Bauru – SP 2018 Modelagem e Controle de Gerador de Indução Duplamente Alimentado para Estudo de Sistema de Geração Eólica MARCO AURÉLIO ROCHA Bauru – SP 2018 PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA ELÉTRICA Modelagem e Controle de Gerador de Indução Duplamente Alimentado para Estudo de Sistema de Geração Eólica MARCO AURÉLIO ROCHA Dissertação apresentada ao programa de Pós- Graduação em Engenharia Elétrica da Faculdade de Engenharia de Bauru (FEB) – UNESP, para obtenção do título de Mestre em Engenharia Elétrica Orientador: Prof. Dr. Paulo José Amaral Serni Coorientador: Prof. Dr. André Luiz Andreoli Rocha, Marco Aurélio. Modelagem e Controle de Gerador de Indução Duplamente Alimentado para Estudo de Sistema de Geração Eólica/ Marco A. Rocha, 2018 157 f. Orientador: Prof. Dr. Paulo José Amaral Serni Dissertação (Mestrado)–Universidade Estadual Paulista. Faculdade de Engenharia, Bauru, 2018 1. Geração de energia eólica. 2. Compensação de reativos. 3. Filtro ativo de potência. 4. Qualidade de energia. I. Universidade Estadual Paulista. Faculdade de Engenharia. II. Título. AGRADECIMENTOS Primeiramente, a Deus por mais esta conquista. Ao professor Dr. Paulo José Amaral Serni, pela amizade, dedicação e apoio em todos os momentos. Agradeço também por acreditar no potencial deste trabalho, além de todo aprendizado que absorvi durante o período de mestrado. Agradeço todos os conselhos e pela disponibilidade de sempre me atender com as minhas dúvidas. Ao professor Dr. André Luiz Andreoli, pela amizade, dedicação, apoio e por acreditar no meu potencial e no potencial desta pesquisa. Foi de fundamental importância durante todas as fases de desenvolvimento da pesquisa. Agradeço também por todos os ensinamentos, conselhos e oportunidades que me foram dadas tanto na coorientação desta dissertação de mestrado como na orientação do trabalho de conclusão de curso. Agradeço pelos aprendizados que levarei durante minha vida acadêmica e pessoal. Aos meus amados pais Antônio e Rosa, pelo grande incentivo e apoio, estando ao meu lado nos momentos mais importantes e decisivos de minha vida. Agradeço pelo apoio e pela paciência da minha namorada, Ana Luiza Costa, que esteve ao meu lado nos momentos mais importantes e decisivos deste trabalho. Agradeço pelo constante apoio dado pelo professor Dr. Paulo Sérgio da Silva, por cada minuto que demandei com as minhas dúvidas. Ao meu amigo de laboratório Wallace Gabriel de Souza pelo companheirismo e amizade, estando sempre presente e fornecendo grande auxílio para a conclusão deste trabalho. A todos os colegas da pós-graduação em Engenharia Elétrica, em especial a Danilo Ecidir Budoya pela amizade durante esta jornada. Agradeço aos técnicos do laboratório Edson, Osmar, Nelson e Helton. A todos os funcionários e professores do Departamento de Engenharia Elétrica da UNESP de Bauru e da seção técnica de pós-graduação. Ao Conselho Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico (CNPq) pelo apoio financeiro para a execução deste trabalho, através de uma bolsa de mestrado acadêmico (Processo: 13.2999/2016-1). “O homem é do tamanho de seu sonho” Fernando Pessoa RESUMO Esta dissertação apresenta a análise, modelagem e controle vetorial de um sistema de geração eólica tendo um gerador de indução duplamente alimentado como máquina primária e equipado com um conversor back-to-back para gerenciamento da potência entregue ou absorvida da rede elétrica, independentemente do tipo de carga instalada, por meio de compensação de reativos e filtragem ativa das correntes da rede. Para atingir este objetivo, a modelagem do sistema, bem como o projeto dos controladores foram desenvolvidos no ambiente de simulação Matlab®/Simulink®, em que o controle do conversor do lado do rotor realiza a regulação do torque e o controle de potência ativa e reativa, enquanto que o controle do conversor do lado da rede tem a função de manter a tensão do link-CC constante e produzir fator de potência unitário, compensando reativos oriundos do sistema de geração eólica e da carga instalada e atuando como um filtro ativo de potência, melhorando o índice de distorção harmônica da corrente da rede. Além disso, controladores proporcionais-ressonantes foram utilizados a fim de mitigar harmônicos gerados pelo conversor atuando no modo retificador. Também foi realizado o controle do ângulo de passo das pás da turbina, com a finalidade de obter a máxima potência para qualquer velocidade do vento. Os resultados obtidos permitiram avaliar o desempenho dos controladores, de modo que o fator de potência foi mantido unitário para variações abruptas de carga. Tem-se compensação harmônica para cargas não-lineares sendo extraída e gerada a máxima potência oriunda do vento. Palavras-chave: geração de energia eólica, compensação de reativos, filtro ativo de potência, gerador de indução duplamente alimentado, conversor back-to-back, qualidade de energia ABSTRACT This dissertation presents the analysis, modeling and vector control of a wind power system with a doubly-fed induction generator as a primary machine and equipped whit a back-to-back converter to manage power delivered to or absorbed from the grid, independently of the installed load type, through reactive compensation and active filtering of grid currents. To achieve this goal, the system modelling and the controller design was developed in the Matlab®/Simulink® software, where the rotor-side converter control regulates torque and control active and reactive power. The grid-side converter control has the function of maintaining the DC link voltage constant and produce unit power factor, compensating reactive power from the wind generation system and the installed load and acting as an active power filter, which improves the total harmonic distortion of the grid current. In addition, proportional- resonant controller was used to mitigate harmonics generated by the converter acting in the rectifier mode. The pitch angle controller also was made in order to obtain the maximum power for any wind speed. The results obtained allowed to evaluate the performance of the controllers, so that the power factor was unit for abrupt loads variation, there was harmonic compensation for nonlinear loads and the maximum power from the wind was extracted and generated. Keywords: wind power system, reactive compensation, active power filter, doubly fed induction generation, back-to-back converter, power quality LISTA DE FIGURAS Figura 1 – Capacidade eólica anual global.............................................................................................. 7 Figura 2 – Capacidade global eólica cumulativa .................................................................................... 8 Figura 3 – Top 10 países com nova capacidade instalada Jan-Dez 2016 ................................................ 8 Figura 4 – Capacidade total instalada do Brasil ...................................................................................... 9 Figura 5 – Pá simplificada de uma turbina de arraste ........................................................................... 12 Figura 6 – Definição da força de sustentação e arrasto considerando uma representação em 2-D ....... 13 Figura 7 – Fluxos de ar sobre o perfil de uma pá (a) fluxo laminar e (b) fluxo turbulento ................... 14 Figura 8 – Turbina eólica de eixo horizontal ........................................................................................ 14 Figura 9 – Turbina eólica de eixo vertical............................................................................................. 15 Figura 10 – Componentes de um aerogerador ...................................................................................... 16 Figura 11 – Fluxo de ar fluindo através de uma seção transversal........................................................ 17 Figura 12 – Fluxo de vento através de uma turbina eólica .................................................................... 19 Figura 13 – Coeficiente de potência teórico.......................................................................................... 22 Figura 14 – Regiões de operação de uma turbina eólica ....................................................................... 22 Figura 15 – Característica de uma turbina eólica operando em velocidade fixa ................................... 24 Figura 16 – Característica de uma turbina eólica operando em velocidade variável ............................ 25 Figura 17 – Curva de potência típica de uma turbina com controle por estol ....................................... 26 Figura 18 – Curva de potência típica de uma turbina com controle de passo ....................................... 26 Figura 19 – Sistema eólico de velocidade fixa com gerador de indução com rotor em gaiola de esquilo ................................................................................................................................................................ 27 Figura 20 – Sistema eólico de velocidade variável com gerador síncrono ........................................... 28 Figura 21 – Sistema eólico de velocidade variável com gerador de indução em gaiola de esquilo ...... 29 Figura 22 – Sistema eólico de velocidade variável com gerador de indução duplamente alimentado . 29 Figura 23 – Motor de indução trifásico indicando o estator com enrolamento trifásico e o rotor em gaiola. ..................................................................................................................................................... 31 Figura 24 – Característica de conjugado versus velocidade de uma máquina de indução. ................... 33 Figura 25 – Princípio de operação do DFIG aplicado a sistemas eólicos ............................................. 35 Figura 26 – Princípio de operação do DFIG (a) velocidade sub síncrona e (b) velocidade super síncrona .................................................................................................................................................. 36 Figura 27 – Diagrama de operação do sistema eólico baseado em DFIG com Filtro Ativo e Compensação de Reativos ...................................................................................................................... 37 Figura 28 – Conversor CC - CA trifásico de 2 níveis ........................................................................... 38 Figura 29 – Retificador PWM trifásico fonte de tensão ........................................................................ 40 Figura 30 – Conversor Back-to-Back PWM-VSI ................................................................................. 40 Figura 31 – Modulação por largura de pulso senoidal para um inversor trifásico ................................ 42 Figura 32 – Diagrama esquemático da SRF-PLL ................................................................................. 43 Figura 33 – Diagrama esquemático da MAF-PLL ................................................................................ 44 Figura 34 – Diagrama esquemático FUZ MAF-PLL ............................................................................ 45 Figura 35 – Coeficiente de potência para diferentes valores de velocidade de ponta para diferentes valores de ângulo de passo, modelo Heier (2006).................................................................................. 48 Figura 36 – Coeficiente de potência em função da velocidade de ponta para diferentes valores do ângulo de passo, modelo Slootweg (2003) ............................................................................................. 48 Figura 37 – Sistema eólico turbina-gerador .......................................................................................... 49 Figura 38 – Diagrama de corpo livre do sistema turbina-gerador ......................................................... 50 Figura 39 – Circuito equivalente do DFIG no campo de referência arbitrário (a) eixo q; (b) eixo d.... 52 Figura 40 – Diagrama de operação do sistema DFIG ........................................................................... 