotor acima do valor base. 29 2.5 Controlo difuso Aqui analisa-se um caso de estudo usando o sistema teste IEEE de 9 barramentos em que as eólicas abastecem 75%da procura que totaliza uma potência activa de 315 MW e 115 Mvar de reactiva. Figure 2.17: Frequência da Rede a), Potencia Ativa de um gerador b), Velocidade angular do rotor c), ângulo de passo das ás da turbina Este cenário retrata uma interrupção da geração (convencional) equivalente a 30 MW. As linhas a tracejado ilustram o controlo convencional. Nestes resultados é óbvia a supremacia deste tipo de controlo em contraste com o controlo convencional, menor erro em regime permanente, tempo de subida mais curto, menor tempo de estabilização portante maior o factor de amortecimento. Para manter a frequência mais próxima do seu valor nominal será necessário disponibilizar mais 30 potencia activa tanto eventos de curta duração como de longa duração. Também é de notar que neste controlo há maior redução do ângulo de passo e maior diminuição da velocidade angular do rotor devido a uma maior potencia activa obtida para mesma potencia extraída do vento, dai mais eficiência e melhor desempenho durante em regime transitório e em regime permanente. Esta abordagem proposta é projectada independentemente das características inerciais e das características da variação de frequência das turbinas eólicas, como é no caso do controlo convencional. Um dos problemas neste tipo de controlo é que pequenas variações na entrada não causarão grandes desvios no sinal de saída. 2.6 AGC baseado em Redes Neuronais Realimentadas de um sistema de energia de duas áreas com turbinas eólicas baseadas em DFIG Nesta experiência um sistema de energia de duas áreas ligadas por linhas de Transmissão assíncronas há uma participação dinâmica de turbinas eólicas baseadas em DFIG na presença de uma não-linearidade do sistema, neste caso é considerada a "Banda Morta" do regulador dos geradores síncronos. Nas redes neuronais como as MLP(multi-layer perceptron) não há realimentação da saída de uma camada para a entrada das camadas anteriores do neurónio. Portanto, essas redes não têm memória, pois a saída em qualquer instante depende totalmente das entradas e da sua magnitude naquele instante. Devido ao dinamismo do SEE, é vantajoso usar realimentação em redes neuronais. Se a saída de um neurónio é usada como realimentação em um neurónio em uma camada anterior, a saída desse neurónio ficará em função tanto da entrada da camada anterior no tempo t quanto de sua própria saída que ocorreu num tempo anterior t−∆t. Este controlo tem maior ca31 pacidade de sintetizar o mapeamento complexo com precisão e rapidez. Pode usar dados off-line para calibrar o controlador sem que esses dados sejam usados para a estratégia de controlo on-line, aumentando assim a eficiência do controlador em comparação com os controladores convencionais. A escolha do número de camadas ocultas, neurónios ocultos e um algoritmo de calibração eficiente desempenha um papel importante na decisão da precisão do controlo AGC. Sistema de Energia I O sistema de energia I é um sistema de duas áreas interligadas que consiste em centrais térmicas idênticas com turbinas não combinadas ciclicamente interligadas via linha de transmissão CA. A não linearidade da banda morta do controlador também é considerada no modelo dinâmico do sistema de potência. Sistema de Energia II Este sistema consiste em Centrais térmicas idênticas não ciclicamente combinadas e turbinas eólicas baseadas em DFIG em cada área. As linhas de transmissão paralelas AC / DC são usadas como uma ligação simultânea e recíproca entre duas áreas de controlo. Os efeitos de banda morta do controlador também são considerados na modelagem deste sistema de potência. A realimentação permite que a rede aprenda a reconhecer e gerar padrões temporais e espaciais. Uma ligação recorrente é estabelecida, pois há uma ligação de retorno da saída da primeira camada para a entrada da primeira camada, o que permite que a rede detecte e gere padrões que variam no tempo. No instante t, as activações das unidades de contexto indicam as activações das unidades ocultas no instante de tempo anterior. A ANN realimentada é um regulador não linear adaptativo com estratégia de controlo definida por a regra de aprendizagem usada na mudança de magnitudes 32 do sistema de ligações sináptico. A calibração é feita para uma ampla gama de condições de operação e uma dada área distúrbios de carga (isto é, 0 a 1%, 1% a 2%, 2% a 3%, 3% a 4% e 4% a 5% de distúrbios de carga) de um conjunto de dados