requisitos de acesso e curvas de suportabilidade a - DEE

UNIVERSIDADE FEDERAL DO CEARÁ
CENTRO DE TECNOLOGIA
GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA ELÉTRICA
REQUISITOS DE ACESSO E CURVAS DE
SUPORTABILIDADE A FALTAS EM RELÉS NUMÉRICOS
PARA PARQUES EÓLICOS
Patrick de Alencar Souza
Fortaleza
Junho de 2010
ii
PATRICK DE ALENCAR SOUZA
REQUISITOS DE ACESSO E CURVAS DE
SUPORTABILIDADE A FALTAS EM RELÉS NUMÉRICOS
PARA PARQUES EÓLICOS
Monografia submetida à Universidade Federal
do Ceará como parte dos requisitos para
obtenção do Diploma de Graduação em
Engenharia Elétrica.
Orientadora: Profa. PhD Ruth Pastôra Saraiva
Leão
Fortaleza
Junho de 2010
iii
PATRICK DE ALENCAR SOUZA
REQUISITOS DE ACESSO E CURVAS DE
SUPORTABILIDADE A FALTAS EM RELÉS NUMÉRICOS
PARA PARQUES EÓLICOS
Esta monografia foi julgada adequada para obtenção do diploma de Graduação em
Engenharia Elétrica, e aprovada em sua forma final pelo programa de Graduação em
Engenharia Elétrica na Universidade Federal do Ceará.
______________________________________________________
Patrick de Alencar Souza
Banca Examinadora:
______________________________________________________
Profª. Ruth Pastora Saraiva Leão, PhD
Presidente
______________________________________________________
Prof. Raimundo Furtado Sampaio, MSc
______________________________________________________
Prof. Nélber Ximenes Melo, MSc
Fortaleza, Junho de 2010
iv
“O que não provoca minha morte
faz com que eu fique mais forte”
(Friedrich Nietzsche)
v
Aos meus pais, Fernando e Mara,
Aos meu irmãos, Fernanda e Diego,
A todos os familiares, amigos, namorada.
vi
AGRADECIMENTOS
A professora Ruth Pastora Saraiva Leão, pela sua orientação, amizade e
disponibilidade durante todo este tempo.
Ao Departamento de Engenharia Elétrica da UFC, e ao Grupo de Processamento de
Energia e Controle (GPEC).
À empresa COELCE, especialmente ao Engenheiro Formiga, por ter cedido o espaço e
equipamentos para realização da implementação do trabalho.
A FIEP, Financiadora de Estudos e Projetos.
Ao Engenheiro Bernardo Marques Amaral Silva, do MIT Portugal, pela ajuda e apoio.
A todos os professores do Departamento de Engenharia Elétrica da UFC, responsáveis
diretamente ou indiretamente pelo meu aprendizado e Graduação em Engenharia Elétrica.
À minha família, a todos os meus amigos e namorada, por todo suporte e pela ajuda
em todos os momentos da minha vida, bons e ruins e que compreenderam minha ausência
durante os períodos de dedicação aos estudos. Todos são muito importantes para mim.
vii
Souza, P. A. “Requisitos de Acesso e Curvas de Suportabilidade a Faltas em Relés Numéricos
para Parques Eólicos”, Universidade Federal do Ceará – UFC, 2010, 67p.
Esta monografia apresenta uma solução para aplicação de Curvas de Suportabilidade a Faltas
em relés numéricos, através de programação lógica nestes equipamentos. Neste trabalho são
apresentados os estudos desenvolvidos em relés, a análise qualitativa, e a lógica programável.
É descrito um breve histórico dos Sistemas de Energia Elétrica, com destaque para a geração
distribuída e Parques Eólicos. Os conceitos básicos de qualidade de energia e afundamentos
de tensão são revisados, bem como os tipos, as causas e os impactos. Uma revisão da
regulamentação de acesso de parques eólicos aos Sistemas de Potência ,internacional e
nacional, é realizada, com foco em Curvas de Suportabilidade a Faltas. O estudo prático
apresenta o comportamento de relés numéricos dos fabricantes EFACEC e AREVA a vários
níveis de afundamento de tensão. A formulação da Curva de Suportabilidade na lógica interna
dos relés é detalhada, juntamente com a seqüência de ações a serem realizadas nos softwares
integrantes de cada equipamento. Por fim, são apresentados os resultados obtidos, os
problemas encontrados, e a curva real vista pelo relé.
Palavras-Chave: Afundamentos de Tensão, Requisitos de acesso à rede para Parques
Eólicos, Relés Numéricos, Curvas de Suportabilidade a Faltas.
viii
Souza, P. A. “International Grid Code and Ride Through Fault Capability in Wind Farm`s
Relay”, Federal University of Ceará – UFC, 2010, 67p.
This work presents a solution for Low Voltage Ride Through in numerical relays,
through programmable logic. The studies developed for Relays, the qualitative analysis, and
logic settings are presented. The history of the International Electric Systems is illustrated
with focus in Distributed Generation. The basic concepts of Power Quality and Voltage Sags
are reviewed; the causes, types and costs are illustrated. A review of the International and
National Grid Code and Requirements for Wind Farms is made, with focus in Ride Through
Fault Capability Curves. The practical study presents the behavior of Numerical Relays,
produced by EFACEC and AREVA industries, in a large variation of voltage sags. The
construction of Low Voltage Ride Through curves in relay`s internal logic is described, with
the sequential algorithm to be done in the integrated software of each equipment. Finally, the
results are presented, with the problems found, and the real relay Ride Through Fault curve.
Keywords: Voltage sags, Grid Access Code for Wind Farms, Numerical relays, Ride
Through Fault Capability Curves.
ix
SUMÁRIO
LISTA DE FIGURAS ............................................................................................................... xi
LISTA DE TABELAS ............................................................................................................xiii
CAPÍTULO 1
INTRODUÇÃO .......................................................................................................................... 1
1.1
FONTES DE ENERGIA RENOVAVEIS NO MUNDO ......................................... 1
1.2
FONTES DE ENERGIA RENOVAVEIS NO BRASIL............................................ 3
1.3
CRESCIMENTO DA ENERGIA EÓLICA E SEUS DESAFIOS ............................. 4
1.4
MOTIVAÇÃO E OBJETIVO DO TRABALHO....................................................... 5
1.5
ESTRUTURA DO TRABALHO ............................................................................... 6
CAPÍTULO 2
AFUNDAMENTOS DE TENSÃO E CURVAS DE SUPORTABILIDADE A FALTAS
ELÉTRICAS ............................................................................................................................... 7
2.1
INTRODUÇÃO .......................................................................................................... 7
2.2
QUALIDADE DE ENERGIA ELÉTRICA ............................................................... 7
2.3
QUALIDADE DE TENSÃO...................................................................................... 8
2.4
AFUNDAMENTOS DE TENSÃO ............................................................................ 9
2.4.1
DEFINIÇÃO....................................................................................................... 9
2.4.2
CAUSAS DO AFUNDAMENTO DE TENSÃO............................................. 10
2.4.3
TIPOS DE AFUNDAMENTOS DE TENSÃO ............................................... 12
2.4.4
SUPORTABILIDADE AOS AFUNDAMENTOS DE TENSÃO ................... 13
2.4.5
MEDIDAS CORRETIVAS .............................................................................. 13
2.5
COMPORTAMENTO DE AEROGERADORES EM AFUNDAMENTOS DE
TENSÃO .............................................................................................................................. 14
2.6
CURVAS DE SUPORTABILIDADE A FALTAS ................................................. 16
2.7
CONCLUSÃO .......................................................................................................... 17
CAPÍTULO 3
UMA VISÃO GERAL DA REGULAMENTAÇÃO INTERNACIONAL PARA ACESSO
DOS PARQUES EÓLICOS AOS SISTEMAS ELÉTRICOS DE POTÊNCIA ...................... 19
3.1
INTRODUÇÃO ........................................................................................................ 19
3.2
A REGULAMENTAÇÃO INTERNACIONAL PARA ACESSO AOS SISTEMAS
ELÉTRICOS DE POTÊNCIA.............................................................................................. 19
3.2.1
SUMÁRIO
DINAMARCA ........................................................................................ 20
x
3.2.1.1
CONTROLE DE FREQUÊNCIA .................................................... 21
3.2.1.2
VARIAÇÕES DE TENSÃO ............................................................ 23
3.2.1.3
SUPORTABILIDADE A FALTAS (CURVAS LVRT).................. 24
3.2.2
ALEMANHA .......................................................................................... 25
3.2.2.1
CONTROLE DE FREQUÊNCIA .................................................... 27
3.2.2.2
VARIAÇÕES DE TENSÃO ............................................................ 29
3.2.2.3
SUPORTABILIDADE A FALTAS (CURVAS LVRT).................. 30
3.2.3
PORTUGAL ............................................................................................ 33
3.2.3.1
CONTROLE DE FREQUÊNCIA .................................................... 35
3.2.3.2
VARIAÇÕES DE TENSÃO ............................................................ 35
3.2.3.3
SUPORTABILIDADE A FALTAS (CURVAS LVRT).................. 36
3.2.4
BRASIL ................................................................................................... 38
3.2.4.1
CONTROLE DE FREQUÊNCIA .................................................... 39
3.2.4.2
VARIAÇÕES DE TENSÃO ............................................................ 39
3.2.4.3
SUPORTABILIDADE A FALTAS (CURVAS LVRT).................. 40
3.3
CONCLUSÃO .......................................................................................................... 41
CAPÍTULO 4
APLICAÇÃO DE CURVAS DE SUPORTABILIDADE A FALTAS EM RELÉS
NUMÉRICOS ........................................................................................................................... 42
4.1
INTRODUÇÃO ........................................................................................................ 42
4.2
RELÉS NUMÉRICOS UTILIZADOS NA APLICAÇÃO ...................................... 42
4.2.1
RELÉ MODELO TPU S420 – FABRICANTE EFACEC ............................... 43
4.2.2
RELÉ MODELO P142 – FABRICANTE AREVA ......................................... 44
4.3
LABORATÓRIOS DE TESTE ................................................................................ 46
4.4
APLICAÇÃO DAS CURVAS DE SUPORTABILIDADE A FALTAS NOS
RELÉS NUMÉRICOS ......................................................................................................... 48
4.4.1
APLICAÇÃO DA CURVA NO RELÉ EFACEC-TPU S420 ......................... 49
4.4.2
APLICAÇÃO DA CURVA NO RELÉ AREVA-P142 ................................... 56
4.5
CONCLUSÃO .......................................................................................................... 63
CAPÍTULO 5
CONCLUSÃO E DESENVOLVIMENTO FUTURO ............................................................. 64
5.1
CONCLUSÃO .......................................................................................................... 64
5.2