57 Figura 41 – Circuito do conversor conectado ao rotor .......................................................................... 60 Figura 42 – Orientação pelo fluxo do estator ........................................................................................ 61 Figura 43 – Malha interna de corrente do rotor de eixo em quadratura ................................................ 65 Figura 44 – Malha interna de corrente do rotor de eixo direto ............................................................. 65 Figura 45 – Resposta ao degrau ao sistema em malha fechada para o controlador de corrente RSC ... 66 Figura 46 – Cálculo da posição do fluxo do estator por meio da PLL .................................................. 67 Figura 47 – Malha externa de velocidade eixo em quadratura.............................................................. 69 Figura 48 – Resposta ao degrau do sistema em malha fechada para o controlador de velocidade ....... 70 Figura 49 – Malha externa de reativos eixo direto ................................................................................ 71 Figura 50 – Resposta ao degrau do sistema em malha fechada para o controlador de reativos ............ 72 Figura 51 – Esquema de controle RSC ................................................................................................. 73 Figura 52 – Circuito do conversor conectado à rede ............................................................................. 74 Figura 53 – Malha interna de corrente do conversor do lado da rede – eixo α ..................................... 76 Figura 54 – Malha interna de corrente do conversor do lado da rede – eixo β ..................................... 77 Figura 55 – Controlador de corrente GSC ............................................................................................ 78 Figura 56 – Diagrama de Bode para o controlador de corrente GSC.................................................... 79 Figura 57 – Identificador harmônico ..................................................................................................... 80 Figura 58 – Controlador de corrente GSC com filtro ativo ................................................................... 80 Figura 59 – Malha externa de tensão de barramento CC - eixo direto ................................................. 82 Figura 60 – Resposta ao degrau do sistema em malha fechada para o controlador de tensão de link-CC ................................................................................................................................................................ 83 Figura 61 – Malha externa de reativos eixo em quadratura .................................................................. 85 Figura 62 – Resposta ao degrau do sistema em malha fechada para o controlador de reativos ............ 85 Figura 63 – Esquema de controle GSC ................................................................................................. 86 Figura 64 – Esquema de controle do ângulo de passo .......................................................................... 86 Figura 65 – Perfil de vento .................................................................................................................... 88 Figura 66 – Potência disponível (P) e potência controlada (Pm) .......................................................... 89 Figura 67 – Caso 01 – Balanço de potência ativa do sistema ............................................................... 90 Figura 68 – Caso 01 – Potência reativa da carga e do conversor .......................................................... 91 Figura 69 – Caso 01 – Potência reativa da rede e do gerador ............................................................... 91 Figura 70 – Caso 01 – Tensão da fase a do PAC (VPACa) e corrente da rede (iga) ............................ 92 Figura 71 – Caso 01 – Tensão do barramento CC (VDC) .................................................................... 92 Figura 72 – Caso 01 – ωr ...................................................................................................................... 93 Figura 73 – Caso 01 – Torque mecânico e eletromagnético ................................................................. 93 Figura 74 – Caso 01 – Formas de onda da corrente do DFIG, da carga, da rede e GSC entre 1,25 s e 1,28 s ...................................................................................................................................................... 94 Figura 75 – Caso 01 – Formas de onda da corrente do DFIG, da carga, da rede e GSC entre 2,25 s e 2,28 s ...................................................................................................................................................... 94 Figura 76 – Caso 01 – Formas de onda da corrente do DFIG, da carga, da rede e GSC entre 3,25 s e 3,28 s ...................................................................................................................................................... 95 Figura 77 – Caso 01 – Formas de onda da corrente do DFIG, da carga, da rede e GSC entre 4,25 s e 4,28 s ...................................................................................................................................................... 95 Figura 78 – Caso 01 – Tensão da fase a do PAC (VPACa) entre 4,25 s e 4,28 s ................................. 96 Figura 79 – Caso 01 – Espectro de frequência da tensão do PAC ........................................................ 96 Figura 80 – Caso 01 – Espectro de frequência da corrente absorvida pela rede ................................... 97 Figura 81 – Caso 02 – Torque aplicado ao eixo do motor de indução .................................................. 98 Figura 82 – Caso 02 – Balanço de potência ativa ................................................................................. 98 Figura 83 – Caso 02 – Potência reativa da carga e do GSC .................................................................. 99 Figura 84 – Caso 02 – Potência reativa da rede e do gerador ............................................................... 99 Figura 85 – Caso 02 – Tensão da fase a do PAC (VPACa) e corrente da rede (iga) .......................... 100 Figura 86 – Caso 02 – Tensão do barramento CC (VDC) .................................................................. 100 Figura 87 – Caso 02 – ωr .................................................................................................................... 101 Figura 88 – Caso 02 – Torque mecânico e torque eletromagnético desenvolvido .............................. 101 Figura 89 – Caso 02 – Formas de onda da corrente do DFIG, da carga, da rede e GSC entre 1,5 s e 1,53 s .................................................................................................................................................... 102 Figura 90 – Caso 02 – Formas de onda da corrente do DFIG, da carga, da rede e GSC entre 3,0 s e 3,03 s .................................................................................................................................................... 102 Figura 91 – Caso 02 – Formas de onda da corrente do DFIG, da carga, da rede e GSC entre 4,5 s e 4,53 s .................................................................................................................................................... 103 Figura 92 – Caso 02 – THD da corrente da rede entre 4,5 s e 4,53 s .................................................. 103 Figura 93 – Caso 02 – VPACa entre 1,8 s e 1,83 s ............................................................................. 104 Figura 94 – Caso 02 – Resposta em frequência da tensão do PAC ..................................................... 104 Figura 95 – Caso 03 – Balanço de potência ativa sem filtragem ativa ............................................... 105 Figura 96 – Caso 03 – Potência reativa da carga e do GSC sem filtragem ativa ................................ 106 Figura 97 – Caso 03 – Potência reativa da rede e do gerador sem filtragem ativa ............................. 106 Figura 98 – Caso 03 – VPACa e iga sem filtragem ativa ................................................................... 107 Figura 99 – Caso 03 – Formas de onda da corrente do DFIG, da carga, da rede e GSC sem filtragem ativa entre 1,20 s e 1,23 s ..................................................................................................................... 107 Figura 100 – Caso 03 – Formas de onda da corrente do DFIG, da carga, da rede e GSC sem filtragem ativa entre 2,20 s e 2,23 s ..................................................................................................................... 108 Figura 101 – Caso 03 – Formas de onda da corrente do DFIG, da carga, da rede e GSC sem filtragem ativa entre 4,20 s e 4,23 s ..................................................................................................................... 108 Figura 102 – Caso 03 – Espectro harmônico da corrente de carga entre 1,20 s e 1,23 s .................... 109 Figura 103 – Caso 03 – Espectro harmônico da corrente de carga entre 2,20 s e 2,23 s .................... 109 Figura 104 – Caso 03 – Espectro harmônico da corrente de carga entre 4,20 s e 4,23 s .................... 110 Figura 105 – Caso 03 – Espectro harmônico da corrente da rede sem filtragem ativa entre 1,20 s e 1,23 s .................................................................................................................................................... 110 Figura 106 – Caso 03 – Espectro harmônico da corrente da rede sem filtragem ativa entre 2,20 s e 2,23 s .................................................................................................................................................... 111 Figura 107 – Caso 03 – Espectro harmônico da corrente da rede sem filtragem ativa entre 4,20 s e 4,23 s .................................................................................................................................................... 111 Figura 108 – Caso 03 – Balanço de potência ativa ............................................................................. 112 Figura 109 – Caso 03 – Potência reativa da carga e do GSC .............................................................. 113 Figura 110 – Caso 03 – Potência reativa da rede e do gerador ........................................................... 113 Figura 111 – Caso 03 – VPACa e iga ................................................................................................. 114 Figura 112 – Caso 03 – VDC .............................................................................................................. 114 Figura 113 – Caso 03 – ωr .................................................................................................................. 115 Figura 114 – Caso 03 – Torque mecânico e eletromagnético ............................................................. 115 Figura 115 – Caso 03 – VPACa entre 1,50 s e 1,53 s ......................................................................... 116 Figura 116 – Caso 03 – VPACa entre 2,50 s e 2,53 s ......................................................................... 116 Figura 117 – Caso 03 – VPACa entre 4,50 s e 4,53 s ......................................................................... 117 Figura 118 – Caso 03 – Espectro de frequência da tensão do PAC entre 1,50 s e 1,53 s ................... 117 Figura 119 – Caso 03 – Espectro de frequência da tensão do PAC entre 2,50 s e 2,53 s ................... 118 Figura 120 – Caso 03 – Espectro de frequência da tensão do PAC entre 4,50 s e 4,53 s ................... 118 Figura 121 – Caso 03 – Formas de onda da corrente do DFIG, da carga, da rede e GSC entre 1,20 s e 1,23 s .................................................................................................................................................... 