off-line gerado pela concepção e implementação da solução óptima para os controladores AGC. Neste trabalho o controlo tem duas camadas. A camada oculta, tem 10 neurónios e a camada de saída existe um neurónio. A função de activação da rede é escolhida como sigmóide e linear. O controlo projectado da AGC foi calibrado várias vezes com diferentes números de conjuntos de dados usando o algoritmo "back-propagation-through time" e o modelo mais bem calibrado foi guardado. Algoritmos de aprendizagem causam os ajustes nas magnitudes para que o desempenho desejado possa ser alcançado. Primeiro caso As figuras seguintes mostram o desempenho dinâmico de ambos os modelos do sistema de potência com os parâmetros nominais aplicando uma variação de carga de ∆Pd1= 0,01 p.u. MW para area-1. As respostas em frequência de ∆F1e ∆Ptie12 são mostradas nas Figuras. Uma análise dos gráficos revela que o controlo AGC projectado é bem-sucedido em fornecer uma suave estabilização das respostas dinâmicas do sistema para todos os modelos de sistemas de potência considerados. No entanto, a incorporação de turbinas eólicas baseadas em DFIG em cada área oferece suporte de potência rápido e activo proporcional ao desvio de frequência. A frequência e os desvios de potência da linha de transmissão são nulos em regime permanente. 33 Figure 2.18: Resposta ∆F1para o primeiro caso Figure 2.19: Resposta ∆Ptie12 para o primeiro caso Segundo caso O desempenho do controlo AGC projectado é avaliado para o sistema de potência do modelo 2 variando os parâmetros do sistema em -20% dos seus valores originais e comparado com aqueles obtidos usando controlo PI convencional com mudança de carga de ∆Pd1= 0,015 p.u. MW para a área-l e ∆Pd2= 0,004 p.u. MW para a 34 área-2. Os resultados da simulação das Figuras 2.36-2.37 mostram que o controlo AGC proposto tem melhor desempenho que o controlo PI convencional. Figure 2.20: Resposta ∆F1para o segundo caso Figure 2.21: Resposta ∆Ptie12 para o segundo caso Terceiro caso Neste caso o sistema de potência modelo 2 os parâmetros variam em +20% dos seus valores originais e comparado com aqueles obtidos usando um controlo AGC 35 convencional baseado em PI com mudanças de carga de ∆Pd1= 0,03 p.u. MW para a área-l e ∆Pd2= 0,008 p.u. MW para a área-2, respectivamente. Figure 2.22: Resposta ∆F1para o terceiro caso Figure 2.23: Resposta ∆Ptie12 para o terceiro caso 36 2.7 Inferência Adaptativa Neuro-Difusa baseada em Algoritmos Genéticos O controlo difuso tem implementação matemática simples e usa uma tecnologia de hardware barata. No entanto depende muito do conhecimento científico e da experiência do projectista para calibrar as funções de associação. No caso do controlador de redes neuronais existe um longo processo de aprendizagem e tempo de convergência. O controlador do sistema de inferência neuro-difuso adaptativo integra as características e as virtudes das redes neuronais e do controlo difuso em um único modelo. O controlador codifica as regras "IF-THEN" em uma estrutura baseada em redes neuronais e, em seguida, usa algoritmos de aprendizado apropriados para diminuir o erro de saída com base nos conjuntos de dados de aprendizagem / validação. Este tipo de controlo proposto usa um algoritmo de aprendizado baseado nos algoritmos genéticos para analisar um mapeamento de entrada-saída com base em conhecimento especializado e em conjuntos de dados de entrada-saída especificados para ajustar os parâmetros do sistema do controlo difuso.A inferência neuro-difuso possui vantagens em termos de implementação simples, auto-aprendizagem, processamento paralelo, adaptação e habilidades de generalização. O controlador obtém uma convergência rápida e respostas precisas. Os algoritmos genéticos serão um procedimento de para identificar os parâmetros. Na figura é mostrado a supremacia desta estratégia em compararão com as demais. 37 limitação da reserva primaria da eólica mesmo com o apoio do deslastre de cargas. Embora o tempo de resposta das reservas vá aumentando a cada uma segundo apenas a taxa de variação da frequência é influenciada mas o valor em regime permanente mantém-se igual. Na Figura 6.21 b) é de notar a grande diferença entre a resposta em frequência da gestão da procura e a resposta da BESS, é necessário ainda mais reservas primárias que no caso anterior para para recuperar o valor da frequência. Na figura 6.25 é ilustrada uma das vantagens do controlo BESS que é o mais rápido a actuar, quase instantaneamente. Tanto em a) ou em b) a resposta é semelhante, portanto a resposta da BESS não é influenciada pela