DESENVOLVIMENTO FUTURO.......................................................................... 65
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ..................................................................................... 66
SUMÁRIO
xi
LISTA DE FIGURAS
Figura 1.1 – Gráfico da Expansão do Consumo e da Capacidade Instalada de Energia Elétrica
no Brasil entre 1980 e 2000. ............................................................................................... 3
Figura 2.1 – Fenômeno “Voltage Notching” .............................................................................. 9
Figura 2.2 – Afundamento de Tensão Mostrado no Valor Eficaz e Instantâneo...................... 11
Figura 2.3 – Configuração do Gerador Síncrono com Conversor PWM ................................. 15
Figura 2.4 – Configuração do Gerador Síncrono com com Retificação a Diodos ................... 15
Figura 2.5 – Configuração do Gerador de Indução Duplamente Alimentado .......................... 16
Figura 2.6 – Curva de Suportabilidade a Subtensão Segundo o Código de Rede Espanhol .... 17
Figura 3.1 – Mapa da Rede Elétrica Dinamarquesa. ................................................................ 20
Figura 3.2 – Controle da Potência de Saída Através da Freqüência na Dinamarca ................. 21
Figura 3.3 – Tempo Permitido de Desvio de Freqüência para Parques Eólicos Conectados a
Rede de Distribuição na Dinamarca ................................................................................. 22
Figura 3.4 – Limites de Tempo de Operação e de Redução na Produção para Faixas de Tensão
e de Freqüência para Parques Eólicos Conectados a Rede de Distribuição na Dinamarca
.......................................................................................................................................... 23
Figura 3.5 - Curva de Suportabilidade para Faltas em Parques Eólicos Conectados a Rede de
Distribuição na Dinamarca ............................................................................................... 25
Figura 3.6 – Curva de Suportabilidade para Faltas em Parques Eólicos Conectados a Rede de
Transmissão na Dinamarca............................................................................................... 25
Figura 3.7 - Distribuição de Geração Eólica na Alemanha ...................................................... 26
Figura 3.8 - Divisão das Redes de Transmissão na Alemanha................................................. 27
Figura 3.9 - Variações de Freqüência com o Tempo que os Parques Eólicos Devem Suportar
.......................................................................................................................................... 28
Figura 3.10 - Requisitos Básicos de Freqüência e Tensão de Operação dos Parques na
Alemanha .......................................................................................................................... 29
Figura 3.12 – Curvas de Suportabilidade a Faltas Para Geradores Eólicos do tipo 1 na
Alemanha .......................................................................................................................... 31
Figura 3.13 – Curvas de Suportabilidade a Faltas para Geradores Eólicos do Tipo 2 na
Alemanha .......................................................................................................................... 32
Figura 3.14 - Requisitos Básicos de Injeção de Corrente Reativa Adicional e Controle de
Tensão Durante Faltas na Rede de Transmissão Alemã................................................... 33
Figura 3.15 - Evolução da Potência Instalada e Geração dos Parques Eólicos em Portugal.... 34
LISTA DE FIGURAS
xii
Figura 3.16 - Curva LVRT Exigida aos Centros Produtores de Energia de Portugal .............. 36
Figura 3.17 - Curva de Fornecimento de Reativos pelos Centros Produtores de Energia de
Portugal Durante Afundamentos de Tensão ..................................................................... 37
Figura 3.18 – Requisito de Tensão para Suportabilidade a Faltas na Transmissão ................. 40
Figura 3.19 – Requisito de Tensão para Suportabilidade a Faltas em Parques Eólicos na
Transmissão no Brasil ...................................................................................................... 41
Figura 4.1 – Vista Frontal do Relé TPU S420 do Fabricante EFACEC. ................................. 43
Figura 4.2 – Vista Frontal do Relé P142 do Fabricante AREVA............................................. 45
Figura 4.3 – Esquemático das Proteções do Relé P142 do Fabricante AREVA, Baseado na
Numeração ANSI ............................................................................................................. 45
Figura 4.4 – Bancada de Testes da COELCE. .......................................................................... 46
Figura 4.5 – Fonte de Distúrbios CALIFORNIA INSTRUMENTS - 3KVA .......................... 47
Figura 4.6 – Bancada de Testes do GPEC – DEE – UFC ........................................................ 48
Figura 4.7 – Curva LVRT Definida pelo ONS, Divida por Áreas de Variação de Tensão ..... 48
Figura 4.8 – Configuração das Medidas no WinSettings para a Curva da Tabela 4.1 ............. 51
Figura 4.9 – Configuração dos Timers no WinSettings para a Curva da Tabela 4.1 ............... 52
Figura 4.10 – Configuração das Medidas no WinLogic ........................................................... 53
Figura 4.11 – Configuração dos Timers no WinLogic ............................................................. 54
Figura 4.12 – Configuração da Tensão Nominal no WinTest e a Leitura no Relé .................. 54
Figura 4.13 – Configuração de um Afundamento de Tensão de 56% no WinTest e a
Respectiva Leitura no Relé ............................................................................................... 55
Figura 4.14 – Registro do Afundamento de Tensão e Abertura do Disjuntor no WinTest ...... 55
Figura 4.15 – Curva LVRT Obtida Através do Relé EFACEC – TPU .................................... 56
Figura 4.16 – Mapa de Karnaugh e Equações Lógicas ............................................................ 58
Figura 4.17 – Configuração Lógica para Mudança de Ajustes no MiCOM............................. 59
Figura 4.18 – Configuração do Ajuste de Subtensão do Grupo 1 no MiCOM ........................ 60
Figura 4.19 – Oscilografia para um Afundamento de 25% e Envio de Sinal de Trip após 0,
518 segundos .................................................................................................................... 61
Figura 4.20 – Curva LVRT Obtida com a Mudança do Grupo de Ajustes .............................. 61
Figura 4.21 – Oscilografia para um Afundamento de 75% e Envio de sinal de Trip após 0, 016
Segundos ........................................................................................................................... 62
Figura 4.22 – Curva LVRT Obtida sem a Mudança do Grupo de Ajustes .............................. 62
LISTA DE FIGURAS
xiii
LISTA DE TABELAS
Tabela 1.1 – Energia Renovável produzida na União Européia ................................................. 2
Tabela 3.1 – Metas de FER em Portugal para o Ano de 2010 ................................................. 34
Tabela 3.2 – Máxima Participação de Componentes Harmônicas no Sistema de Portugal ..... 36
Tabela 4.1 – Divisão da Curva LVRT do ONS em 8 Intervalos .............................................. 50
Tabela 4.2 – Mudança de Grupos de Ajuste Através das Variáveis Lógicas no Relé AREVAP142 .................................................................................................................................. 57
Tabela 4.3 – Ajuste das Variáveis e Timers para Curva LVRT no Relé AREVA-P142 ......... 57
Tabela 4.4 – Tabela Verdade para Lógica no Relé AREVA-P142 .......................................... 58
LISTA DE TABELAS
1
CAPÍTULO 1
INTRODUÇÃO
Os Sistemas Elétricos de Potência (SEP), criados para transportar eletricidade para as
populações, estão em constante evolução. O seu desenvolvimento ocorreu nos três subsistemas do SEP: Geração, Transmissão e Distribuição [1].
A Geração de Energia Elétrica é baseada no princípio da conversão eletromecânica de
energia, onde uma fonte de energia primária faz uma turbina girar, gerando um campo magnético em um gerador elétrico, produzindo assim energia elétrica [2].
A principal fonte de energia primária mundial é a energia térmica, originada da combustão de combustíveis. Estes combustíveis são principalmente de origem fóssil, como: carvão
mineral, derivados do petróleo e o gás natural. A utilização de combustíveis fósseis traz dois
problemas [3,4]:
•
São recursos naturais não renováveis, e
•
A queima produz gases (como CO2) e partículas nocivas ao meio ambiente e à
saúde humana.
O primeiro problema trata que, por não ser uma matéria renovável, esta é finita, ou seja,
em um futuro próximo não estará mais disponível. O segundo diz respeito à poluição causada
pelos gases produzidos pela combustão [5].
1.1 - FONTES DE ENERGIA RENOVÁVEIS NO MUNDO.
Energias renováveis são fontes de energia cuja taxa de consumo é menor que a taxa de
reposição. Estas energias originam do sol, águas, vento, fontes térmicas e biomassa. Apesar
de serem fontes não poluentes, as estruturas criadas para gerar a energia elétrica destas fontes
podem causar impactos ambientais, como a criação de barragens em usinas hidrelétricas [7].
Na década de 1990, as organizações mundiais passaram a se preocupar com questões
climáticas, como o aumento da temperatura, causada pelo efeito estufa. Estudos comprovaram
que a emissão de gases como o dióxido de carbono teria que ser reduzida em 60% do total do
ano de 1990 para reduzir os impactos ambientais.
CAPÍTULO 1 - Introdução
2
Em 1997 foi assinado o “Protocolo de Kyoto”, um acordo que compromete os países
desenvolvidos a reduzir suas emissões de gases nocivos. Este foi o marco inicial para a preocupação da utilização de energias renováveis e limpas [6].
A partir do “Protocolo de Kyoto”, o Parlamento Europeu passou a definir uma série de
medidas para promover a geração de eletricidade a partir de fontes de energia renováveis
(FER) em alta prioridade. Uma destas medidas foi a Diretiva do Parlamento Europeu e Conselho da União Européia no 2001/77/CE [8].
A Directiva no 2001/77/CE exigiu que todos os Estados-Membros da União Européia
(UE) deveriam estabelecer metas indicativas nacionais para o consumo de eletricidade produzida a partir de fontes de energias renováveis, para assegurar uma maior penetração das FER.
As metas deveriam concordar com os compromissos assumidos no “Protocolo de Kyoto”.
Como forma de apoio e incentivo as FER, os membros da UE passaram a utilizar mecanismos como certificados verdes, auxílio de investimento, isenções ou reduções fiscais. Estas
medidas tinham como intenção ajudar no processo de transição das formas de aquisição de
energia, além disso, uma maior penetração das energias renováveis iria reduzir o seu custo,
tornando um produto mais atrativo e competitivo para os cidadãos europeus.