119 Figura 122 – Caso 03 – Formas de onda da corrente do DFIG, da carga, da rede e GSC entre 2,20 s e 2,23 s .................................................................................................................................................... 119 Figura 123 – Caso 03 – Formas de onda da corrente do DFIG, da carga, da rede e GSC entre 4,20 s e 4,23 s .................................................................................................................................................... 120 Figura 124 – Caso 03 – Espectro harmônico da corrente da rede entre 1,20 s e 1,23 s ...................... 120 Figura 125 – Caso 03 – Espectro harmônico da corrente da rede entre 2,20 s e 2,23 s ...................... 121 Figura 126 – Caso 03 – Espectro harmônico da corrente da rede entre 4,20 s e 4,23 s ...................... 121 Figura 127 – Tetraedro de potências monofásico entre 1,20 s e 1,23 s ............................................... 122 Figura 128 – Tetraedro de potências monofásico entre 2,20 s e 2,23 s ............................................... 123 Figura 129 – Tetraedro de potências monofásico entre 4,20 s e 4,23 s ............................................... 124 LISTA DE TABELAS Tabela 1 – Capacidade instalada por estado no final de 2016 ............................................................... 10 Tabela 2 – Comparação de configurações de turbinas eólicas .............................................................. 30 Tabela 3 – Valores para aproximação das curvas do coeficiente de potência ....................................... 47 Tabela 4 – Parâmetros de projeto para o indutor de filtro e capacitor de link-CC ................................ 58 Tabela 5 – Valores de projeto para a malha interna de corrente do RSC .............................................. 66 Tabela 6 – Valores de projeto para a malha externa de velocidade do RSC ......................................... 69 Tabela 7 – Valores de projeto para a malha externa de potência reativa do RSC ................................. 72 Tabela 8 – Valores de projeto para a malha interna de corrente do GSC .............................................. 77 Tabela 9 – Valores de projeto para a malha externa de tensão do GSC ................................................ 83 Tabela 10 – Valores de projeto para a malha externa de potência reativa do RSC ............................... 85 Tabela 11 – Disposição das cargas RL ao longo do tempo ................................................................... 90 Tabela 12 – Parâmetros de carga no lado CC para o ensaio 03........................................................... 105 Tabela 13 – Comparação entre THD da corrente da rede com e sem filtragem ativa ......................... 122 Tabela 14 – Comparação trifásica entre os sistemas com e sem filtragem ativa entre 1,20 s e 1,23 s 122 Tabela 15 – Comparação trifásica entre os sistemas com e sem filtragem ativa entre 2,20 s e 2,23 s 123 Tabela 16 – Comparação trifásica entre os sistemas com e sem filtragem ativa entre 4,20 s e 4,23 s 124 LISTA DE SIGLAS E DEFINIÇÕES αβ Componentes do plano de referência estacionário BNDES Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social CA Corrente Alternada CC Corrente Contínua DDSRF PLL em campo de referência síncrono duplamente desacoplada DFIG Doubly-Fed Induction Generator – Gerador de Indução Duplamente Alimentado DPC Direct Power Control – Controle Direto de Potência dq Componentes de eixo direto e em quadratura DSOGI PLL com base em integradores generalizados de segunda ordem DTC Direct Torque Control – Controle Direto de Torque FAP Filtro Ativo de Potência FLC Fuzzy Logic Controller – Controlador lógico fuzzy FUZ Abreviação para a utilização da lógica fuzzy GSC Grid Side Converter – Conversor do Lado da Rede HSF High Selectivity Filter – Filtro de Alta Seletividade IGBT Transistor de junção bipolar de porta isolada LQI Linear-Quadratic Regulator with Integral Action – Controle Linear Quadrático com Ação Integral MAF Moving Average Filter – Filtro de Média Móvel MPPT Maximum Power Point Tracking – Ponto de Máximo Rastreio de Potência p Indicação de derivada PAC Ponto de Acoplamento Comum PI Controladores Proporcionais-Integrais PLL Phase-Locked Loop – Rastreador de Frequência PMSG Gerador Síncrono à Ímãs Permanentes PR Controladores Proporcionais Ressonantes PWM Pulse Width Modulation – Modulação por Largura de Pulso Q1 a Q6 Chaves do conversor de potência RSC Rotor Side Converter – Conversor do Lado do Rotor SCIG Squirrel Cage Induction Generator – Gerador de Indução em Gaiola de Esquilo SG Synchronous Generator - Gerador Síncrono à Ímãs Permanentes ou com Rotor Bobinado SRF-PLL PLL de campo de referência síncrono THD Total Harmonic Distortion – Distorção Harmônica Total VC Vector Control – Controle Vetorial VSI Voltage Source Inverter – Inversor fonte de tensão fmm Força Magnetomotriz LISTA DE SÍMBOLOS Símbolo Descrição Unidade α Ângulo de ataque ° β Ângulo de passo ° ∆e(k) Variação do erro da tensão de eixo em quadratura V/s θ Posição rastreada pela PLL ° θ1 Rotação angular da turbina ° θ2 Rotação angular do gerador ° θa Posição angular do fluxo do estator ° θr Posição angular do rotor ° θs Posição angular da rede ° θslip Posição angular de escorregamento ° λ Velocidade de ponta Adimensional λabcr Enlace de fluxo das fases a, b e c do rotor Wb λabcs Enlace de fluxo das fases a, b e c do estator Wb λdr′ Enlace de fluxo do rotor de eixo direto refletido ao circuito do estator Wb λds Enlace de fluxo do estator de eixo direto Wb λqr ′ Enlace de fluxo do rotor de eixo em quadratura refletido ao circuito do estator Wb λqs Enlace de fluxo do estator de eixo em quadratura Wb λs Fluxo do estator Wb ρ Massa específica de ar kg/m³ τβ Constante de tempo do servo-motor das pás da turbina s ψdr′ Enlace de fluxo por segundo do rotor de eixo direto refletido ao circuito do estator Wb/s ψds Enlace de fluxo por segundo do estator de eixo direto Wb/s ψqr' Enlace de fluxo por segundo do rotor de eixo em quadratura refletido ao circuito do estator Wb/s ψqs Enlace de fluxo por segundo do estator de eixo em quadratura Wb/s ω Campo de referência para a modelagem do DFIG rad/s ωb Velocidade angular de base rad/s ωf Largura de banda da frequência desejada rad/s Símbolo Descrição Unidade ωg Frequência angular estimada da rede rad/s ωn Frequência natural angular rad/s ωr Velocidade angular do rotor rad/s ωrref Velocidade angular de referência rad/s ωs Velocidade angular síncrona rad/s ωslip Velocidade angular de escorregamento rad/s ωT Velocidade angular da pá da turbina rad/s a Valor de indução axial Adimensional A Área da pá m² A1 Área da seção transversal do vento que se aproxima da turbina m² A2 Área da seção transversal do tubo de vazão do ar na saída do rotor da turbina m² AT Área da seção transversal do tubo de vazão do ar na entrada do rotor da turbina m² C Capacitor de barramento CC F Ca Coeficiente de arrasto Adimensional CP Coeficiente de potência Adimensional Cs Coeficiente de arrasto Adimensional d Ciclo de trabalho Adimensional E Energia cinética J e(k) Erro da tensão em quadratura para a FUZ MAF-PLL V Fa Força de arraste aerodinâmico N fc Frequência de comutação do conversor Hz Fc Força de contato N Fr Força resultante N fr Frequência da rede Hz Fs Força de arraste aerodinâmico N Gidr(s) Função de transferência para a malha interna de corrente do RSC de eixo direto Adimensional Giqr(s) Função de transferência para a malha interna de corrente do RSC de eixo em quadratura Adimensional Símbolo Descrição Unidade Gifα(s) Função de transferência para a malha interna de corrente do GSC de eixo α Adimensional Gifβ(s) Função de transferência para a malha interna de corrente do GSC de eixo β Adimensional GQe (s) Função de transferência para a malha externa de reativos do GSC para o eixo em quadratura Adimensional GQs (s) Função de transferência para a malha externa de reativo do RSC de eixo direto Adimensional GVDC(s) Função de transferência para a malha externa de tensão de barramento CC do GSC para o eixo direto Adimensional GPR(s) Função de transferência para o controlador de corrente do GSC Adimensional Gωr (s) Função de transferência para a malha externa de velocidade do RSC de eixo em quadratura Adimensional i0 Corrente de entrada do barramento CC A iabcr Corrente das fases a, b e c do rotor A iabcs Corrente das fases a, b e c do estator A ic Corrente de capacitor do barramento CC A icm Corrente do conversor do lado da máquina no barramento CC A idr′ Corrente do rotor de eixo direto refletido ao circuito do estator A idr s ' Corrente do rotor de eixo direto no referencial do fluxo do estator A ids Corrente do estator de eixo direto A ids s Corrente de estator de eixo direto no referencial do fluxo do estator A if Corrente de filtro A ig Corrente da rede A iLd e iLq Corrente da carga de eixo direto e em quadratura A iLhd e iLhq Componentes harmônicas da corrente da carga não linear de eixo direto e quadratura A iqr′ Corrente do rotor de eixo em quadratura refletido ao circuito do estator A iqr s ′ Corrente do rotor de eixo em quadratura no referencial do fluxo do estator A iqs Corrente do estator de eixo em quadratura A iqs s Corrente do estator de eixo em quadratura no referencial do fluxo do estator A is Corrente do estator A Símbolo Descrição Unidade J1 Inércia da turbina kg.m² J2 Inércia do gerador kg.m² Jeq Inércia equivalente do sistema turbina gerador kg.m² ki Ganho integral do controlador PI Adimensional kp Ganho proporcional do controlador PI Adimensional Lf Indutor de filtro H Lg Indutância da rede H Llr′ Indutância de dispersão do rotor refletido ao circuito do estator H Lls Indutância de dispersão do estator H Lm Indutância de magnetização H Lr′ Indutância própria do rotor refletido ao circuito do estator H Ls Indutância própria do estator H m Massa de ar kg ṁ Fluxo de massa de ar kg/s ma Índice de modulação Adimensional N Relação de Engrenagens Adimensional p Número de polos do DFIG Adimensional P Potência disponível no vento W PAC Potência ativa do lado AC do GSC W PCC Potência ativa do lado CC do GSC W Pe Potência disponível no vento na entrada do rotor eólico W Pm Potência mecânica extraída do vento por uma turbina W Pn Potência ativa nominal do sistema W Pr Potência ativa no rotor do DFIG W Ps Potência ativa no estator do DFIG W PS Potência disponível no vento na saída do rotor eólico W Pt Potência extraída pelo vento W PT Potência ativa total que o DFIG entrega a rede W Símbolo Descrição Unidade Q Vazão de ar que atravessa a turbina eólica, dentro do tubo de vazões m³/s Qe Potência reativa da rede VAr Qeref Potência reativa da rede de referência VAr Qr Potência reativa do rotor VAr Qs Potência reativa do estator VAr Qsref Potência reativa do estator de referência VAr R Raio do rotor eólico medido na ponta da pá m Rf Resistor de filtro Ω Rr′ Resistência do rotor refletido ao circuito do estator Ω Rs Resistência do estator Ω s Escorregamento Adimensional Ta Tempo de assentamento s Te Torque produzido pelo gerador oposto ao seu movimento N.m Tm Torque mecânico N.m Tt Torque aerodinâmico produzido pelas pás da turbina N.m VAB1 Tensão de pico de linha fundamental V vabcr Tensão das fases a, b e c do rotor V vabcs Tensão das fases a, b e c do estator V Vd, Vq Tensão de eixo direto e em quadratura V VDC Tensão de barramento CC V VDC ∗ Tensão de barramento CC de referência V vdr′ Tensão do rotor de eixo direto refletido ao circuito do rotor V vdr s ' Tensão do rotor de eixo direto no referencial do fluxo do estator V vds Tensão do estator de eixo direto V vds s Tensão de estator de eixo direto no referencial do fluxo do estator V Ve Velocidade do vento na seção do tubo de vazão na entrada da turbina m/s Símbolo Descrição Unidade Vg123 Tensão de entrada do retificador V VLLRMS Tensão de linha RMS V VPAC Tensão de fase do PAC V vqr′ Tensão do rotor de eixo em quadratura refletido ao circuito do rotor V vqr s ' Tensão do rotor de eixo em quadratura no referencial do fluxo do estator V vqs Tensão do estator de eixo em quadratura V vqs s Tensão de estator de eixo em quadratura no referencial do fluxo do estator V Vr123 Tensão de entrada do RSC V Vs Velocidade do vento na seção do tubo de vazão na saída da turbina m/s Vtg Velocidade tangencial m/s Vw Velocidade do vento m/s Vwr Velocidade relativa do vento m/s Vwt Velocidade do vento resistente ao movimento das pás m/s Xm Reatância de magnetização Ω Xr′ Reatância própria do rotor refletida ao circuito do estator Ω Xs Reatância própria do estator Ω zc Zero do compensador Adimensional SUMÁRIO CAPÍTULO 1 - INTRODUÇÃO ........................................................................................... 