constituição da geração. A resposta da geração eólica é influenciada pela não uniformidade das constantes de tempo da geração síncrona, dai queda no fornecimento de potência imediatamente após a actuação das reservas primárias (Figura 6.26). Mais uma vez o valor da frequência em regime permanente não é influenciado mas sim a sua taxa de variação. De seguida é mostrado o caso da perda de duas unidades (Figura 6.36 b)) geradoras em que em que o valor da frequência em regime permanente ainda é maior que no caso anterior (Figura 6.23 b)). O despacho não influencia a resposta do sistema ao distúrbio porque a inércia é a mesma. O tempo de resposta do sistema de armazenamento e da gestão de cargas é crítico, isto é, quanto mais tarde actuar a gestão da procura/sistema de armazenamento maior é a queda na frequência, ou seja, mais potência é necessário fornecer ao sistema para f=f0. Verifica-se nas simulações com gestão da procura que no sistema com eólicas o valor da frequência em regime permanente é inferior. Sendo que este resultado ainda é mais nítido nas simulações com armazenamento. Estes resultados demonstraram também que a gestão da procura é mais eficiente que o sistema de armazenamento (BESS). Para trabalho futuro sugere-se combinação entre a gestão da procura e o sistema de armazenamento (BESS). 44 5 Conclusões e Trabalho Futuro É necessário actualizar o regulamento que estabelece os códigos de rede relativo a requisitos da ligação de geradores à rede pois estas normas para a integração destas fontes de energia estão obsoletas e terão que ser revistas para estes novos desafios. 1o) Definir novos padrões e códigos de rede : Uma contribuição mais adequada dos parques de energia renovável. Os novos códigos de rede devem considerar os requisitos da regulação da frequência. 2o) Revisão da política de reserva existente: São necessários mais estudos e análises económicas para determinar a margem de reserva adequada, onde a identificação dessa margem deve considerar o equilíbrio entre custo e desempenho técnico. 3o) Desenvolvimento de novas tecnologias de armazenamento usadas para a regulação de frequência: com o aumento do número de renováveis ligadas à rede, há uma maior necessidade de sistemas de armazenamento de energia. A tecnologia de armazenamento poderia resolver pequenos processos constantes de tempo e evitar a propagação de oscilações entre áreas. Os papéis e responsabilidades dos agentes do mercado também necessitam de serem revistos. As competências e as responsabilidades do operador do sistema estão se a tornar cada vez mais amplas e os conceitos da rede automatizada estão amplificam esse efeito. No entanto, a análise adicional terá que ter em conta características de resposta em frequência mais detalhadas, mais realistas, de vários 45 tipos de unidades (isto é, incluindo atrasos de tempo adicionais, comportamento de resposta inversa, etc.). As opções de mitigação para baixa inércia rotacional e a dinâmica da frequência mais rápida são a actuação do controlo primário mais rápida e a provisão de inércia rotacional sintética. As unidades BESS são, devido ao seu comportamento de resposta muito rápido, especialmente adequadas para fornecer reservas de controlo de alta frequência (e voltagem) ou inércia rotacional sintética para a operação do sistema de potência. A contribuição da inércia sintética não é suficiente para suportar grandes quedas de frequência devido à perda de várias unidades geradoras. Mais ainda, esta solução atrasa a reposição da frequência para o valor nominal e impõe mais requisitos ao controlo primário. Em todo o caso terá de haver mais comunicação dentro do SEE para contemplar com a variação de inércia que existe actualmente. A previsão da curva de variação de inércia é um bom indicador como o sistema irá se comportar, e assim fazer uma melhor adequação para cada sistema de controlo. Novos esquemas de controlo de frequência adaptáveis, métodos de computação mais avançados e novas tecnologias de comunicação são necessárias. Como trabalho futuro é necessário perceber quais as vantagens/desvantagens, os resultados a nível a da performance repetindo as simulações usando o sistema de inferência adaptativo neuro-difuso baseado em algoritmos genéticos. 