Na Tabela 1.1 pode-se observar a quantidade de eletricidade produzida a partir de fontes
de energia renováveis (E-FER) em 1997 e a proporção desta energia em relação ao total em
1997 e 2010 [9].
Tabela 1.1 – Energia Renovável produzida na União Européia
Bélgica
Dinamarca
Alemanha
Grécia
Espanha
França
Irlanda
Itália
Luxemburgo
Países Baixos
Áustria
Portugal
Finlândia
Suécia
Reino Unido
Comunidade Européia
E-FER (TWh) 1997
E-FER (% do total) 1997
E-FER (% do total) 2010
0,86
1,1
6
3,21
8,7
29
24,91
4,5
12,5
3,94
8,6
20,1
37,15
19,9
29,4
66
15
21
0,84
3,6
13,2
46,46
16
25
0,14
2,1
5,7
3,45
3,5
9
39,05
70
78,1
14,3
38,5
39
19,03
24,7
31,5
72,03
49,1
60
7,04
1,7
10
338,41
14
22
CAPÍTULO 1 - Introdução
3
1.2 - FONTES DE ENERGIA RENOVAVEIS NO BRASIL.
No Brasil, a geração de energia elétrica, durante muitos anos, foi baseada em um modelo centralizado, onde existiam grandes centros de geração hidrelétrica e para cada previsão de
aumento de demanda, uma nova central hidrelétrica era criada. O uso de combustíveis fósseis
não era tão intenso como nos países desenvolvidos, mas a utilização de uma única fonte de
energia (hidráulica) acarretou em alguns problemas.
Por ser baseada somente em energia hidráulica, a energia elétrica no país estava diretamente ligada ao nível dos reservatórios [2]. Em 2001, o Brasil passou por uma grave crise energética, afetando a geração e distribuição de energia nacionalmente. Foram quatro os fatores responsáveis: a dependência de um único recurso energético, a ausência de chuvas, a falta
de planejamento, e um baixo investimento em geração de energia. Por possuir uma geração
centralizada e depender das chuvas, o nível dos reservatórios das usinas hidrelétricas sofreu as
conseqüências da falta das chuvas.
As chuvas ficaram abaixo da média histórica entre os anos de 1999 e 2001, o que evidenciou o mau planejamento nos reservatórios, pois são projetados para estocar água para períodos de chuvas abaixo da média ou um aumento da demanda de energia. A falta de investimentos para ampliação da capacidade instalada e do planejamento do nível dos reservatórios
ocasionou uma crise na geração, onde o país precisou reduzir 20% da demanda de energia,
causando desligamentos em todo o país (os chamados “apagões”).
Estes dados da falta de planejamento podem ser vistos na Figura 1.1 [10]. Pode-se observar que enquanto o consumo em 20 anos cresceu 165%, a capacidade instalada cresceu apenas 122% [3].
Figura 1.1 – Gráfico da Expansão do Consumo e da Capacidade Instalada de Energia Elétrica no Brasil
entre 1980 e 2000.
CAPÍTULO 1 - Introdução
4
Para evitar futuros desligamentos, um plano de racionamento de energia foi criado em
todo o Brasil, onde cada consumidor teve que atingir uma meta de redução consumo, sob pena
de multas se não cumprisse o estipulado.
Com o objetivo de evitar futuras crises, um grande investimento foi feito em usinas termoelétricas, que não dependem do ciclo das chuvas. Assim a geração deixaria de ser centralizada para se tornar distribuída, onde, além da geração nos centros hidrelétricos, passariam a
existir pequenos centros de geração térmica espalhados por todo o Brasil.
A preocupação com a segurança no abastecimento de energia elétrica e também com
questões ambientais fez o governo brasileiro instituir o Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica (PROINFA), através do Decreto no 5.025 [11]. O objetivo era
aumentar a participação da energia elétrica que tem como base fontes eólicas, biomassa e pequenas centrais hidrelétricas (PCH).
A Centrais Elétricas Brasileiras S.A. (Eletrobrás) foi a responsável por executar o programa, com a celebração dos contratos de compra e venda. Todo o incentivo dado pelo
PROINFA, assim como o valor pago pela energia adquirida, além dos custos administrativos,
financeiros e encargos incorridos pela Eletrobrás foram rateados entre todos os consumidores
finais do SIN, com exceção daqueles classificados como Subclasse Residencial Baixa Renda.
O PROINFA contempla a implantação de 144 usinas e parques, totalizando uma potência instalada de aproximadamente 3.400 MW em todo o programa, com 1.422 MW especificamente em parques eólicos. Todo este volume de energia tem contratação garantida por 20
anos, pela Eletrobrás [11].
1.3 - O CRESCIMENTO DA ENERGIA EÓLICA E SEUS DESAFIOS
Com o grande investimento em energias limpas e renováveis, a energia eólica foi a
que mais cresceu e desenvolveu com o passar dos anos, crescendo 25% ao ano, no mundo, na
década de 2000. A energia solar seguiu em segundo lugar, crescendo 20% [12].
O maior volume de parques eólicos encontra-se na Europa. Em 2008, os parques europeus correspondiam a 74% de toda a energia eólica gerada. Como dito anteriormente, boa parte deste crescimento é devido o compromisso dos países assinantes do protocolo de Kyoto em
cumprir seus requerimentos de redução de poluentes [12].
CAPÍTULO 1 - Introdução
5
O crescente aumento de geradores eólicos fez aumentar a preocupação com a qualidade da energia fornecida. Qualidade de energia diz respeito à regulação da tensão de operação,
regulação da freqüência, ausência de flickers e distorções harmônicas.
Um dos principais problemas da conexão de aerogeradores ao SEP é a incapacidade de
permanecer conectado ao sistema quando ocorre um afundamento de tensão. O afundamento
de tensão ocorre quando a tensão nominal do sistema está abaixo de valores permitidos. No
sistema elétrico isto ocorre quando existe um grande volume de cargas ligadas e principalmente quando ocorre uma falta no sistema.
Tendo em vista a preocupação com a continuidade do sistema, os Operadores dos Sistemas passaram a exigir uma curva com tempo mínimo de operação para vários níveis de afundamento de tensão. Esta curva denomina-se “Curva de Suportabilidade Mínima de Tensão” (LVRT), e está presente na regulamentação de vários países da UE como Dinamarca,
Inglaterra, Alemanha, Itália e Portugal. Operador Nacional do Sistema (ONS) brasileiro também definiu uma curva LVRT [13,14,15].
1.4 - MOTIVAÇÃO E OBJETIVO DO TRABALHO
Os operadores dos sistemas elétricos estão cada dia mais exigentes em relação às normas para se acessar os sistemas de transmissão e distribuição. Cada país possui sua regulamentação específica, mas todas partem de um mesmo grupo de normas internacionais, mantendo assim um padrão internacional de qualidade de energia, onde cada país define o seu limite de acordo com as limitações do seu sistema.
Os objetivos deste trabalho são:
• Descrever quais são as grandezas avaliadas para determinar a Qualidade de
Energia de um sistema, com enfase nos Afundamentos de Tensão e Curvas de
Suportabilidade a Faltas.
• Descrever os padrões de Qualidade de Energia exigidos para o acesso aos sistemas de transmissão e distribuição de vários países, com foco no acesso de
Geradores Eólicos.
• Descrever uma estratégia para se implementar a curva LVRT em relés digitais,
baseado em lógicas programáveis.
CAPÍTULO 1 - Introdução
6
1.5 - ESTRUTURA DO TRABALHO
No Capítulo 2, serão apresentados os conceitos e critérios para a avaliação da Qualidade
de Energia em Sistemas de Potência. Um aprofundamento será feito no que diz respeito aos
Afundamentos de Tensão, apresentando suas características, causas, e impactos. Por ultimo,
serão apresentadas as Curvas LVRT, que definem o comportamento de geradores eólicos durante faltas.
No Capítulo 3, serão apresentadas as normas de Qualidade de Energia para acesso de
aerogeradores aos sistemas de Transmissão e Distribuição da Dinamarca, Alemanha, Portugal
e Brasil. Para cada país será descrito os requisitos técnicos mínimos de operação em regime
de freqüência não nominal, geração e absorção de reativos, operação em regime de tensão não
nominal, descrevendo a curva LVRT.
No Capítulo 4, será apresentada a metodologia utilizada para implementação da curva
LVRT em relés numéricos utilizando lógica programável. Será mostrado a definição de cada
tipo de lógica e temporização que serão implementadas, o modo como a curva LVRT será vista pelo relé e o quanto a curva se aproxima da definida pela regulamentação, apresentando os
testes realizados e os resultados obtidos na implementação da curva LVRT
Finalmente, no Capítulo 5, apresentam-se as conclusões sobre as análises efetuadas e
sugestões de caminhos para pesquisas futuras.
CAPÍTULO 1 - Introdução
7
CAPÍTULO 2
AFUNDAMENTOS DE TENSÃO E CURVAS DE SUPORTABILIDADE A FALTAS
ELÉTRICAS
2.1 - INTRODUÇÃO
Neste capítulo são apresentados os conceitos básicos relacionados a qualidade de energia. Dentre os vários problemas de qualidade de energia que serão descritos, este trabalho tem
como foco os afundamentos de tensão. No fim, serão apresentadas as Curvas de Suportabilidade a Faltas, critério utilizado internacionalmente para definir o comportamento de geradores
de energia elétrica frente a problemas de faltas no sistema elétrico.
2.2 - QUALIDADE DE ENERGIA ELÉTRICA
O conceito de “Qualidade de Energia” está relacionado com as possíveis alterações
que podem ocorrer em um sistema elétrico. Estas alterações podem ser qualquer problema
manifestado em tensão, corrente ou desvios de freqüência, resultando em uma falha ou operação indevida de equipamentos [30].
De acordo com o Institute of Electrical and Eletronics Engineers (IEEE) em [29]:
“Qualidade de energia é o conceito de alimentar e aterrar equipamentos sensíveis de tal forma
que seja conveniente para a operação deste equipamento”.