1 1.1 Objetivos Gerais .............................................................................................................. 4 1.2 Objetivos Específicos ...................................................................................................... 4 1.3 Organização do Trabalho Acadêmico ............................................................................. 5 CAPÍTULO 2 - REVISÃO BIBLIOGRÁFICA ................................................................... 6 2.1 A Energia Eólica ............................................................................................................. 6 2.1.1 Vantagens e Desvantagens da Energia Eólica .......................................................... 6 2.1.2 Energia Eólica no Mundo ......................................................................................... 7 2.1.3 Energia Eólica no Brasil ........................................................................................... 9 2.2 Turbinas Eólicas ............................................................................................................ 11 2.2.1 Turbinas de Arraste ................................................................................................. 11 2.2.2 Turbinas de Sustentação ......................................................................................... 12 2.2.3 Orientação do Eixo de Turbinas Eólicas ................................................................ 14 2.3 Componentes de um Sistema Eólico ............................................................................. 15 2.4 Conversão de Energia Eólica em Energia Mecânica .................................................... 17 2.5 Modos de Operação de uma Turbina Eólica ................................................................. 22 2.5.1 Turbinas Eólicas de Velocidade Constante ............................................................ 23 2.5.2 Turbinas Eólicas de Velocidade Variável ............................................................... 24 2.6 Controle de Potência e Velocidade de Turbinas Eólicas............................................... 25 2.6.1 Controle por Estol ................................................................................................... 25 2.6.2 Controle de Passo ................................................................................................... 26 2.6.3 Controle por Estol Ativo ......................................................................................... 27 2.7 Tecnologia de Aerogeradores ....................................................................................... 27 2.7.1 Comparações das Configurações de Turbinas Eólicas ........................................... 29 2.8 Máquina de Indução ...................................................................................................... 30 2.8.1 Gerador de Indução ................................................................................................. 32 2.9 DFIG Aplicado a Sistemas de Geração Eólica ............................................................. 34 2.10 Conversores CC – CA ............................................................................................ 37 2.11 Conversores CA – CC – Retificadores Controlados ............................................... 39 2.12 Conversor Back-to-Back PWM-VSI ....................................................................... 40 2.13 Controle de Tensão de Inversores Trifásicos .......................................................... 41 2.13.1 PWM senoidal ................................................................................................. 41 2.14 Algoritmo de Sincronismo – PLL ........................................................................... 42 CAPÍTULO 3 – MODELAGEM DOS COMPONENTES DO SISTEMA EÓLICO .... 46 3.1 Modelagem Aerodinâmica de uma Turbina Eólica....................................................... 46 3.2 Modelagem dos Sistemas de Eixos de uma Turbina Eólica ......................................... 48 3.3 Modelagem Dinâmica do Gerador de Indução Duplamente Alimentado ..................... 52 CAPÍTULO 4 – MATERIAIS E MÉTODOS .................................................................... 57 4.1 Projeto do Indutor de Filtro Lf e Capacitor C de link-CC ............................................. 57 4.2 Controle do Conversor do Lado do Rotor ..................................................................... 60 4.2.1 Controle Vetorial .................................................................................................... 60 4.2.2 Malha Interna de Corrente ...................................................................................... 61 4.2.3 Obtenção da Posição do Fluxo do Estator .............................................................. 66 4.2.4 Malha Externa de Velocidade ................................................................................. 68 4.2.5 Malha Externa de Potência Reativa ........................................................................ 70 4.3 Controle do Conversor do Lado da Rede ...................................................................... 73 4.3.1 Malha Interna de Corrente ...................................................................................... 74 4.3.2 Filtro Ativo na Malha Interna de Corrente do GSC ............................................... 79 4.3.3 Malha Externa de Tensão do link-CC ..................................................................... 81 4.3.4 Malha Externa de Potência Reativa ........................................................................ 83 4.4 Controle do Ângulo de Passo ........................................................................................ 86 CAPÍTULO 5 – RESULTADOS E DISCUSSÃO .............................................................. 88 5.1 Caso 01 – Variação de Cargas RL ................................................................................ 89 5.2 Caso 02 – Motor de Indução com Variação no Torque Aplicado ao Eixo ................... 97 5.3 Caso 03 – Retificador Trifásico em Ponte Completa a Diodos com Filtro Indutivo na Entrada ........................................................................................................................ 104 5.3.1 Sem Filtragem Ativa da Corrente da Rede ........................................................... 105 5.3.2 Com Filtragem Ativa da Corrente da Rede .......................................................... 111 5.3.3 Comparação entre os Sistemas com e sem Filtragem Ativa ................................. 121 CONCLUSÃO ..................................................................................................................... 125 PUBLICAÇÕES .................................................................................................................. 126 Trabalho submetido à periódico ........................................................................................ 126 Trabalho aceito para publicação em anais de congresso ................................................... 126 Trabalho completo publicado em anais de congresso ....................................................... 126 REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS .............................................................................. 127 ANEXO A ............................................................................................................................ 132 DADOS DO SISTEMA EÓLICO .................................................................................... 132 A.1 – Dados do DFIG ....................................................................................................... 132 A.2 – Dados da Turbina Eólica ......................................................................................... 132 A.3 – Dados do GSC ......................................................................................................... 132 A.4 – Dados da Rede ......................................................................................................... 132 ANEXO B ............................................................................................................................ 133 TETRAEDRO DE POTÊNCIAS ...................................................................................... 133 1 CAPÍTULO 1 - INTRODUÇÃO Em um cenário de franco desenvolvimento mundial, a demanda por eletricidade vem aumentando gradativamente, de modo que as fontes convencionais de energia tais como carvão, petróleo e gás acarretem em constantes oscilações de preço oferecendo riscos financeiros e problemas técnico-econômicos em virtude da depleção e esgotamento das reservas, além disso, a preocupação com os níveis de emissão de gás carbônico, contribuinte do aquecimento global, e das mudanças climáticas vem se intensificando (PINTO, 2012). Com o esforço mundial para que haja o atendimento da crescente demanda de energia e que ocorra a minimização do impacto ambiental oriundo da geração elétrica, a comunidade científica tem buscado pesquisar e aprimorar o uso das fontes renováveis de energia, visando ampliar a exploração de recursos naturais até então pouco aproveitados e contribuindo para o aumento no rendimento global dessas fontes (LEI et al., 2006). Dentre as fontes renováveis de energia, a energia eólica é considerada uma das mais importantes e promissoras, principalmente devido a sua viabilidade econômica, baixa relação custo/benefício de exploração e por apresentar um rápido desenvolvimento tecnológico, crescendo exponencialmente ao longo dos anos (ACKERMANN, 2005; TAPIA et al., 2003). Os sistemas de energia eólica podem ser classificados em duas categorias: velocidade fixa e velocidade variável. As turbinas que trabalham com velocidade fixa têm como vantagem um custo relativamente baixo e boa robustez. Em contrapartida, as referidas turbinas apresentam limitada eficiência aerodinâmica, necessidade de manutenção de sua caixa de transmissão e instalação do banco de capacitores para compensar potência reativa (PINTO, 2012). Deste modo, o conceito de turbinas eólicas operando em velocidade variável vem recebendo gradativa atenção por apresentarem uma maior eficiência e melhorar a qualidade de energia elétrica, tendo como vantagens a redução de estresse mecânico, a possibilidade de extrair a máxima potência oriunda do vento, a compensação dinâmica das pulsações de torque e potência e redução acústica por trabalharem em baixa velocidade (MULLER; DEICKE; DONCKER, 2002). Em aplicações à velocidade variável, se destacam a utilização de dois tipos de geradores: geradores síncronos e o de indução. A vantagem da utilização do gerador síncrono se dá pelo fato de ele não apresentar escovas e multiplicador de velocidade, por outro lado, o conversor eletrônico utilizado entre seus terminais e a rede é dimensionado para a potência nominal da máquina primária (CARRASCO et al., 2006). Com intuito de reduzir o custo do conversor, os sistemas baseados em gerador de indução duplamente alimentado (DFIG, do inglês – Doubly-Fed Induction Generator) têm dominado o mercado de geração eólica em 2 velocidade variável, pois oferecem várias vantagens se comparados a sistemas baseados em geradores síncronos. Essas vantagens estão relacionadas principalmente