46 Referências [1] I. Vokony. Effect of inertia deficit on power system stability – synthetic inertia concepts analysis, 2017. [2] A. Ulbig, Theodor S. Borsche and Göran Andersson Power Systems Laboratory, ETH Zurich. Impact of Low Rotational Inertia on Power System Stability and Operation, 2017. [3] DIgSILENT PowerFactory 15 User Manual, 2015. [4] M. Dreidy, H. Mokhlis, S. Mekhilef Inertia response and frequency control techniques for renewable energy sources: A review, 2017. [5] B. Hoseinzadeh, Z. Chen Intelligent Load-Frequency Control Contribution of Wind Turbine in Power System Stability, 2013. [6] S. Kaur, S. Agrawal, Y. P. Verma Power Grid Frequency Prediction Using ANN Considering the Stochasticity of Wind Power, 2017. [7] N. Sa-ngawong, I. Ngamroo Optimal fuzzy logic-based adaptive controller equipped with DFIG wind turbine for frequency control in stand alone power system. In: Proceedings of the 2013 IEEE Innovative Smart Grid Technologies-Asia (ISGT Asia), 2013. 47 [8] H. Bevrani, F. Habibi,P. Babahajyani, M. Watanabe, Y. Mitani. Intelligent frequency control in an ac microgrid: online PSO-based fuzzy tuning approach. IEEE Trans Smart Grid, 2012. [9] S.Q. Ali, H.M. Hasanien Frequency control of isolated network with wind and diesel generators by using adaptive artificial neural network controller International Review of Automatic Control, 2012. [10] M. Crosa di Vergagni, F. Conte Frequency support by distributed demand side management of building cooling systems, 2015. [11] A.M. Ghatpande Frequency dependent load chipping in as a demand side management (DSM) tool-concept and issues, 2016. [12] Bing-liang Xu, L. Baozhu, Y. Jilai DSM based frequency quality control of powwr system, 2014. [13] A. Oudalov, D. Chartouni, Christian Ohler Optimizing a Battery Energy Storage System for Primary Frequency Control, 2013. [14] L. Srinivasan, U. Markovic, M.G. Vayá, G. Hug Provision of frequency control by a BESS in combination with flexible units, 2018. 48 Anexo A - Simulações do Projeto Teste sem Resposta do Sistema (Perda de Geração de 300MW) (a) Síncrona (b) Síncrona + Eólicas Figure 6.1: Resposta em Frequência Teste sem Resposta do Sistema (Perda de Geração de 450MW) 49 (a) Síncrona (b) Síncrona + Eólicas Figure 6.2: Resposta em Frequência 6.1 Gestão da procura 6.1.1 Reserva de 300MW 1 segundo após a perda de geração (a) Síncrona (b) Síncrona + Eólicas Figure 6.3: Resposta em Frequência 50 (a) Síncrona (b) Síncrona + Eólicas Figure 6.4: Velocidade angular dos geradores (pu) (a) Síncrona + Eólicas Figure 6.5: Potencia fornecida por um parque eólico de 300MW 51 2 segundos após a perda de geração (a) Síncrona (b) Síncrona + Eólicas Figure 6.6: Resposta em Frequência (a) Síncrona (b) Síncrona + Eólicas Figure 6.7: Velocidade angular dos geradores (pu) 52 (a) Síncrona + Eólicas Figure 6.8: Potencia fornecida por um parque eólico de 300MW 3 segundos após a perda de geração (a) Síncrona (b) Síncrona + Eólicas Figure 6.9: Resposta em Frequência 53 (a) Síncrona (b) Síncrona + Eólicas Figure 6.22: Velocidade angular dos geradores (pu) (a) Síncrona (b) Síncrona + Eólicas Figure 6.23: Sistema de armazenamento de energia 60 (a) Síncrona + Eólicas Figure 6.24: Potencia fornecida por um parque eólico de 300MW 61 2 segundos após a perda de geração (a) Síncrona (b) Síncrona + Eólicas Figure 6.25: Resposta em Frequência (a) Síncrona (b) Síncrona + Eólicas Figure 6.26: Velocidade angular dos geradores (pu) 62 (a) Síncrona (b) Síncrona + Eólicas Figure 6.27: Sistema de armazenamento de energia (a) Síncrona + Eólicas Figure 6.28: Potencia fornecida por um parque eólico de 300MW 63 3 segundos após a perda de geração (a) Síncrona (b) Síncrona + Eólicas Figure 6.29: Resposta em Frequência (a) Síncrona (b) Síncrona + Eólicas Figure 6.30: Velocidade angular dos geradores (pu) 64 (a) Síncrona (b) Síncrona + Eólicas Figure 6.31: Sistema de armazenamento de energia (a) Síncrona + Eólicas Figure 6.32: Potencia fornecida por um parque eólico de 300MW 65 6.2.2 Reserva de 450MW 1 segundo após a perda de geração (a) Síncrona (b) Síncrona + Eólicas Figure 6.33: Resposta em Frequência (a) Síncrona (b) Síncrona + Eólicas Figure 6.34: Velocidade angular dos geradores (pu) 66 (a) Síncrona (b) Síncrona + Eólicas Figure 6.35: Sistema de armazenamento de energia (a) Síncrona + Eólicas Figure 6.36: Potencia fornecida por um parque eólico de 300MW 67 2 segundos após a perda de geração (a) Síncrona (b) Síncrona + Eólicas Figure 6.37: Resposta em Frequência (a) Síncrona s/ (b) Síncrona + Eólicas Figure 6.38: Velocidade angular dos geradores (pu) 68 (a) Síncrona (b) Síncrona + Eólicas Figure 6.39: Sistema de armazenamento de energia (a) Síncrona + Eólicas Figure 6.40: Potencia fornecida por um parque eólico de 300MW 69 6.3.1.2 DFIG (6MW) (a) (b) (c) (d) Figure 6.48: Parâmetros DFIG 76 6.3.1.3 BESS (30MW) (a) (b) (c) (d) (e) (f) Figure 6.49: Parâmetros BESS 77