Outro conceito importante relacionado com Qualidade de Energia é o de “compatibilidade eletromagnética”, estabelecido pela norma IEC 61000-1-1 [31]: “Compatibilidade Eletromagnética é a capacidade de um equipamento ou sistema funcionar de forma satisfatória
em seu ambiente eletromagnético sem a introdução de distúrbios eletromagnéticos intoleráveis de qualquer fonte, naquele ambiente”.
De acordo com as grandezas fornecidas pelos sistemas elétricos, são definidos quatro
tipos de parâmetros de Qualidade de Energia [31]:
•
Qualidade de tensão: é a variação da tensão em relação a sua forma ideal. A
tensão ideal é uma onda senoidal de freqüência e magnitude constante. Pode
ser interpretada como a qualidade do produto entregue para a utilização dos
consumidores de energia elétrica.
CAPÍTULO 2 – Afundamentos de tensão e Curvas de Suportabilidade a Faltas
8
•
Qualidade de corrente: da mesma forma que a tensão, qualidade de corrente diz
respeito à variação da corrente em relação a sua forma ideal. A corrente ideal é
onda senoidal de freqüência e magnitude constante. Mas, diferente do conceito
de qualidade de tensão, onde é definida como aquilo que é entregue para os usuários, a corrente é aquilo que os consumidores pegam para utilizar. Porém
não pode ser esquecido que tensão e corrente estão relacionados, e se uma das
grandezas varia sua forma ideal, dificilmente a outra não irá variar.
•
Qualidade de potência: é a combinação de qualidade de tensão e de corrente.
•
Qualidade de suprimento: diz respeito à qualidade da energia entregue e também a qualidade do serviço de entrega de energia. Estão relacionados conceitos
como continuidade e confiabilidade da energia entregue.
2.3 –QUALIDADE DE TENSÃO
A qualidade de tensão, como descrito no tópico 2.2, esta relacionada às variações nas
características de tensão em relação a valores nominais ou ideais. As variações de estado permanente são classificadas como [31]:
•
Variações na magnitude de tensão: aumento ou diminuição na magnitude de
tensão ou valor RMS, dado razões como variações da carga na distribuição, alterações em tap de transformadores, chaveamento de bancos capacitivos ou indutivos, curtos circuitos de alimentadores, causando subtensão ou sobretensão.
•
Variações na freqüência da tensão: aumento ou diminuição da freqüência da
onda da tensão, por causa de desbalanceamentos entre geração e carga, curtos
circuitos, falha de geradores.
•
Desbalanceamento de tensão: desbalanceamento é um fenômeno no sistema
trifásico, no qual o valor eficaz da tensão ou o ângulo de fase entre fases consecutivas não é igual. Este fenômeno é causado por desbalanceamento de cargas, principalmente por grande concentração de cargas monofásicas.
•
Flutuação de tensão: com a variação da magnitude de tensão, o fluxo de potência para os equipamentos normalmente sofre variação. Se esta variação for alta
ou com grande freqüência de ocorrência, o desempenho dos equipamentos pode ser afetado. Este fenômeno pode ser observado em lâmpadas, que variam a
sua intensidade luminosa, e também é conhecido como cintilação luminosa.
CAPÍTULO 2 – Afundamentos de tensão e Curvas de Suportabilidade a Faltas
9
•
Distorções harmônicas: quando a forma de onda da tensão em regime permanente deixa de ser puramente senoidal, o fenômeno “distorção harmônica” ocorre. Isto acontece devido à presença de cargas não lineares. As causas são a
presença de cargas não lineares, possuindo conversores de eletrônica de potência, elementos não lineares na transmissão de energia e falhas na própria construção das máquinas geradoras, com elementos magnéticos saturáveis.
•
Voltage notching: este fenômeno ocorre quando existem retificadores trifásicos
no sistema. Quando acontece a comutação entre diodos ou tiristores, ocorre um
curto-circuito de pequena duração, menos que 1 ms, resultando em uma leve
redução na tensão instantânea, como mostrado na Figura 2.1.
•
Ruídos de alta freqüência: quando a tensão de suprimento contém componentes que não são periódicas, são chamados de ruídos na tensão. Fornos a arco a e
a combinação de muitas cargas não lineares são impactantes fontes de ruídos.
Figura 2.1 – Fenômeno “voltage notching” [Fonte: Mess- und Stromversorgungstechnik e.U.]
2.4 – AFUNDAMENTOS DE TENSÃO
2.4.1
– DEFINIÇÃO
Pequenas variações na magnitude da tensão ocorrem com grande freqüência, então os
padrões internacionais de qualidade de energia admitem uma certa variação no valor eficaz da
tensão. Se a tensão atingir valores acima ou abaixo dos limites permitidos, a tensão do sistema
é classificada como subtensão ou sobretensão.
.
CAPÍTULO 2 – Afundamentos de tensão e Curvas de Suportabilidade a Faltas
10
Os afundamentos de tensão podem ser definidos da seguinte forma:
•
Segundo a norma do IEEE em [32]: afundamento de tensão, também denominado “voltage sag”, é definido como um decréscimo entre 10% e 90% do valor
eficaz da tensão nominal, com duração entre 0,5 ciclo e 1 minuto. Se a tensão
estiver abaixo de 10% da nominal, a norma considera uma interrupção.
•
A norma do International Electrotechnical Comission (IEC) [33] define afundamento de tensão, chamado de “voltage dip”, como uma redução súbita na
tensão de um ponto do sistema elétrico, seguido pelo seu restabelecimento após um curto período de tempo, entre 0,5 ciclo e poucos segundos.
•
No Brasil, o Operador Nacional do Sistema (ONS) em [27] define afundamento de tensão como Variações de Tensão de Curta Duração (VTCD), sendo caracterizados como um desvio significativo da amplitude da tensão por um curto
intervalo de tempo.
•
Segundo a Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), em [28], Afundamento Momentâneo de Tensão é o evento em que o valor eficaz da tensão do
sistema se reduz, momentaneamente, para valores abaixo de 90% da tensão
nominal de operação, durante intervalo inferior a 3 segundos.
Um exemplo de afundamento de tensão pode ser visto na Figura 2.2, mostrando o
comportamento do valor eficaz da tensão e da forma de onda senoidal.
2.4.2
– CAUSAS DO AFUNDAMENTO DE TENSÃO
As principais causas dos afundamentos de tensão são:
• Ações de abertura de chaves e religadores em subestações, desligando temporariamente um alimentador. Nesta situação, todos os outros alimentadores da
mesma subestação irão sofrer um afundamento de tensão nos seus terminais;
• Falha de equipamentos em situação de sobrecarga, onde a proteção irá atuar
desligando um alimentador, e os outros irão sentir um afundamento de tensão;
• Problemas ocasionados por fenômenos da natureza, como tempestades, descargas atmosféricas, atuações de fortes ventos, causando o toque de galhos de árvores nos alimentadores etc., causando um curto-circuito de uma fase para a
terra.
CAPÍTULO 2 – Afundamentos de tensão e Curvas de Suportabilidade a Faltas
11
• A poluição de grandes centros urbanos pode afetar os isoladores das linhas de
transmissão e distribuição, causando curtos-circuitos;
• Animais, como gatos, esquilos, cobras, grandes pássaros, etc., podem estar sobre as linhas ou transformadores, causando curto-circuito entre fases ou de uma
fase para a terra;
• Atividades de construção civil podem ocasionar curtos-circuitos, principalmente quando o sistema de transmissão ou distribuição é subterrâneo e as obras
realizam alguma escavação;
• Partidas de grandes motores em indústrias e processos industriais, causando
severa redução na magnitude da tensão durante a partida;
Figura 2.2 – Afundamento de tensão mostrado no valor eficaz e instantâneo [32]
Afundamentos causados por partidas de motores podem ser mitigados e geralmente
não causam nenhum grande problema para o sistema, pois este afundamento acaba sendo localizado em um ponto, não sendo propagado para o resto do sistema. A maioria dos motores
CAPÍTULO 2 – Afundamentos de tensão e Curvas de Suportabilidade a Faltas
12
tem partida de forma indireta, com conversores de freqüência e equipamentos sof-starter, o
que diminui a corrente de partida.
Os grandes problemas de afundamentos de tensão concentram-se nos curtos-circuitos.
Quando ocorre um curto-circuito, há uma grande elevação da corrente e conseqüentemente
uma grande queda de tensão nas impedâncias do sistema, ou seja, no momento que este ocorre, inicia-se o afundamento de tensão, continuando até o momento que a proteção atua, eliminando a falta. Assim que ocorre a eliminação da falta, a tensão tem uma recuperação imediata
para valores próximos ao valor de pré-falta [33].
2.4.3
– TIPOS DE AFUNDAMENTOS DE TENSÃO
Os tipos de afundamento de tensão estão ligados diretamente ao tipo de curto-circuito
que ocorrem no sistema. Existem 4 tipos de curto-circuito que podem ocorrer em um sistema
trifásico [31]:
•
Curto-circuito trifásico, onde acontece o curto entre as três fases ou entre as
três fases e a terra;
•
Curto de uma fase para a terra, onde uma fase entra em contato com a terra e o
valor da corrente de curto-circuito está vinculado ao tipo de aterramento do sistema;
•
Curto-circuito entre duas fases, onde duas fases ou duas fases e a terra entram
em contato;
•
Curto-circuito entre duas fases e a terra, onde duas fases entram em contato
com a terra.
Estes quatro tipos de curto-circuito apresentam magnitudes de afundamentos de tensão
diferentes. Mas, para o afundamento de tensão nos terminais dos equipamentos dos consumidores finais, onde geralmente o nível tensão é bem menor do que aquele onde ocorreu a falta,
deve-se levar em consideração também o tipo de conexão dos transformadores abaixadores
[34].
Os transformadores abaixadores podem ser classificados em três grupos, de acordo
com o impacto em afundamentos de tensão, os quais são [31]:
• Transformador com conexão estrela-estrela, aterrado em ambos os lados;
• Transformadores com conexão estrela-estrela, com um ou ambos os lados não
aterrados, conexão em delta-delta, e conexão delta-zigzag.
CAPÍTULO 2 – Afundamentos de tensão e Curvas de Suportabilidade a Faltas
13
• Transformadores com conexão delta-estrela e conexão estrela-zigzag.
2.4.4
– SUPORTABILIDADE AOS AFUNDAMENTOS DE TENSÃO
Afundamentos de tensão podem causar paradas inesperadas na produção industrial,
além de causar o mau funcionamento em dispositivos de controle e sensores eletrônicos, que
são muito vulneráveis a variações de tensão de certa duração.