com a topologia do conversor back-to-back, que opera com uma potência cerca de 30% da potência nominal do gerador, reduzindo o seu custo e a perda de potência (XU; CARTWRIGHT, 2006). Além disso, esse conversor é capaz de controlar a potência ativa e a reativa nos quatro quadrantes e realizar a filtragem ativa da corrente da rede. Dentro desse contexto, essa topologia é de grande interesse, uma vez que a geração eólica causa problemas no sistema de distribuição de energia ao qual está conectado, como instabilidade da rede e problemas de qualidade de energia (ACKERMANN, 2005; TAPIA et al., 2003; TREMBLAY; ATAYDE; CHANDRA, 2011). Ademais, a qualidade de energia pode ser ainda degradada por meio da crescente utilização de cargas não-lineares, resultando na injeção de harmônicos na corrente da rede elétrica. Essa poluição harmônica distorce as formas de onda de tensão e de corrente na rede elétrica, promovendo diversos problemas tais como: baixo fator de potência, flutuação de potência reativa, cintilações de tensão, entre outros (MOREIRA et al., 2017). Com o objetivo de desenvolver sistemas de energia eólica conectados à rede de distribuição eficientes, economicamente viáveis, que compensem reativos e realizem a compensação harmônica, diferentes algoritmos de controle aplicados ao DFIG são propostos na literatura. Esquemas de controle convencionais são geralmente baseados em dois métodos: controle vetorial (VC, do inglês - Vector Control) e técnicas de controle direto, conhecidos por controle direto de potência (DPC, do inglês – Direct Power Control) e controle direto de torque (DTC, do inglês – Direct Torque Control) (XU; CARTWRIGHT, 2006). Em Boldea (2005) e Abad et al. (2011) é desenvolvida e detalhada a implementação desses métodos convencionais, enquanto que em Tremblay, Atayde e Chandra (2011) é realizado um estudo comparativo das vantagens e desvantagens que o uso desses métodos causam ao sistema. A técnica mais utilizada se baseia no controle vetorial orientado por fluxo. Em relação a esse método, uma sincronização precisa com o vetor de fluxo do estator permite um controle de potência ativa e reativa independente, por meio das componentes de eixo direto e em quadratura (d-q) das correntes do rotor. Por outro lado, os principais inconvenientes deste controle são o elevado número de transformações que devem ser realizadas, bem como a alta dependência dos parâmetros da máquina de indução. Assim, o desempenho do sistema pode ser degradado, além de se tornar uma técnica especialmente crítica em situações de faltas, necessitando de um maior esforço computacional para o controle em sequências positiva, negativa e zero (XU; CARTWRIGHT, 2006). Um dos primeiros trabalhos propostos para o VC 3 baseado em DFIG utilizando o conversor back-to-back é mostrado em Pena, Clare e Asher (1996), em que é possível analisar a eficiência desta técnica para o controle de potência ativa e reativa. Em Murari et al. (2017) é proposto um método simplificado para o projeto dos controladores proporcionais-integrais (PI) da malha de corrente do conversor do lado do rotor (RSC, do inglês – Rotor Side Converter), apresentando um resultado satisfatório mesmo com o dobro do tempo de assentamento do sistema. Os métodos DTC e DPC têm como característica a baixa dependência dos parâmetros da máquina de indução e o alto desempenho dinâmico (TAMALOUZT; REKIOUA; ABDESSEMED, 2014), porém apresentam frequência de comutação variável e ripple de torque mecânico (ZAVALA et al., 2017). Alguns dos trabalhos que utilizam esta técnica para o controle da potência ativa e reativa podem ser visto em (MONDAL; KASTHA, 2015; TAMALOUZT; REKIOUA; ABDESSEMED, 2014; XU; CARTWRIGHT, 2006). Em Mohammadi et al. (2014) é elaborado um controle combinado entre o VC e o DPC, mostrando um melhor desempenho tanto se comparado com o controle vetorial quanto se comparado com o controle direto de potência. Em Albuquerque e Pinto (2016) é apresentada uma estrutura de controle ótimo baseado no método LQI (do inglês – Linear-Quadratic Regulator with Integral Action), submetido tanto a variação de vento quanto a cargas não-lineares. Para a compensação de harmônicos da corrente elétrica, a solução mais difundida é o filtro ativo de potência (FAP), pois detecta-se a corrente harmônica da carga não-linear e injeta uma compensação de corrente elétrica para mitigar as componentes harmônicas que passam para a rede. A utilização do FAP em sistemas eólicos vem sendo realizada por meio de modificações no controle do conversor do DFIG. Muitos trabalhos realizam essa modificação no conversor do lado do rotor, como em (GAILLARD et al., 2009), em que as correntes harmônicas absorvidas pela carga não-linear conectada à rede são isoladas por meio de um filtro de alta seletividade (HSF, do inglês – High Selectivity Filter) e inseridas ao controlador de corrente do RSC, enquanto que em (BOUTOUBAT; MOKRANI; MACHMOUM, 2013) é proposta uma alteração no RSC para simultaneamente ser capaz de capturar a máxima potência oriunda do vento e melhorar a qualidade de energia cancelando as harmônicas mais significativas da corrente da rede. A filtragem ativa por meio de modificações no controlador do conversor do lado do rotor se torna prejudicial, pois injeta harmônicos no DFIG acarretando em problemas como: aumento das perdas, operação inadequada e redução de vida útil da máquina (MOREIRA et al., 2017). Com isso, recentemente alguns estudos propõem a compensação harmônica por meio de 4 alterações no conversor do lado da rede (GSC, do inglês – Grid Side Converter), como em Naidu e Singh (2015), em que as harmônicas geradas pela carga não-linear são mitigadas pelo GSC. Para realizar essa mitigação, utilizou-se o método de controle no campo de referência síncrono para extrair a componente fundamental da corrente da carga para o controle do GSC. Por outro lado, em Moreira et al. (2017), as correntes harmônicas absorvidas pela carga não- linear conectada à rede são isoladas por meio de um filtro passa baixas e inseridas ao controlador de corrente do GSC, realizando o controle de potências ativa e reativa baseados no controle por orientação do campo do estator do gerador simultaneamente com a filtragem ativa de potência. 1.1 Objetivos Gerais Tendo em vista o contexto exposto em relação às preocupações com a qualidade de energia e o meio ambiente, este trabalho propõe uma melhoria na estratégia de controle vetorial orientado pelo fluxo do estator para sistemas de energia eólica conectado à rede de distribuição baseados em DFIG, para controle de potências ativa e reativa, bem como a realização da filtragem ativa no ponto de acoplamento comum (PAC), com o intuito de manter o fator de potência unitário para diferentes perfis de carga, bem como obter o ponto de máximo rastreio de potência (MPPT, do inglês – Maximum Power Point Tracking). 1.2 Objetivos Específicos • Caracterizar o estado da arte de sistemas de energia eólica de velocidade variável com DFIG; • Descrever e analisar matematicamente o modelo de turbinas eólicas; • Desenvolver o controle por ângulo de passo para a obtenção do MPPT; • Descrever e analisar matematicamente o modelo dinâmico e o controle vetorial do DFIG; • Implementar o sistema eólico no ambiente de simulação Matlab®/Simulink®; • Desenvolver e implementar alterações no controle vetorial para o tratamento de harmônicos originados por cargas não-lineares. • Analisar os resultados computacionais obtidos. 5 1.3 Organização do Trabalho Acadêmico A organização da dissertação é feita da seguinte maneira: • No Capítulo 2 é apresentada uma revisão bibliográfica sobre o tema, em que se discute o estado da arte da energia eólica, seu crescimento mundial e nacional, os tipos de geradores aplicados como máquina primária a turbinas eólicas além dos tipos de conversores de potência e as técnicas de PLL utilizadas. • No Capítulo 3 é desenvolvida toda a modelagem matemática do sistema eólico necessária para o projeto dos controladores. Para tanto, modelou-se matematicamente a turbina eólica, o sistema de eixos e o gerador de indução duplamente alimentado. • No Capítulo 4 é desenvolvida toda a metodologia dos sistemas de controle propostos, apresentando-se o desenvolvimento e a modelagem matemática, bem como o projeto dos compensadores. • No Capítulo 5 são apresentados e discutidos os resultados obtidos para o sistema de controle proposto para diferentes perfis de carga aplicadas ao PAC, podendo- se analisar a eficiência do sistema para compensação de reativos e harmônicos. • Por fim conclui-se o trabalho, discutindo as vantagens e desvantagens do esquema de controle proposto, além de abordar trabalhos futuros. 6 CAPÍTULO 2 - REVISÃO BIBLIOGRÁFICA 2.1 A Energia Eólica O crescimento da demanda energética mundial, a preocupação acerca do meio ambiente, a poluição gerada por combustíveis fósseis, a preocupação com a segurança global e, principalmente, com as mudanças climáticas, faz com que a necessidade de investimento e pesquisas sobre fontes renováveis de energia sejam extremamente necessárias. Nesse contexto, a fonte eólica se apresenta como uma das alternativas mais fortes, principalmente por apresentar diversas vantagens, se comparadas com as demais fontes, conforme mostra o Tópico 2.1.1. 2.1.1 Vantagens e Desvantagens da Energia Eólica A energia eólica oferece diversas vantagens, o que explica o seu rápido crescimento dentre as fontes mundiais de energia, as quais são (SALLES, 2009; WAGNER; MATHUR, 2012): • Tempo reduzido de construção do parque eólico; • Construção modular de fácil expansão; • Fonte de energia limpa, não poluindo o ar como plantas de geração baseadas em combustíveis fósseis; • Não emite gases de efeito-estufa e chuva ácida; • É uma das tecnologias mais baratas disponíveis atualmente entre as fontes renováveis de energia; • Criação de novos empregos; Como desvantagens, destacam-se (SALLES, 2009; WAGNER; MATHUR, 2012): • O fato de ela ser uma fonte de energia intermitente; • A dependência de dispositivos como baterias ou super capacitores para armazenamento; • Lugares propícios para geração eólica geralmente estão localizados em áreas remotas, necessitando de um custo extra para realizar a conexão com a rede; 7 • Alto custo inicial; • Poluição visual; • Ruído audível devido à rotação das pás; 2.1.2 Energia Eólica no Mundo Recentemente, a indústria eólica se encontra em constante expansão. Em 2015, ela bateu o recorde de capacidade anual instalada ultrapassando o montante de 60 GW pela primeira vez na história, tendo mais de 63 GW da nova capacidade de energia eólica colocadas em linha, enquanto que em 2016, a capacidade anual instalada foi próximo a 55 GW, montante maior que os demais anos, exceto por 2015 (GLOBAL WIND ENERGY COUNCIL, 2017). A capacidade anual global de energia eólica instalada é mostrada na Figura 1, evidenciando o seu crescimento recente. Figura 1 – Capacidade eólica anual global Fonte: Adaptado de Global Wind Energy Council (2017). Ao longo da última década, vem sendo realizado um forte investimento no setor eólico, em que apenas no ano de 2015 o total investido em energia renovável foi de 296,6 bilhões de euros, aumento de 4% para 2014, em que se investiu 238,1 bilhões de euros (GLOBAL WIND ENERGY COUNCIL, 2016). Com esse investimento, a capacidade eólica cumulativa instalada no mundo cresce de forma exponencial, conforme mostrado na Figura 2. De fato, comparando-se a capacidade global total de energia eólica entre o final de 2015 e o final de 2016, nota-se um crescimento cumulativo de mais de 12 %, com um total de 486,749 GW. 6,500 7,270 8,133 8,207 11,531 14,703 20,310 26,850 38,475 39,062 40,635 45,030 36,023 51,675 63,633 54,600 0,00 10,00 20,00 30,00 40,00 50,00 60,00 70,00 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 C ap ac id ad e eó lic a [ G W ] Ano 8 Figura 2 – Capacidade global eólica cumulativa Fonte: Adaptado de Global Wind Energy Council (2017). Esse crescimento se deve principalmente pela incrível capacidade anual das instalações da China, que, em 2015, representou 48,5% do total instalado mundial e, em 2016, teve uma representatividade de 43% (GLOBAL WIND ENERGY COUNCIL, 2017). A capacidade de novas instalações entre janeiro e dezembro de 2016, para um total de geração de 56,6 GW, pode ser vista na Figura 3. Figura 3 – Top 10 países com nova capacidade instalada Jan-Dez 2016 Fonte: Adaptado de Global Wind Energy Council (2017). No final do ano de 2014, o número de países que tinham mais do que 1 GW de capacidade eólica instalada era de 26: incluindo 17 países da Europa; 3 países da Ásia (China, Japão e Índia); 1 país na Oceania (Austrália); 3 países na América do Norte (Estados Unidos, Canada 23,90 31,10 39,43 47,62 59,09 73,96 93,92 120,70 159,05 197,96 238,85 282,85 318,70 369,86 432,68 486,75 0,00 100,00 200,00 300,00 400,00 500,00 600,00 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 C ap ac id ad e eó lic a [ G W ] Ano 9 e México); 1 país da América Latina (Brasil) e 1 país na África (África do Sul) (GLOBAL WIND ENERGY COUNCIL, 2017). Até o final de 2016, o número de países que cruzou a barreira de 10 GW de capacidade instalada foram 9, entre eles se encontram a China (168,690 GW), Estados Unidos (82,184 GW), Alemanha (50,018 GW), India (28,700 GW), Espanha (23,074 GW), Reino Unido (14,543 GW), França (12,066 GW), Canada (11,900 GW) e Brasil (10,740 GW). Sendo a China o único país com capacidade acima de 100 GW, superando este montante em 2014, e adicionando um novo capítulo a já estabelecida indústria eólica (GLOBAL WIND ENERGY COUNCIL, 2017). 