Equipamentos modernos necessitam de uma maior precisão na regulação da tensão de
alimentação do que equipamentos tradicionais, como motores de indução. Equipamentos de
automação utilizam processos de alta velocidade, com sensores, controles eletrônicos, equipamentos de velocidade variável, onde qualquer parada em seu funcionamento pode causar
um grande prejuízo.
Para medir a sensibilidade de equipamentos e dispositivos durante variações de tensão
de curta duração, curvas padrões são usadas como referência para medir a tolerância das cargas. As curvas descrevem um perfil de variação de tensão e tem como objetivo apresentar o
comportamento do equipamento perante a variação de tensão, se o equipamento suportar a
variação de tensão definida, então estará certificado para aquela curva. As curvas mais utilizadas são as cuvas “CBEMA”, “ITIC” e “SEMI F47”.
Após um afundamento de tensão que interrompe parte ou todo um processo, as suas
linhas de produção são reiniciadas. Dependendo do número de linhas, o processo inteiro é retomado após algumas horas.
Um grande impacto da perda financeira na indústria depende se a produção é contínua
ou não. Na produção contínua, a produção perdida durante o tempo de manutenção não pode
ser recuperada através de horas extras, traduzindo-se assim em perda de receita, que é igual ao
valor do produto não produzido durante o tempo de manutenção. Em um processo nãocontínuo, a produção pode ser recuperada através de trabalho extra, embora possa trazer custos adicionais [35].
2.4.5
MEDIDAS CORRETIVAS
Algumas medidas corretivas podem ser tomadas para minimizar os efeitos dos afun-
damentos de tensão. Estas medidas visam adequar os equipamentos ao nível de qualidade de
energia de suprimento. Algumas medidas são [33]:
CAPÍTULO 2 – Afundamentos de tensão e Curvas de Suportabilidade a Faltas
14
•
Alteração das práticas de proteção: algumas cargas que desencadeiam a interrupção do processo de produção nem sempre são as mais importantes, então
uma maior seletividade do sistema de proteção poderá contribuir para minimizar os efeitos dos afundamentos de tensão.
•
Modernização dos instrumentos e filosofia de proteção: a utilização de uma
nova filosofia de proteção, utilizando relés microprocessados, pode reduzir o
tempo de eliminação de faltas e, conseqüentemente, redução no tempo do afundamento de tensão, graças a recursos como seletividade lógica.
•
Utilização de sistemas de alimentação ininterruptos (UPS): São sistemas compostos por retificadores estáticos e inversores com baterias de armazenamento
para alimentar cargas sensíveis durante o afundamento de tensão.
•
Utilização de métodos de partida de motores que suavizam a partida de motores, como chaves compensadoras, método estrela-triângulo, e utilização de soft
starter e acionamentos de velocidade variável, reduzem os afundamentos de
tensão na partida.
2.5 – COMPORTAMENTO DE AEROGERADORES EM AFUNDAMENTOS DE
TENSÃO
Para a produção de energia elétrica através dos ventos, são utilizados dois tipos de
máquinas elétricas em aerogeradores: máquinas síncronas e assíncronas. Os geradores assíncronos, quando são do tipo de indução em gaiola de esquilo, são utilizados para aplicações em
velocidade constante, e os do tipo de indução com rotor bobinado e os geradores síncronos
(GSINC) são utilizados, na maioria das vezes, em aplicações com velocidade variável.
Os geradores que operam com velocidade variável são os mais comercializados entre
geradores eólicos. Estes podem possuir várias tecnologias de funcionamento, entre elas se
destacam: geradores síncronos com conversores PWM; geradores síncronos com retificador a
diodos; gerador de indução duplamente alimentado. Todas estas tecnologias utilizam de conversores de eletrônica de potência, que podem ser sensíveis a afundamento de tensão [36,37].
Os geradores síncronos com conversores PWM podem ser vistos na Figura 2.3. As
usinas que utilizam destes geradores são conectadas à rede elétrica através de conversores de
frequência e podem operar em baixa velocidade devido a grande quantidade de pólos magné-
CAPÍTULO 2 – Afundamentos de tensão e Curvas de Suportabilidade a Faltas
15
ticos de seus geradores. Os conversores de freqüência utilizam de controle por modulação da
largura do pulso (PWM), e possuem estágios de retificação e inversão.
Figura 2.3 – Configuração do Gerador Síncrono com Conversor PWM [36]
Os geradores síncronos com retificação a diodos, como indicado no próprio nome,
possuem um estágio de retificação com um retificador a diodos. Além disso, possuem um
conversor chopper elevador de tensão, um barramento em corrente contínua (CC) regulado, e
um conversor PWM ligado a rede elétrica. Esta tecnologia pode ser vista na Figura 2.4.
Figura 2.4 – Configuração do Gerador Síncrono com com Retificação a Diodos [36]
Por ultimo, os geradores de indução duplamente alimentados (DFIG) são dos mais utilizados no mercado. Esta tecnologia possui uma máquina de indução com rotor bobinado,
com alimentação através de anéis coletores que conectam o rotor ao conversor,e o rotor é aliCAPÍTULO 2 – Afundamentos de tensão e Curvas de Suportabilidade a Faltas
16
mentado por um conversor CC/CA/CC, construído por duas pontes conversoras trifásicas
PWM conectadas através do barramento CC (Figura 2.5) [36,37].
Figura 2.5 – Configuração do Gerador de Indução Duplamente Alimentado [36]
Todas estas tecnologias apresentam conversores e equipamentos de eletrônica de potência. No momento de uma falta, as altas correntes de curto-circuito requisitadas pelo sistema
aquecem estes equipamentos e, por segurança, os geradores são desconectados do sistema.
A ação de desconexão do parque eólico contribui para a ocorrência de um afundamento de tensão, pois a potência fornecida pelos geradores deixa de ser enviada, e o curto-circuito
passa a requisitar mais ainda do restante do sistema.
Preocupados com a saída dos parques eólicos perante faltas, a regulamentação internacional criou normas que obrigam uma suportabilidade a faltas, conforme explicado no próximo tópico. Estas normas fizeram com que houvesse melhorias na tecnologia dos aerogeradores, uma maior robustez das chaves e equipamentos eletrônicos, e novas filosofias de proteção.
2.6 - CURVAS DE SUPORTABILIDADE A FALTAS
As Curvas de Suportabilidade a Faltas, ou curvas Low Voltage Ride Though (LVRT),
são curvas que definem como deve ser o comportamento da proteção de geradores, principalmente parques eólicos, em situações de faltas e afundamentos de tensão.
CAPÍTULO 2 – Afundamentos de tensão e Curvas de Suportabilidade a Faltas
17
Um exemplo de curva LVRT pode ser visto na Figura 2.6, requisito da regulamentação de acesso ao sistema de transmissão na Espanha.
Figura 2.6 – Curva de Suportabilidade a afundamento de tensão segundo o código de rede espanhol.
Se a tensão no ponto de conexão do sistema estiver acima da curva LVRT, parte em
azul da Figura 2.6, o parque eólico deve permanecer conectado, devendo ser desconectado
somente se a tensão assumir valores abaixo da curva. Pode-se observar que para uma queda
de tensão de até 80%, o gerador deve permanecer conectado por um período de 0,5 segundos.
Este intervalo de tempo garante que a proteção do sistema possa atuar, retirando a falta sem
que o parque eólico seja desconectado.
2.7 - CONCLUSÃO
Nesse capítulo foram explicados os conceitos de Qualidade de Energia, quais são os
critérios utilizados para avaliar a qualidade da energia entregue aos consumidores finais. Entre
os vários problemas com a tensão, foi detalhado os Afundamentos de Tensão, apresentando as
definições, detalhando quais são as suas causas, os tipos, os impactos financeiros do problema, e alternativas de minimizar os efeitos. As tecnologias de Parques Eólicos foram apresentadas, detalhando os seus componentes e qual o impacto dos afundamentos de tensão nesses
componentes. Por último, as Curvas de Suportabilidade a Faltas foram apresentadas, explicando como deve ser o comportamento das proteções dos geradores durante o período de faltas. No Capítulo 3, os requisitos de acesso de Parques Eólicos à sistemas de transmissão no
CAPÍTULO 2 – Afundamentos de tensão e Curvas de Suportabilidade a Faltas
18
Brasil, Dinamarca, Alemanha e Portugal serão detalhadas, apresentando as curvas de Suportabilidade a Faltas de cada país.
CAPÍTULO 2 – Afundamentos de tensão e Curvas de Suportabilidade a Faltas
19
CAPÍTULO 3
UMA VISÃO GERAL DA REGULAMENTAÇÃO INTERNACIONAL PARA
ACESSO DOS PARQUES EÓLICOS AOS SISTEMAS ELÉTRICOS DE POTÊNCIA.
3.1 - INTRODUÇÂO
Este capítulo tem como objetivo fornecer uma visão geral da regulamentação de acesso
aos Sistemas Elétricos de Potência (SEP), quais os parâmetros avaliados, informando os padrões dos países: Dinamarca, Alemanha, Portugal e Brasil. Serão apresentadas as diferentes
curvas “Low Voltage ride-Through” (LVRT) para cada país.
3.2 - A REGULAMENTAÇÃO INTERNACIONAL PARA ACESSO AOS SISTEMAS
ELÉTRICOS DE POTÊNCIA
Os Sistemas Elétricos de Potência devem ter características como qualidade, confiabilidade e segurança. Estes critérios definem os Padrões de Qualidade de Energia, padrões os
quais estão cada vez mais exigentes, com o objetivo de elevar a qualidade da energia que chega ao consumidor final.
Para garantir estes padrões, cada país possui uma série de parâmetros definidos em sua
regulamentação de acesso aos seus sistemas de potência, conhecido internacionalmente como
“grid code” e no Brasil como “Procedimentos de Rede” definidos pelo Operador Nacional do
Sistema (ONS) e homologado pela Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) [26].
Os geradores eólicos, especificamente, possuem padrões mais rígidos em comparação
com fontes convencionais de geração, como geração hidráulica e térmica. Isto acontece devido à grande parte dos geradores eólicos serem do tipo Gerador de Indução de Dupla Alimentação (DFIG), sensíveis a variações bruscas de tensão e corrente.
Os seguintes critérios são utilizados para avaliar a Qualidade de Energia e são requisitos
para acesso aos diferentes SEP:
•
Controle de Freqüência;
•
Flutuação de Tensão;
•
Controle de Harmônicos;
•
Correntes de Curto-Circuito e Sistemas de Proteção;
•
Afundamentos de Tensão e Curvas de Suportabilidade a Faltas, e
•
Injeção de Potência Reativa.
CAPÍTULO 3 – Uma Visão Geral Da Regulamentação Internacional Para Acesso dos Parques Eólicos aos Sistemas Elétricos De Potência.
20
3.2.1
- DINAMARCA
A Dinamarca possui 3115MW de potência eólica instalada [16]. A sua Rede de Trans-
missão é a administrada por dois distintos Operadores de Sistema de Transmissão (OST):
Eltra na Zona Leste e Elkraft na Zona Oeste. Estas duas redes são eletricamente isoladas, como pode ser visto na Figura 3.1.
Figura 3.1 – Mapa da Rede Elétrica Dinamarquesa.
O sistema da Eltra é conectado com o sistema Alemão, e tem uma conexão de 1670MW
em Corrente Contínua com a Noruega e Suécia. Já a Zona Oeste, da Elkraft, faz parte do mercado NordPool, um mercado de troca de energia que envolve Noruega, Dinamarca, Estônia,
Suécia e Finlândia [17].
A regulamentação de parques eólicos na Dinamarca é definida por dois decretos, separados pelo nível da tensão de operação. Para tensões até 100kV, a regulamentação é definida
pelo: “TF 3.2.6 - Wind turbines connected to grids with voltages below 100 kV”. Para tensões
acima de 100kV, a regulamentação é definida pelo documento: “TF 3.2.5 - Wind turbines
connected to grids with voltages above 100 kV” [18,19].
CAPÍTULO 3 – Uma Visão Geral Da Regulamentação Internacional Para Acesso dos Parques Eólicos aos Sistemas Elétricos De Potência.
21
3.2.1.1 – CONTROLE DE FREQUÊNCIA
A freqüência nominal de operação na Dinamarca é 50 Hertz. Para tensão de operação
menor ou igual a 100kV, a freqüência nominal do sistema deve estar entre 47 Hz e 52 Hz,
com um erro máximo de leitura admissível de 10 mHz para mais ou para menos.
O Controle de Freqüência tem dois modos de controle: o modo de controle independente, e o modo dependente. No modo dependente, a freqüência pode variar de acordo com a
produção, como pode ser visto na Figura 3.2:
Figura 3.2 – Controle da Potência de saída através da freqüência na Dinamarca[18,20].
Na Figura 3.2, a curva cheia representa o modo independente, onde a potência permanece constante para a condição de subfreqüência. A curva pontilhada indica o modo dependente, onde existe um controle de produção para variação da freqüência: quando a freqüência
estiver abaixo de 48,7 Hz, a produção deverá estar em 100%.
As turbinas eólicas dos parques dinamarqueses que operam em tensão menor ou igual a
100kV também devem ser projetadas para produzir energia em tensões e freqüências diferentes das nominais em um tempo mínimo como mostrado na Figura 3.3. As tensões e freqüências anormais não podem resultar em uma redução de produção maior do que 15% [18,20].
CAPÍTULO 3 – Uma Visão Geral Da Regulamentação Internacional Para Acesso dos Parques Eólicos aos Sistemas Elétricos De Potência.
22
Figura 3.3 – Tempo permitido de desvio de freqüência para parques eólicos conectados a rede de distribuição na Dinamarca [18,20].
Para os Parques Eólicos que operam em tensão nominal acima de 100kV, os limites de
freqüência de operação estão entre 47,5 Hz e 53,0 Hz, sendo este intervalo dividido em subintervalos onde a produção deve ser reduzida, conforme a Figura 3.4. Pode-se também observar,
na Figura 3.4, que existem limites de tensão onde a produção também deve ser reduzida. Para
a tensão nominal (UN) de 132 kV, os valores limites são:
•
Limite mínimo de tensão (UL) = 119 kV;
•
Limite mínimo de tensão para plena carga (ULF) = 125 kV;
•
Limite máximo de tensão para plena carga (UHF) = 145 kV;
•
Limite máximo de tensão (UH) = 155 kV;
Os limites de tensão de plena carga indicam a faixa de tensão que o Parque Eólico deve
estar apto a operar em sua potência nominal [19].
CAPÍTULO 3 – Uma Visão Geral Da Regulamentação Internacional Para Acesso dos Parques Eólicos aos Sistemas Elétricos De Potência.
23
Figura 3.4 – Limites de tempo de operação e de redução na produção para faixas de tensão e de freqüência para parques eólicos conectados a rede da Dinamarca [19,20].
3.2.1.2 – VARIAÇÕES DE TENSÃO
A cintilação luminosa, na legislação dinamarquesa, está divida em dois tipos: Variação
de tensão de curta e longa duração e flutuação de tensão (flicker). A variação rápida de tensão
é definida como uma variação de curta duração no valor da tensão eficaz (Rms). Flicker tratase da variação de tensão que causa variação na intensidade luminosa emitida por uma lâmpada, e são utilizados os Indicadores: Indicador de Severidade de Cintilação de Curta Duração
(Pst) e Indicador de Severidade de Cintilação de Longa Duração (Plt), conforme descrito e recomendado pela Comissão Internacional de Eletrotécnica na Publicação IEC 61000-4-15.
Para rápidas variações de tensão em parques conectados em tensões nominais abaixo
de 100 kV, a variação de tensão é definida pela equação:
݀ሺ%ሻ = 100. ݇௨ ሺߙ௞ ሻ.
ܵ௡
ܵ௞
Onde:
d(%): Variação de tensão percentual
CAPÍTULO 3 – Uma Visão Geral Da Regulamentação Internacional Para Acesso dos Parques Eólicos aos Sistemas Elétricos De Potência.
24
Sk: Capacidade de curto circuito do ponto de conexão
αk: Ângulo de curto circuito no ponto de conexão
Sn: Potência aparente gerada pelo gerador.
Ku: Fator de variação de tensão (definido na norma IEC 61400-13).
O valor da variação de tensão percentual “d” deve ficar entre os seguintes máximos, de
acordo com o nível de tensão de conexão:
•
Conexões entre 10 kV e 20 kV: a variação de tensão percentual deve ser menor
ou igual a 4%.
•
Conexões entre 50 kV e 60 kV: a variação de tensão percentual deve ser menor
ou igual a 3%.
Para os parques conectados em tensão acima de 100 kV, as variações de tensão eficaz
devem ficar abaixo de 3%. Se as variações ocorrerem mais de 10 vezes por hora, este critério de variação cai para 2%, e se a variação for superior a 100 vezes por hora, as variações
terão que ser menor que 1,5% [18,19].
A variação de tensão do tipo flicker segue padrão definido por normas internacionais.
A contribuição de um parque eólico no efeito flicker (Plt) deve ser menor ou igual a 0,5 para
parques conectados em tensões entre 10 kV e 20 kV, menor ou igual a 0,35 para parques conectados em tensões entre 50 kV e 60 kV. Para parques conectados em tensão acima de 100
kV, o valor Plt deve permanecer menor ou igual a 0,30 para a contribuição média entre 10
minutos e 0,20 para contribuições em 2 horas.
3.2.1.3 SUPORTABILIDADE A FALTAS (CURVAS LVRT)
Assim como nos outros critérios, existem diferenças para as Curvas de Suportabilidade
a Faltas de acordo com o nível de tensão de conexão. Para parques conectados em tensão
nominal abaixo de 100 kV, a curva de suportabilidade deve seguir a forma definida na Figura 3.5, onde para tensões abaixo de 0,9 p.u. e acima de 0,2 p.u. o parque deve permanecer
conectado por um tempo mínimo de 0,1 segundo, seguindo uma curva onde abaixo desta o
parque pode ser desconectado, e obrigatoriamente para tensões abaixo de 0,9 por um tempo
acima de 20 segundos o parque deve ser desconectado.
Para parques conectados em tensões superiores a 100 kV, as turbinas devem suportar
uma variação de tensão de acordo com a Figura 3.6. Quando a tensão está abaixo de 1 p.u. e
CAPÍTULO 3 – Uma Visão Geral Da Regulamentação Internacional Para Acesso dos Parques Eólicos aos Sistemas Elétricos De Potência.
25
acima de um mínimo de 0,25 p.u., o parque deve permanecer conectado por 0,1 segundos,
onde após este período o mínimo de 0,25 p.u. varia linearmente, chegando a 0,75 em um período de 1 segundo. A partir de 10 segundos, a tensão deve permanecer em 1 p.u..
Figura 3.5 - Curva de suportabilidade para faltas em parques eólicos conectados a rede de distribuição
na Dinamarca [18].
Figura 3.6 – Curva de suportabilidade para faltas em parques eólicos conectados a rede de transmissão
na Dinamarca [19].
3.2.2
– ALEMANHA
Em fevereiro de 2000, o Governo Federal Alemão definiu, através de um ato legislati-
vo, a prioridade do uso de energias renováveis, sendo este atualizado no ano de 2004, com o
objetivo de refinar as metas definidas. O objetivo do ato era que ocorresse um aumento de
CAPÍTULO 3 – Uma Visão Geral Da Regulamentação Internacional Para Acesso dos Parques Eólicos aos Sistemas Elétricos De Potência.
26
12,5% das energias renováveis até o ano de 2010, e de 20% até o ano de 2020. A maior parte
deste aumento deveria ser provida de energia eólica. No ano de 2004, a capacidade de geração
eólica se aproximava de 16 GW. A distribuição da geração eólica pode ser vista na Figura 3.7,
onde os pontos em azul escuro indicam geração até 4 MW, ficando a cor do ponto mais clara
quando o potencial de geração aumenta, chegando à cor verde com geração de 25 MW a 29
MW, e de 45 MW a 50 MW na cor vermelha [21].
Figura 3.7 - Distribuição de geração eólica na Alemanha [21].
O sistema interligado alemão é formado e operado por diferentes companhias. Estas
empresas transmissoras de energia elétrica criaram uma regulamentação para conexão e opeCAPÍTULO 3 – Uma Visão Geral Da Regulamentação Internacional Para Acesso dos Parques Eólicos aos Sistemas Elétricos De Potência.