2.1.3 Energia Eólica no Brasil Na última década, o Brasil apresentou um grande desenvolvimento na indústria eólica, tendo um comportamento exponencial de crescimento do total de capacidade instalada, conforme mostra a Figura 4, tornando-se assim um mercado extremamente competitivo com o emprego, até o ano de 2016, de mais de 160 mil pessoas. Nesse cenário, existe o fornecimento de eletricidade para cerca de 17 milhões de residências com 6000 turbinas eólicas instaladas, participando de 7% da capacidade nacional instalada, reduzindo o nível de emissão de gás carbônico em 16 milhões de toneladas por ano e assumindo uma posição de destaque no cenário global, tornando-se um dos 10 maiores geradores de energia eólica de todo o mundo (GLOBAL WIND ENERGY COUNCIL, 2017). As maiores concentrações de produção eólica se encontram na região nordeste e sul do país, como evidenciado pela análise da Tabela 1. Figura 4 – Capacidade total instalada do Brasil Fonte: Adaptado de Global Wind Energy Council (2017). 29 237 247 341 606 927 1431 2508 3466 5962 8726 10740 0 2000 4000 6000 8000 10000 12000 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 C ap ac id ad e Eó lic a [ M W ] Ano 10 Tabela 1 – Capacidade instalada por estado no final de 2016 Estado Capacidade Instalada [ MW ] Número de fazendas eólicas Rio Grande do Norte 3420 125 Bahia 1898 73 Ceará 1789 68 Rio Grande do Sul 1696 72 Piauí 915 33 Pernambuco 651 29 Santa Catarina 239 14 Paraíba 69 13 Sergipe 35 1 Rio de Janeiro 28 1 Paraná 3 1 Total 10742 430 Fonte: Adaptado de Global Wind Energy Council (2017). De fato, se comparado com os demais países da América Latina, o Brasil é o país que apresenta o melhor cenário para a energia eólica, sendo o único país da região que até o ano de 2016 ultrapassou a marca de 10 GW de capacidade instalada (GLOBAL WIND ENERGY COUNCIL, 2017), apresentando condições promissoras até pelo menos 2020, apesar da crise econômica e política em que o país se encontra. Já em escala global, o Brasil apresenta uma das melhores condições naturais em geração eólica, superando a sua demanda elétrica atual em três vezes, e mesmo com os problemas atuais, em 2016, o recorde da geração eólica foi quebrado, produzindo cerca de 11,8% da demanda nacional de eletricidade em 2 de outubro, mostrando um excelente desempenho operacional da energia eólica (GLOBAL WIND ENERGY COUNCIL, 2017). Ainda que esses problemas não tenham afetado tanto o crescimento da indústria eólica brasileira nos dois últimos anos, o cancelamento de todos os leilões de energias renováveis em 2016 pode vir a ser um ponto de retrocesso no recente crescimento na geração eólica, o qual se deve principalmente a instalações e produções vindas de projetos contratados em leilões e livre mercado durante os anos anteriores a 2016 (GLOBAL WIND ENERGY COUNCIL, 2017). Um importante incremento ocorreu em 2016 quando o Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES), responsável pelo financiamento de 11 praticamente todos os principais projetos no Brasil, reforçou sua posição de prioridade para projetos de energias renováveis. Para a eólica, o banco manteve as condições existentes; ainda que colocada em espera durante a crise financeira. Porém, anunciou sua intenção de resolver o atraso na liberação de fundos, o que forçou os investidores a buscarem financiamento de curto prazo em outras fontes. Assim, enquanto o mercado eólico brasileiro continua crescendo, o setor enfrenta diversos desafios devido à crise econômica e, consequentemente, redução na demanda por eletricidade (GLOBAL WIND ENERGY COUNCIL, 2017). 2.2 Turbinas Eólicas As turbinas eólicas são dispositivos desenvolvidos para a extração da energia cinética disponível no vento. Esse aproveitamento da energia eólica é realizado pela conversão da potência do vento em potência mecânica, por meio de turbinas eólicas (CUSTÓDIO, 2013). As turbinas eólicas modernas são decorrência do avanço tecnológico dos moinhos de vento ou cata-ventos tradicionais, utilizados há séculos para aplicações como bombeamento de água, moagem de grãos, entre outros. Em contraste com os moinhos de vento utilizados no passado, as turbinas eólicas modernas usam máquinas elétricas para geração de eletricidade (CUSTÓDIO, 2013). Existem dois tipos diferentes de turbinas eólicas: aquelas que dependem principalmente da sustentação aerodinâmica (turbinas de sustentação) e aquelas que usam principalmente o arrasto aerodinâmico (turbinas de arraste). As turbinas eólicas de alta velocidade dependem da força de sustentação para mover as lâminas, e a velocidade linear das lâminas geralmente é várias vezes maior que a velocidade do vento. Em contrapartida, para as turbinas que utilizam arrasto aerodinâmico, a velocidade linear não pode exceder a velocidade do vento, como resultado, são turbinas de baixa velocidade. Em geral, as turbinas eólicas são divididas por estrutura em eixo horizontal e eixo vertical (CUSTÓDIO, 2013; HANSEN, 2015). 2.2.1 Turbinas de Arraste Esses tipos de turbinas utilizam a força que atua sobre uma área perpendicular à direção do vento, em que o vento empurra as pás, forçando o rotor a girar (CUSTÓDIO, 2013). Na Figura 5 é ilustrada uma pá de arraste simplificada. O vento incide na pá e sua desaceleração resulta no surgimento de uma força de arraste, que agirá perpendicularmente à superfície da pá, empurrando-a. O coeficiente de arrasto depende da forma da pá, variando de acordo com seu desenho e dimensões. Na Figura 5, A é a superfície da pá, enquanto que a e b 12 são as dimensões da mesma. A relação entre as dimensões da pá influi no valor do coeficiente de arrasto (CUSTÓDIO, 2013). Figura 5 – Pá simplificada de uma turbina de arraste Fonte: Adaptado de Custódio (2013). A força de arraste provocada pelo fluxo de vento sobre as pás é dada por: Fa = 1 2 ρCaAVw² (1) em que, • Fa = força de arraste aerodinâmico[N]; • ρ = massa específica do ar [kg/m³]; • Vw = velocidade do vento relativa [m/s]; • Ca = coeficiente de arrasto; • A = Área da pá [m²]. Nas turbinas de arraste, a velocidade das pás não pode ser maior que a velocidade do vento, o que limita sua eficiência. São frequentemente usadas para bombear pequenos volumes de água com ventos de baixa velocidade (CUSTÓDIO, 2013). 2.2.2 Turbinas de Sustentação As turbinas de sustentação utilizam pás com perfil aerodinâmico, cuja força resultante da interação do vento com o rotor possuem, além da componente de arrasto na mesma direção da velocidade relativa do vento (Vwr), uma componente perpendicular à essa velocidade, denominada de força de sustentação, conforme indicado pela Figura 6, em que a velocidade relativa é dada pela soma vetorial da velocidade do vento incidente (Vw) e da componente de velocidade do vento resistente ao movimento das pás (Vwt) (CUSTÓDIO, 2013; HANSEN, 2015). 13 Figura 6 – Definição da força de sustentação e arrasto considerando uma representação em 2-D Fonte: Adaptado de Hansen (2015). A força de sustentação Fs sobre uma seção da pá do rotor é dada por: Fs = 1 2 ρCsAVw² (2) em que, • Fs = força de arraste aerodinâmico[N]; • Cs = coeficiente de arrasto; • α = ângulo de ataque [º]; • β = ângulo de passo [º]. As características construtivas da pá e a sua inclinação em relação à direção da velocidade relativa do vento (ângulo de ataque) devem ser estabelecidas de forma a direcionar a força resultante Fr sobre a pá. Assim, a força resultante atuará no mesmo sentido da rotação do rotor da turbina, fazendo com que esta realize trabalho (CUSTÓDIO, 2013). A incidência do vento sobre as pás de uma turbina eólica poderá provocar uma mudança do fluxo de ar de parte da superfície da pá, dependendo do ângulo de ataque, das dimensões e perfil da pá e da velocidade do vento relativo. A Figura 7 ilustra esse deslocamento. Em um primeiro momento, à medida em que o coeficiente de sustentação varia linearmente com o ângulo de ataque, a turbina se encontra na região normal de operação, que é caracterizada por apresentar um fluxo de ar laminar e aderente à superfície da pá, conforme a Figura 7a. Nesta região a força de sustentação é maior, resultando em maior sustentação aerodinâmica da pá e, consequentemente, maior transferência da potência do vento. Por outro lado, à medida em que se aumenta o ângulo de ataque, o perfil entra na região de perda aerodinâmica e o fluxo sobre o perfil passa a ser turbulento, resultando em um deslocamento entre o fluxo laminar do ar e a superfície da pá. Nessa região, não haverá sustentação aerodinâmica, o que pode ser observado na Figura 7b. Portanto, quanto maior for a região de perda numa pá em relação à região de 14 sustentação, menor será a transferência da potência do vento realizada pela pá e, assim, menor será a eficiência aerodinâmica da turbina. Esta região normalmente é utilizada para limitar as forças sobre a turbina eólica, quando a velocidade do vento é muito alta (CUSTÓDIO, 2013; HANSEN, 2015). Figura 7 – Fluxos de ar sobre o perfil de uma pá (a) fluxo laminar e (b) fluxo turbulento Fonte: Adaptado de Hansen (2015). 2.2.3 Orientação do Eixo de Turbinas Eólicas As turbinas eólicas podem ser construídas com o eixo horizontal ou vertical. Os rotores de eixo horizontal precisam se manter perpendiculares à direção do vento para capturarem o máximo de energia. Este tipo de turbina é o mais utilizado atualmente, especialmente nas instalações de maior potência para produção de energia elétrica, onde o gerador é instalado no alto, conforme a Figura 8 (CUSTÓDIO, 2013). Figura 8 – Turbina eólica de eixo horizontal Fonte: CRESESB-Centro de Referência para Energia Solar e Eólica 15 As turbinas de eixo vertical não necessitam de mecanismos direcionais podendo receber o vento de qualquer direção. Têm a vantagem do gerador e transmissão serem instalados no solo, tornando a estrutura mais simples do que as turbinas que apresentam orientação de eixo horizontal. Uma desvantagem deste tipo de turbina é que sua potência não pode ser facilmente controlada como as turbinas de eixo horizontal, em que a potência é controlada apenas pela alteração do ângulo de passo. Um exemplo de turbina orientada por eixo vertical é mostrado na Figura 9 (CUSTÓDIO, 2013). Figura 9 – Turbina eólica de eixo vertical Fonte: CRESESB-Centro de Referência para Energia Solar e Eólica 2.3 Componentes de um Sistema Eólico Os sistemas eólicos modernos são compostos de diversos componentes, que trabalhando juntos são capazes de fornecer energia elétrica por meio da conversão da energia oriunda do vento, com um rendimento satisfatório. Esses componentes são mostrados na Figura 10. 