27
ração de parques eólicos. Esta regulamentação foi sintetizada pela associação de operadores
de linhas de transmissão alemã, a VDN, que incluiu a operação de geração de energia renovável como um apêndice do código geral do sistema alemão [17].
São quarto as principais transmissoras na Alemanha: E.ON, VE-T, RWE, EnBW. O
mapa das transmissoras pode ser visualizado na Figura 3.8, onde 42% dos parques eólicos
concentram na rede da E.ON, 38% na VE-T, 19% na RWE e apenas 2% na EnBW. Por ser a
de maior área de atuação dos parques eólicos, a regulamentação da rede E.ON será a apresentada na continuidade do trabalho.
Figura 3.8 - Divisão das redes de transmissão na Alemanha [21].
3.2.2.1 – CONTROLE DE FREQUÊNCIA
A banda de freqüência, que uma turbina eólica deve estar apta a permanecer conectada
está entre 47,5 Hz e 51,5 Hz. Em condições de freqüência abaixo de 50 Hz, as plantas eólicas
devem ser capazes de variar em gradientes de 1% a sua potência de saída por minuto, variando entre a faixa de potência mínima e a de operação contínua. Em condições de sobrefrequência, a redução de potência deve ser a um gradiente de 10% por minuto sem que sejam desconectados do sistema, como ilustrado na Figura 3.9. Se a freqüência do sistema ultrapassar 50,2
CAPÍTULO 3 – Uma Visão Geral Da Regulamentação Internacional Para Acesso dos Parques Eólicos aos Sistemas Elétricos De Potência.
28
Hz, sem ultrapassar o limite de 51,5 Hz, deverá ocorrer uma redução no percentual da potência injetada, seguindo o critério da equação a seguir [22]:
∆ܲ = 20. ܲெ .
50,2 ‫ ݖܪ‬− ݂௚
50 ‫ݖܪ‬
Onde:
∆P: Redução da potência de saída
PM: Potência disponível
fg: Freqüência da rede (entre 50,2 Hz e 51,5 Hz)
A potência é reduzida a 40% da potência disponível, quando a freqüência alcança o valor de 50,2 Hz. Quando a potência retorna a valores inferiores a 50,05 Hz, a potência deverá
subir novamente para o valor anterior.
Figura 3.9 - Variações de freqüência com o tempo que os parques eólicos devem suportar [22].
A regulamentação da E.ON também define restrições de tensão para variações de freqüência, conforme Figura 3.10. Os geradores eólicos devem estar com sua tensão e freqüência
de operação dentro do retângulo grande de bordas vermelhas da Figura 3.10. O tempo máximo permitido para regiões fora da área de operação contínua (tensão entre 87,7% e 115%,
freqüência entre 49,5 Hz e 50,5 Hz) é de 30 minutos. Em situações onde a freqüência permanece entre 47,5 Hz e 48 Hz, o intervalo máximo permitido é de 10 minutos [22].
CAPÍTULO 3 – Uma Visão Geral Da Regulamentação Internacional Para Acesso dos Parques Eólicos aos Sistemas Elétricos De Potência.
29
Quando a planta eólica está com valores de freqüência diferente do intervalo permitido,
esta deve ser desconectada imediatamente, sem nenhum atraso.
Figura 3.10 - Requisitos básicos de freqüência e tensão de operação dos parques na Alemanha [22].
3.2.2.2 VARIAÇÕES DE TENSÃO
Em condições normais, as tensões devem permanecer nas seguintes faixas:
•
Redes de 380 kV: entre 350 kV e 420 kV;
•
Redes de 220 kV: entre 193 kV e 245 kV, e
•
Redes de 110 kV: entre 96 kV e 123 kV.
O valor extremo superior do intervalo de tensão pode ser excedido por no máximo 30
minutos. Por motivos como poluição do ambiente ou outras causas, o limite inferior de 96
kV para a rede de 110 kV pode ser alterado.
Existe também um requisito básico de geração de reativos, como mostrado na Figura
3.11. Em tensões abaixo do nominal, a máquina estará no estado superexcitado. A troca de
reativos entre as plantas de geração e o sistema de transmissão deverá ser configurada para
alcançar valores definidos pelo operador do sistema.
Não é especificado em detalhes como a energia reativa deve ser gerada, podendo ser
gerada pela própria turbina eólica ou por outra fonte. Em casos onde existe uma grande distância entre os parques eólicos e o sistema de transmissão, como parques localizados dentro
do mar., a transmissão de energia reativa pode causar grandes perdas e quedas de tensão.
Nestes casos é mais favorável usar reatores do tipo shunt chaveados perto do ponto de conexão com o sistema [21].
CAPÍTULO 3 – Uma Visão Geral Da Regulamentação Internacional Para Acesso dos Parques Eólicos aos Sistemas Elétricos De Potência.
30
Quando existe uma variação de tensão para valores iguais ou menores que 85% (exemplo: para uma tensão nominal de 110 kV, o valor mínimo permitido é de 93,5 kV), a
planta de geração deverá desconectar do sistema após um intervalo de 5 segundos [22]. Se a
tensão do sistema aumentar e permanecer acima de 120% do máximo valor permitido, o gerador deve ser desconectado após um tempo de 100 ms.
Figura 3.11 - Requisitos básicos de tensão de operação e geração de reativos dos parques eólicos na Alemanha [22].
3.2.2.3 SUPORTABILIDADE A FALTAS (CURVAS LVRT)
A regulamentação do sistema da E.ON parte do princípio que para que oscilações de
tensão e potência não ativem a proteção dos geradores, deve existir uma regulamentação que
controle estas variações.
A regulamentação para suportabilidade a faltas divide a geração em dois tipos. O primeiro tipo diz respeito a geradores síncronos conectados diretamente a rede. Nestes casos,
curtos circuitos trifásicos não devem causar instabilidade ou desconexão dos geradores da
rede por um período de 150 ms, tempo em que a proteção do sistema poderá atuar e isolar a
falta.
A Figura 3.12 mostra a curva Low Voltage Ride Through, exibindo o padrão de tensão
no caso de um curto circuito trifásico o qual a planta geradora não deve ser desconectada e
não deve ficar instável. Por um período de até 150 ms, o parque deve suportar quedas de
tensão de até 100% sem se desconectar. Após este período, o valor máximo de afundamento
de tensão é de 30%, crescendo linearmente no período de 0,7 segundos e 1,5 segundos até o
CAPÍTULO 3 – Uma Visão Geral Da Regulamentação Internacional Para Acesso dos Parques Eólicos aos Sistemas Elétricos De Potência.
31
patamar de aproximadamente 13% de queda de tensão.
Figura 3.12 – Curvas de Suportabilidade a Faltas para geradores eólicos do tipo 1 na Alemanha [22].
Quando o parque eólico não atende as condições do primeiro tipo (gerador síncrono
conectado diretamente a rede), este é considerado como do segundo tipo. Quando uma falta
ocorre fora da região de proteção da planta geradora, não deve ocorrer a desconexão do sistema. O parque também deve alimentar a corrente de curto circuito durante o período de falta.
Se a tensão de operação ficar abaixo de 85%, conforme explicado no tópico 3.2.2.2, os
geradores devem ser divididos em 4 grupos, e cada grupo deve ser desconectado do sistema
depois de 1,5 segundos, 1,8 segundos, 2,1 segundos e 2,4 segundos respectivamente.
A Figura 3.13 mostra a curva LVRT para geradores do segundo tipo. Existem duas linhas ou duas curvas: a linha limite 1 diz respeito a curtos circuitos trifásicos ou faltas simétricas, onde não deve existir instabilidade para tensões acima da linha. A linha número 2 trata-se
de uma curva onde todos os geradores devem ser testados.
CAPÍTULO 3 – Uma Visão Geral Da Regulamentação Internacional Para Acesso dos Parques Eólicos aos Sistemas Elétricos De Potência.
32
Figura 3.13 – Curvas de Suportabilidade a Faltas para geradores eólicos do tipo 2 na Alemanha [22]
Para todas as plantas de geração que não se desconectaram durante uma falta, a potência
ativa de saída deve continuar sendo enviada para o sistema após a eleminação da falta, aumentando para o valor original em um gradiente de 20% por segundo.
Durante a variação de tensão, os geradores também deverão injetar uma corrente reativa
adicional. Para isto acontecer, o controle de tensão deve ser ativado, conforme pode ser observado na Figura 3.14. Na ocorrência de uma variação de tensão maior que 10%, a corrente
reativa adicional deverá ser injetada [22].
CAPÍTULO 3 – Uma Visão Geral Da Regulamentação Internacional Para Acesso dos Parques Eólicos aos Sistemas Elétricos De Potência.
33
Figura 3.14 - Requisitos básicos de injeção de corrente reativa adicional e controle de tensão durante
faltas na rede de transmissão alemã[22].
3.2.3
– PORTUGAL
O sistema de transmissão de Portugal é controlado pela empresa Electricidade de Portu-
gal (EDP), que controla todo o sistema de geração, transmissão e distribuição português. A
rede de transmissão, que tem a concessão do transporte de energia e interligação dos sistemas,
é chamada de Rede Eléctra Nacional (REN), explorando a Rede Nacional de Transporte
(RNT). A REN também gere o sistema de Despacho Nacional (operador do sistema) [23].
O Parlamento Europeu, no ano de 2001, definiu que Portugal deveria ter 39% da sua eletricidade bruta consumida a partir de fontes de energia renovável. Para alcançar esta meta, o
governo criou uma série de medidas para incentivar o uso de fontes renováveis, como incentivo em tarifas e metas de instalação de geração por fontes renováveis. Dentre estas metas, estava a de instalação de 3750 MW por fontes eólicas. Para garantir o dimensionamento adequado do sistema de transmissão com os valores de referência das metas de geração, a REN
concebeu um plano de reforço para a RNT.
Em 2005, o governo português reviu as metas, aumentando os valores antes estipulados
para geração por fontes de energia renovável, como mostrado na Tabela 3.1. No que diz respeito à potência eólica, esta passou de 3750 MW para 5100 MW.
CAPÍTULO 3 – Uma Visão Geral Da Regulamentação Internacional Para Acesso dos Parques Eólicos aos Sistemas Elétricos De Potência.