16 Figura 10 – Componentes de um aerogerador Fonte: Adaptado de ENERGY.GOV, acesso em 29 de Agosto de 2017. Anemômetro – Mede a velocidade do vento e transmite esses dados para o controlador; Pás – As pás são responsáveis pela captura da energia do vento, transferindo-a para o eixo da turbina. A maioria das turbinas possui duas ou três lâminas; Freio – Para o rotor mecanicamente, eletricamente ou hidraulicamente, em situações de emergência; Controlador eletrônico – Responsável pelo controle contínuo do gerador elétrico, como por exemplo, controle de potência ativa e reativa entregue à rede; Caixa de engrenagens – conecta o eixo de baixa rotação ao eixo de alta rotação; Gerador elétrico – Converte a energia mecânica presente no eixo de alta rotação em energia elétrica. Esse gerador pode ser de indução ou síncrono; Nacele – É o compartimento instalado no alto da torre e que abriga os componentes de um sistema eólico; Ângulo de passo – Gira as pás eólicas de forma a controlar a velocidade de rotação para elevadas velocidades de vento; Rotor – É o componente que efetua a transformação da energia cinética dos ventos em energia cinética de rotação. No rotor são fixadas as pás da turbina; 17 Torre – Suporta a estrutura da turbina na altura onde os ventos possuem melhores condições para aproveitamento eólico; Biruta – Captam a direção do vento, de modo ao vento sempre estar perpendicular à torre para se obter um maior rendimento; Mecanismo de orientação (Yaw Mechanism) – Mecanismo de ajuste da direção do aerogerador de acordo com a direção do vento; 2.4 Conversão de Energia Eólica em Energia Mecânica A energia eólica é a energia cinética do ar em movimento. Como a velocidade do vento é uma variável estocástica, o estudo de seu comportamento espacial e temporal se torna necessário para o aproveitamento energético. Considerando um fluxo de ar, movendo-se a uma certa velocidade, perpendicular à uma seção transversal de um cilindro, conforme a Figura 11, tem-se que (CUSTÓDIO, 2013): Figura 11 – Fluxo de ar fluindo através de uma seção transversal Fonte: Adaptado de Custódio (2013). A energia cinética da massa de ar é dada pela equação (3): E = mVw 2 2 (3) em que: • E = energia cinética [J]; • m = massa de ar [kg]; • Vw = velocidade do vento [m/s]. A potência disponível no vento (P) é definida como a derivada da energia no tempo, dada por: P = dE dt = ṁVw 2 2 (4) 18 em que: • ṁ = fluxo de massa de ar [kg/s]. O fluxo de massa é dado por: m ̇ = ρVwA (5) em que: • 𝜌𝜌 = densidade específica de ar [kg/m³]; • A = área da seção transversal [m²]. Portanto, substituindo a equação (5) em (4), tem-se que a potência disponível no vento que passa pela seção A, transversal ao fluxo de ar, é dada por: P = 1 2 ρAVw 3 (6) Ao se observar a equação (6), nota-se que a potência disponível no vento é proporcional ao cubo da velocidade que ele apresenta, ou seja, se a velocidade do vento for 10% superior, ter-se-á uma potência disponível de 33%. Através da turbina eólica, a energia cinética dos ventos é convertida em energia cinética de rotação da turbina. Quando se analisa o fluxo de ar através de uma turbina eólica de eixo horizontal, conforme é mostrado pela Figura 12, é possível determinar o quanto de potencial eólico é aproveitado pela turbina. Por meio da equação de continuidade de Bernoulli, a qual define que a vazão de um fluído é constante para diferentes localizações ao longo do tubo de vazão, e considerando que não há fluxo de massa através dos limites do tubo de vazão e que a massa específica do ar é constante (o que é válido para velocidades de vento menores que 100 m/s por se tratar de fluído incompressível), tem-se que (CUSTÓDIO, 2013; HANSEN, 2015): Q = A1Vw = ATVe= A2Vs (7) em que: • Q = vazão de ar que atravessa a turbina eólica, dentro do tubo de vazões [m³/s]; • A1= área da seção transversal do vento que se aproxima da turbina [m²]; • AT = área da seção transversal do tubo de vazão do ar na entrada do rotor da turbina [m²]; 19 • Ve = velocidade do vento na seção do tubo de vazão na entrada da turbina [m/s]; • A2 = área da seção transversal do tubo de vazão do ar na saída do rotor da turbina [m²]; • Vs = velocidade do vento na seção do tubo de vazão na saída da turbina [m/s]. Do mesmo modo, o fluxo de massa de ar é dado por (BANIOTOPOULOS; BORRI; STATHOPOULOS, 2013; HANSEN, 2015): m ̇ = ρVwA1 = ρVeAT = ρVsA2 (8) Figura 12 – Fluxo de vento através de uma turbina eólica Fonte: Adaptado de Hansen (2015). Ao converter a energia cinética do vento, a turbina eólica provocará uma redução em Vs, resultando no aumento do diâmetro do tubo de vazões, conforme indica a Figura 12, com isso, a potência que a turbina eólica extrai do vento é dada pela equação (9) (CUSTÓDIO, 2013; HANSEN, 2015): Pt = Pe - PS (9) em que: • Pt = potência extraída do vento pela turbina eólica [W]; • Pe = potência disponível no vento na entrada do rotor eólico [W]; • PS = potência disponível no vento na saída do rotor eólico [W]. Logo, da equação (4), tem-se que: Pt = ṁ 2 �Vw 2 - Vs 2� (10) Substituindo a equação (8) em (10), é possível obter que: 20 Pt = ρVeAT 2 �Vw 2 - Vs 2� (11) Sabendo que a potência pode ser escrita como a multiplicação entre a força aplicada e velocidade do vento, pode-se determinar que (BANIOTOPOULOS; BORRI; STATHOPOULOS, 2013; HANSEN, 2015): Pt = ṁVe(Vw - Vs) (12) Substituindo a equação (8) em (12), tem-se que: Pt = ρATVe 2(Vw - Vs) (13) Aplicando a Lei da Conservação de Energia (BANIOTOPOULOS; BORRI; STATHOPOULOS, 2013): ρATVe 2(Vw - Vs)= ρVeAT 2 �Vw 2 - Vs 2� (14) Ve= 1 2 (Vw + Vs) (15) A equação (15) mostra que a velocidade no rotor é a média da velocidade do vento e a velocidade de saída, isto é, a queda de velocidade antes e depois da turbina é igual, e dada por (BANIOTOPOULOS; BORRI; STATHOPOULOS, 2013): Vw - Ve = Ve - Vs (16) É possível definir um fator de indução axial a em função da velocidade do vento e da velocidade do vento na seção do tubo de vazão na entrada da turbina (BANIOTOPOULOS; BORRI; STATHOPOULOS, 2013): a = Vw - Ve Vw (17) Substituindo a equação (17) em (15), tem-se que: Vs = (1 - 2a)Vw (18) Aplicando esta definição na equação (11), é possível reescrever a potência da seguinte forma: Pt = 2ρAVw 3 a(1 - a)2 (19) 21 A potência disponível total do vento é dada pela equação (6). Desta forma, é possível determinar uma expressão adimensional de potência definindo o coeficiente e potência CP, da seguinte forma: CP = Pt P (20) Substituindo (19) e (6) em (20), tem-se: CP = 4a(1 - a)2 (21) Portanto, Pt = 1 2 ρAVw 3 CP (22) A derivada da equação do coeficiente de potência resulta em: dCp da = 4(1-a)(1-3a) (23) Igualando a equação (23) a zero, é possível obter o valor de a para o ponto máximo do coeficiente de potência, logo: 0 = 4(1-a)(1-3a) (24) a = 1 3 ou a = 1 (25) Substituindo os valores de a na equação de CP, tem-se que o ponto de máximo ocorre para a = 1 3 , com isso: CPmáx = 16 27 ≅ 0,593 (26) Este valor teórico máximo para uma turbina eólica ideal é conhecido como Limite de Betz, o qual afirma que um máximo de 59% da energia total associada à energia cinética do vento poderá ser extraída pela turbina eólica (BANIOTOPOULOS; BORRI; STATHOPOULOS, 2013; HANSEN, 2015). A Figura 13 mostra o comportamento do coeficiente de potência à medida em que o fator de indução axial varia, comprovando que o valor máximo ocorre em aproximadamente 0,593. 22 Figura 13 – Coeficiente de potência teórico Apesar de o Limite de Betz delimitar qual é o valor máximo para o coeficiente de potência, o mesmo é válido apenas para turbinas eólicas ideais, uma vez que não leva em conta uma série de fatores, tais como as resistências aerodinâmicas das hélices, perda de energia por atrito na rotação, compressibilidade do fluído, entre outros. Assim, o máximo valor do coeficiente de potência, na prática, está próximo de 0,5 para turbinas de grande porte (PATEL, 1999). 2.5 Modos de Operação de uma Turbina Eólica As turbinas eólicas são divididas em 4 regiões de operação, conforme mostrado pela Figura 14. Figura 14 – Regiões de operação de uma turbina eólica Po tê nc ia [ W ] Velocidade do vento [ m/s ] I II III IV Potência Nominal [ W ] Fonte: Adaptado de Taveiros, Barros, Costa (2015). 23 A primeira região é conhecida como região de partida, pois determina a mínima velocidade de vento necessária para partir a turbina. Normalmente, as turbinas eólicas são projetadas para uma velocidade inicial de partida de 3 a 5 m/s. A região II é a região em que a turbina opera normalmente, podendo atuar tanto em velocidade variável quanto em velocidade constante, dependendo do tipo de gerador e do sistema de controle utilizado. A região III é a que ocorre a limitação de potência. Nesse ponto, para uma certa velocidade do vento, a turbina eólica atinge sua potência nominal e a partir desse momento há a necessidade de técnicas de controle para que a potência da turbina eólica seja mantida constante em seu valor nominal. Os principais métodos de controle de potência são: controle por estol passivo e ativo e controle por passo. A região IV é a região em que se torna necessário o desligamento da turbina de modo a evitar danificações de seus componentes, uma vez que a velocidade do vento se encontra acima da máxima de operação (MARQUES, 2004; TAVEIROS; BARROS; COSTA, 2015). 2.5.1 Turbinas Eólicas de Velocidade Constante A maioria das turbinas eólicas que operam em velocidade constante utilizam como máquina primária geradores de indução em gaiola de esquilo (SCIG, em inglês – Squirrel Cage Induction Generator) conectados diretamente à rede elétrica. O controle de potência é feito por regulador de passo que através da variação do ângulo de passo das pás eólicas mantém a potência do sistema em seu valor nominal. Essa topologia foi muito aplicada durante as décadas de 1980 e 1990, principalmente devido à sua simplicidade, além das vantagens associadas ao uso do SCIG. Pelo fato de o gerador estar conectado diretamente à rede elétrica, sua velocidade será quase constante, pois SCIG possuem escorregamento entre 1 a 2%, dado pela frequência da rede elétrica e pelo número de polos do gerador. Entretanto, geradores de indução em gaiola de esquilo necessitam de reativos para funcionar e geralmente utilizam capacitores conectados em paralelo com o gerador para garantir o fornecimento de energia reativa ao SCIG (REKIOUA, 2014; SLOOTWEG, 2003). A principal desvantagem da utilização de turbinas eólicas operando em velocidade constante é o fato da extração de potência oriunda do vento não ser otimizada, conforme mostrado na Figura 15. É possível observar que existe apenas um ponto de operação onde a potência de saída é a máxima. Outra desvantagem é a necessidade de acoplamento de banco de capacitores adicionais para reduzir a energia reativa requerida da rede (REKIOUA, 2014; SLOOTWEG, 2003). 24 Figura 15 – Característica de uma turbina eólica operando em velocidade fixa 2.5.2 Turbinas Eólicas de Velocidade Variável Com o crescimento da eletrônica de potência, a fabricação de turbinas eólicas operando em velocidade variável passou a ganhar espaço. A utilização de conversores de potência conectados entre a turbina eólica e a rede elétrica permite o desacoplamento entre a velocidade do rotor e a frequência da rede, tornando possível o controle da velocidade do gerador e garantindo que a flutuação da potência e do torque esteja dentro dos limites (MARQUES, 2004; SALLES, 2009). Por meio da análise da equação (35), verifica-se que a potência mecânica gerada pela conversão da energia eólica disponível pelo vento depende diretamente do coeficiente de potência, o qual depende do ângulo de passo e da velocidade de ponta. Assumindo que o ângulo de passo seja fixo na posição de 0º, o coeficiente de potência depende apenas da velocidade de ponta. Logo, pela análise da Figura 16, para uma determinada velocidade do vento, é possível capturar a máxima potência mecânica disponível através da manutenção da velocidade de ponta em seu valor nominal, ou seja, existe um λ ótimo capaz de gerar um coeficiente de potência máximo. Pela equação (36), nota-se que se a velocidade da turbina for alterada de forma a manter λ em seu valor nominal, a potência extraída pela turbina será máxima. Sendo assim, a trajetória de máxima potência de uma turbina eólica para diversas velocidades do vento é mostrada na Figura 16 (TAVEIROS; BARROS; COSTA, 2015). Para valores de velocidade do vento acima do valor nominal, o controlador de potência Velocidade do rotor [rad/s ] 0 10 20 30 40 50 60 Po tê nc ia [ W ] 0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000 3 m/s 4 m/s 5 m/s 6 m/s 7 m/s 8 m/s 25 entra em ação, com o intuito de manter a potência mecânica gerada na turbina eólica em seu valor nominal (SALLES, 2009). Figura 16 – Característica de uma turbina eólica operando em velocidade variável 2.6 Controle de Potência e Velocidade de Turbinas Eólicas As turbinas eólicas modernas utilizam três princípios aerodinâmicos de controle para limitar a potência extraída do vento em seu valor nominal, são eles: controle por estol, controle de passo e controle por estol ativo. 2.6.1 Controle por Estol É um sistema passivo que reage à velocidade do vento. Nesse método, as pás do rotor são fixas e não podem ser giradas em torno de seu eixo longitudinal, deste modo, o ângulo de passo é praticamente constante e escolhido de tal maneira que para velocidades de vento maiores que a nominal o fluxo em torno do perfil da pá do rotor se descole da superfície (estol), ou seja, o fluxo de ar se afasta da superfície da pá, surgindo regiões de turbulência entre o fluxo e a superfície. Com isso, para velocidades de vento acima da nominal, há uma redução da força de sustentação e um aumento da força de arrasto, o que controla a potência de saída da turbina. A curva de potência típica para este método é mostrada na Figura 17. Observa-se que a partir da velocidade nominal do vento a turbina apresenta variações leves da potência em torno do valor nominal (CUSTÓDIO, 2013). Velocidade do rotor [rad/s ] 0 10 20 30 40 50 60 Po tê nc ia [ W ] 0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000 3 m/s 4 m/s 5 m/s 6 m/s 7 m/s 8 m/s 26 Figura 17 – Curva de potência típica de uma turbina com controle por estol Po tê nc ia [ W ] Velocidade do vento [ m/s ] Potência Nominal Fonte: Adaptado de Custódio (2013). 2.6.2 Controle de Passo É um sistema de controle ativo. Sempre que a potência nominal do sistema eólico for ultrapassada, devido ao aumento das velocidades do vento, as pás do rotor serão giradas em torno de seu eixo longitudinal, mudando o ângulo de passo para aumentar o ângulo de ataque do fluxo de ar. Isso faz com que as forças aerodinâmicas que atuam sobre o perfil diminuam, e consequentemente, a potência extraída também diminua. O controle de passo permite que as pás girem em torno de 90º de forma a encontrar o ângulo de ataque adequado. Ou seja, para velocidades do vento superiores à nominal, o ângulo de passo varia de tal maneira a determinar um ângulo de ataque que produza apenas a potência nominal. A Figura 18 mostra a curva de potência típica para esta técnica de controle. Nota-se que a partir da velocidade nominal do vento, a turbina mantém sua potência constante no valor nominal do sistema (CUSTÓDIO, 2013). Figura 18 – Curva de potência típica de uma turbina com controle de passo Po tê nc ia [ W ] Velocidade do vento [ m/s ] Potência Nominal Fonte: Adaptado de Custódio (2013). 27 2.6.3 Controle por Estol Ativo Trata-se de um sistema de controle de potência que utiliza os conceitos das duas técnicas de controle expostas anteriormente. Esta técnica se baseia na alteração do eixo das pás, conforme ocorre no controle de passo, porém de forma a provocar o estol, ou seja, de forma que as pás atinjam uma menor sustentação. As principais vantagens associadas a esta técnica são: necessidade de pequenas mudanças no ângulo de passo para controlar a potência; possibilidade de controle de potência sob condições de potência parcial, no caso de ventos baixos e construção mais simples do que turbinas com controle de passo (CUSTÓDIO, 2013). 2.7 Tecnologia de Aerogeradores Os geradores elétricos são os dispositivos responsáveis por realizar a conversão da energia mecânica disponível no eixo do seu rotor em energia elétrica. Como já visto em 2.5, os geradores utilizados em sistemas eólicos são divididos quanto à sua operação: velocidade fixa e velocidade variável (HEIER, 2006). A configuração mais utilizada para aerogeradores operando em velocidade fixa é mostrada na Figura 19. Esse sistema eólico consiste em um gerador de indução com rotor em gaiola de esquilo conectado ao eixo da turbina eólica por meio de uma caixa de engrenagens. Utiliza-se um circuito de partida soft starter para a conexão do gerador à rede elétrica na entrada em operação e banco de capacitores para compensação da energia reativa consumida pelo gerador (PETERSSON, 2005; REKIOUA, 2014; SLOOTWEG, 2003). Figura 19 – Sistema eólico de velocidade fixa com gerador de indução com rotor em gaiola de esquilo REDE SCIG Caixa de Engrenagens Gerador de indução com rotor em gaiola de esquilo Banco de Capacitores Soft Starter Fonte: Adaptado de Petersson (2005). 28 A principal vantagem que os aerogeradores operando a velocidade variável apresentam em comparação aos de velocidade fixa é a melhoria na qualidade de energia do sistema. Sistemas eólicos operando a velocidade variável oferecem um aumento na eficiência da qualidade de energia e redução do ripple de torque acarretando uma geração elétrica de melhor qualidade (REKIOUA, 2014). Os geradores de indução e os geradores síncronos são os mais utilizados para este modo de operação. A Figura 20 apresenta a configuração de sistemas eólicos operando em velocidade variável e tendo como máquina primária geradores síncronos, podendo ser de ímãs permanentes ou de rotor bobinado. Esse tipo de gerador tem como característica a possibilidade de construção com um grande número de polos o que elimina a necessidade da caixa de engrenagens, uma vez que se possibilita a operação em baixa velocidade rotacional mecânica. Em contrapartida, o conversor de potência responsável por conectar o gerador à rede deve operar com 100% da potência nominal do gerador, uma vez que está ligado diretamente entre a rede e o estator da máquina, aumentando o custo e as perdas (ABAD et al., 2011; REKIOUA, 2014). Figura 20 – Sistema eólico de velocidade variável com gerador síncrono REDE SG C Gerador Síncrono à Ímãs Permanentes ou com Rotor Bobinado Conversor de Potência Fonte: Adaptado de Rekioua (2014). Dentre os geradores de indução empregados como máquina primária em sistemas de geração eólica, destaca-se o gerador de indução em gaiola de esquilo e duplamente alimentado. A Figura 21 apresenta a configuração do gerador de indução com o rotor em gaiola acoplado a turbina eólica por meio de caixa de engrenagens e tendo seu estator conectado à rede por meio de um conversor de potência CA-CC-CA. Esta configuração tem como desvantagem um alto custo, uma vez que necessita da caixa de engrenagens e de um conversor de potência operando com 100% da potência do gerador (ABAD et al., 2011; REKIOUA, 2014). 29 Figura 21 – Sistema eólico de velocidade variável com gerador de indução em gaiola de esquilo REDE SCIG C Gerador de Indução em Gaiola de Esquilo Conversor de Potência Caixa de Engrenagens Fonte: Adaptado de Rekioua (2014). A Figura 22 apresenta a tecnologia em que o gerador de indução duplamente alimentado é empregado como máquina primária para a conversão da energia mecânica em energia elétrica. Essa configuração tem como principal vantagem um custo reduzido e menor perda de potência, uma vez que o conversor opera com uma potência cerca de 30% da potência do gerador (MULLER; DEICKE; DONCKER, 2002; REKIOUA, 2014). Figura 22 – Sistema eólico de velocidade variável com gerador de indução duplamente alimentado REDE DFIG Caixa de Engrenagens C Fonte: Adaptado de Rekioua (2014). 2.7.1 Comparações das Configurações de Turbinas Eólicas Com a ênfase maior que vem sendo dada para a utilização de energia renovável, a tecnologia de turbina eólica tem passado por um rápido avanço ao longo dos anos. A Tabela 2 compara as configurações descritas na seção 2.7. As comparações incluem requisitos como 30 controle de fator de potência, regulação de potência reativa e melhora da estabilidade. O DFIG com caixa de engrenagens é a solução mais barata devido à padronização dos componentes, tornando-se atrativa para o uso em sistemas de geração eólica, mesmo que apresente difícil manutenção (RASHID, 2014). Tabela 2 – Comparação de configurações de turbinas eólicas Tipo de turbina Velocidade fixa Velocidade variável Gerador SCIG PMSG SG SCIG DFIG Controle de potência ativa Limitado Sim Sim Sim Sim Controle de potência reativa Não Sim Sim Sim Sim Controle da pá Estol/passo Passo Passo Passo Passo Faixa do conversor Não Grande escala Grande escala Grande Escala Escala parcial Tipo de acionamento Caixa de engrenagens Com/Sem caixa de engrenagens Sem engrenagens Caixa de engrenagens Caixa de engrenagens Faixa de velocidade de operação Fixa Ampla Ampla Ampla Ampla Robustez à falha da rede Fraca Forte Forte Forte Fraca Eficiência na transferência de potência Mais baixa Alta Alta Alta Alta Complexidade do controle Simples Mediano Complexo Complexo Complexo Custo do gerador Barato Caro Caro Barato Barato Custo do conversor Não Caro Caro Caro Barato Peso Leve Leve Pesado Leve Leve Manutenção Fácil Fácil Fácil Fácil Difícil Fonte: Adaptado de Rashid (2014). 2.8 Máquina de Indução Neste tipo de máquina, as correntes são induzidas por ação de transformador a partir 31 dos enrolamentos do estator (UMANS, 2014). Considerando uma máquina de indução trifásica, conforme mostrado na Figura 23, aplicando-se um conjunto de tensões com fases de amplitude máximas idênticas e simetricamente distribuídas no tempo ao enrolamento do estator de formato cilíndrico com bobinas distribuídas uniformemente, correntes de magnetização circularão em cada uma das fases e, em conjunto, ocorrerá o estabelecimento de uma distribuição do campo magnético girante, em relação a esse enrolamento, com velocidade síncrona; essa velocidade depende da frequência da fonte e do número de pares de polos desse mesmo enrolamento (BIM, 2014; CHAPMAN, 2012; TORO, 1994). Figura 23 – Motor de indução trifásico indicando o estator com enrolamento trifásico e o rotor em gaiola. a b c a' c' d' Fonte: Adaptado de Toro (1994). Essa distribuição de campo magnético, produzida pela onda de força magnetomotriz (fmm) do estator, concatena o enrolamento do rotor induzindo tensões trifásicas que estabelecem a circulação de correntes, as quais, por sua vez, produzem fmm e, portanto, estabelecem uma distribuição de fluxo magnético que interagem com o fluxo do estator para produzir um torque eletromagnético e, desta forma, resultar em ação motora. A frequência elétrica das tensões induzidas e das correntes elétricas estabelecidas no rotor é determinada pela velocidade relativa entre as velocidades do campo síncrono e do rotor (BIM, 2014; TORO, 1994). Outro ponto importante é que esta máquina não tem enrolamento específico de campo, apresentando excitação única, isto é, a corrente circula no enrolamento do rotor por indução. Assim, as máquinas de indução são máquinas assíncronas e produzem conjugados apenas quando a velocidade do rotor é diferente da velocidade síncrona (BIM, 2014; TORO, 1994; UMANS, 2014). Os motores de indução operam com velocidades abaixo da velocidade mecânica síncrona, caso em que o fluxo de armadura no motor de indução está à frente daquele do rotor, produzindo um conjugado eletromecânico que puxa o rotor (UMANS, 2014). 32 Como as correntes do rotor são produzidas por indução, uma máquina de indução pode ser vista com um transformador genérico na qual a potência elétrica é transformada entre o rotor e estator juntamente com uma mudança de frequência e um fluxo de potência mecânica. Embora as máquinas de indução sejam usadas basicamente como motores, nos últimos anos verificou- se que os geradores de