34
Tabela 3.1 – Metas de FER em Portugal para o ano de 2010
Eólica
Hídrica
5 100
5 575 MW
MW
Solar (incluindo
Biomassa
microgeração)
250 MW
150 MW
Ondas
BioBiogás
combustível
10% dos
250 MW combustíveis
rodoviários
100 MW
Microgeração
50 000
“telhados”
Como conseqüência da Política Governamental de Portugal para desenvolver as FER, a
potência eólica instalada cresceu acentuadamente no decorrer dos anos, com uma taxa de
crescimento anual, entre os anos de 2001 e 2007, de 62,5%. No ano de 2008, a potência eólica
correspondia a mais de 10% da potência elétrica total portuguesa. A Figura 3.15 mostra a evolução no decorrer dos anos da produção e da potência instalada de fontes eólicas.
Figura 3.15 - Evolução da potência instalada e geração dos parques eólicos em Portugal [8].
Os primeiros parques eólicos em Portugal eram conectados diretamente à rede de distribuição, que geralmente segue uma topologia radial para garantir a continuidade do serviço.
Por estes parques serem de baixa potência, inferiores a 10 MW, a sua produção era encarada
de forma marginal em relação aos grandes centros produtores. Por este motivo, estes parques
não eram submetidos a despachos e regulamentações específicas, onde toda a energia produzida era injetada na rede.
Com o grande crescimento da potência eólica, parques de grande capacidade foram
instalados, alterando totalmente o cenário. Devido à grande potência, alguns parques, de potência instalada de mais de 100 MW, passaram a ser conectados diretamente a RNT, que pasCAPÍTULO 3 – Uma Visão Geral Da Regulamentação Internacional Para Acesso dos Parques Eólicos aos Sistemas Elétricos De Potência.
35
sou a se reforçar para poder acomodar o crescimento da demanda de energia. Além disso, uma
série de preocupações com a estabilidade da rede e a variabilidade da produção passou a existir, fazendo com que o Regulamento da Rede de Transporte (RRT) Português sofresse alterações, com adequações e restrições, como a implementação de Curvas de Suportabilidade a
Faltas [8].
3.2.3.1 CONTROLE DE FREQUÊNCIA
O controle de freqüência definido para a RNT define que a freqüência do gerador deve
ficar entre 47,5 Hz e 51,5 Hz sem se desconectar do sistema.
Como o sistema de transmissão é do tipo “malha”, uma área cujo consumo é abastecido,
significativamente, por geradores eólicos, a desconexão destes devido a pequenas variações
de freqüência iria agravar o problema. A recomendação é que os parques continuem conectados produzindo, para não aumentar o déficit de produção, mantendo-se na rede sem injetar
potência ativa, de maneira que, quando a freqüência retornar, a produção retorne ao regime
normal rapidamente.
3.2.3.2 – VARIAÇÕES DE TENSÃO
As variações de tensão no ponto de entrega podem variar em mais ou menos 7% da
tensão nominal do sistema. Entretanto, para os geradores conectados, o máximo permitido é
de mais ou menos 5% da tensão nominal. O valor utilizado para medição deverá ser igual a
95% dos valores eficazes médios de tensão em um intervalo de 10 minutos.
Para variações de cintilação (flicker), os seus indicadores Pst e Plt devem ter valores igual a 1,0.
As distorções harmônicas, em 95% dos valores eficazes médios em 10 minutos, não devem exceder os níveis indicados na Tabela 3.2, definindo a participação pelo nível de conexão
e grau da componente harmônica.
CAPÍTULO 3 – Uma Visão Geral Da Regulamentação Internacional Para Acesso dos Parques Eólicos aos Sistemas Elétricos De Potência.
36
Tabela 3.2 – Máxima participação de componentes harmônicas no sistema de Portugal
Harmônicas ímpares Harmônicas ímpares múltiplas
não múltiplas de 3
de 3
Harmônicas Pares
Tensão
Harmônica
Tensão Harmônica (%)
(%)
Ordem
Ordem
Ordem
130 kV 60 kV
60 kV
400kV
5
7
11
13
17
19
23
25
4,5
3,0
2,5
2,0
1,3
1,1
1,0
1,0
3
9
15
21
>21
3,0
1,1
0,3
0,2
0,2
2
1
0,3
0,2
0,2
2
4
6
8
10
12
>12
Tensão Harmônica (%)
60 kV
130 kV
- 400kV
1,6
1,0
0,5
0,4
0,4
0,2
0,2
1,5
1
0,5
0,4
0,4
0,2
0,2
3.2.3.3 SUPORTABILIDADE A FALTAS (CURVAS LVRT)
Na ocorrência de faltas e curtos circuitos trifásicos, bifásicos ou monofásicos, os parques eólicos devem permanecer conectados a rede sempre que a tensão do secundário do
transformador da subestação da geração estiver acima da curva LVRT apresentada na Figura
3.16, não podendo consumir potência ativa e reativa durante a falha e na fase de recuperação
da tensão.
Figura 3.16 - Curva LVRT exigida aos centros produtores de energia de Portugal [8].
CAPÍTULO 3 – Uma Visão Geral Da Regulamentação Internacional Para Acesso dos Parques Eólicos aos Sistemas Elétricos De Potência.
37
A curva LVRT, Figura 3.16, exige que os centros geradores suportem um afundamento
de tensão de 80% por um tempo de 0,5 segundos, subindo linearmente para um afundamento
de 20% após 0,8 segundos e de 10% após 10 segundos.
Outra exigência da regulamentação portuguesa é o fornecimento de energia reativa durante a ocorrência de faltas e afundamentos de tensão. Esta medida visa ajudar o sistema a estabilizar novamente a sua tensão, já que quedas acentuadas de tensão podem ser atenuadas
com a injeção de potência reativa [24], melhorando a qualidade do serviço.
A Figura 3.17 mostra como deve ser feita a injeção de potência reativa de acordo com a
queda de tensão do sistema. A área “(1)” da figura corresponde ao regime de falta e correção:
para afundamentos entre 50% e 100%, a produção de reativos deve ser entre 90% e 100% da
energia total produzida antes do defeito; para afundamentos entre 50% e 10% da tensão nominal, o percentual de energia reativa varia linearmente entre 0% e 90% de acordo com a gravidade da falta. A área “(2)” mostra como deve ser o regime de funcionamento normal, onde é
permitida uma variação de 0% a 20% de energia reativa em relação ao total produzido [8].
Figura 3.17 - Curva de fornecimento de reativos pelos centros produtores de energia de Portugal durante afundamentos de tensão [8].
Após a eliminação da falta e a recuperação da tensão no enrolamento do lado da rede do
transformador que liga o centro de produção de energia eólica ao sistema de transmissão, a
potência ativa produzida deve recuperar até seus valores pré-falta a uma taxa de crescimento
por segundo não inferior a 5% da sua potência nominal. Esta medida visa uma rápida recuperação do sistema após a resolução da falta.
CAPÍTULO 3 – Uma Visão Geral Da Regulamentação Internacional Para Acesso dos Parques Eólicos aos Sistemas Elétricos De Potência.
38
3.2.4
– BRASIL
O sistema brasileiro de transmissão de energia elétrica é formado, em sua maioria, por
um sistema interligado, conhecido como Sistema Interligado Nacional (SIN). Este é formado
pelas empresas das regiões Sul, Sudeste, Centro-Oeste, Nordeste e parte da região Norte. Apenas 3,4% da produção de energia no Brasil encontram-se fora do SIN, formado por pequenos sistemas isolados localizados em sua maior parte na região amazônica.
A operação do SIN é realizada pelo Operador Nacional do Sistema (ONS), criado através de leis nacionais com a missão de controlar todo o sistema de transmissão. Para o exercício de suas atribuições, o ONS desenvolve estudos e ações.
Como legislação principal, o ONS criou os Procedimentos de Rede, que são um conjunto de normas e requisitos técnicos que estabelecem as obrigações do ONS e todos os envolvidos no SIN, sendo homologados pela Agencia Nacional de Energia Elétrica (ANEEL). Os objetivos dos Procedimentos de Rede são:
•
Garantir a transparência, integridade e excelência do ONS;
•
Estabelecer as responsabilidades do ONS e Agentes de Operação, e
•
Especificar os requisitos mínimos nos Contratos de Prestação do Serviço de
Transmissão (CPST), e os critérios dos Contratos de Conexão ao Sistema de
Transmissão (CCT) e dos Contratos de Uso do Sistema de Transmissão (CUST)
[25].
Toda a legislação de acesso ao sistema de transmissão, inclusive de parques eólicos, está definido nos Procedimentos de Rede. Para os acessos diretamente ao sistema de distribuição, a legislação é definida pelos Procedimentos de Distribuição de Energia Elétrica no Sistema Elétrico Nacional (PRODIST).
O PRODIST é um conjunto de normas que objetivam disciplinar a forma, condições,
responsabilidades, penalidades, e planejamento entre as distribuidoras de energia elétrica,
consumidores e centrais geradoras conectadas ao sistema de distribuição, incluindo redes e
linhas em tensão inferior a 230 kV, garantindo a troca de informação entre as partes, além de
estabelecer critérios e indicadores de qualidade [26].
Serão apresentadas as normas dos sistemas de transmissão, definidas pelos Procedimentos de Rede do ONS, e as normas dos sistemas de distribuição, definidas pelo PRODIST.
CAPÍTULO 3 – Uma Visão Geral Da Regulamentação Internacional Para Acesso dos Parques Eólicos aos Sistemas Elétricos De Potência.
39
3.2.4.1 CONTROLE DE FREQUÊNCIA
Os Procedimentos de Rede definem que os parques eólicos atendam 4 requisitos técnicos mínimos quando estes acessam o sistema de transmissão:
1. Os geradores devem operar com freqüência entre 56,5 Hz e 63 Hz sem que atuem os relés de subfrequência e sobrefrequência instantâneos.
2. Os geradores devem suportar a operação em freqüências abaixo de 58,5 Hz por
até 10 segundos.
3. Os geradores devem operar entre 58,5 Hz e 61,5 Hz sem que atuem os relés de
subfrequência e sobrefrequência temporizados.
4. Operação acima de 61,5 Hz por até 10 segundos.
O objetivo das medidas acima é evitar o desligamento dos geradores, quando existe um
déficit de geração, antes que o esquema de alívio de carga atue completamente [27].
Para os sistemas de distribuição, o PRODIST define os seguintes requisitos:
1. O sistema de distribuição e as instalações de geração conectadas ao mesmo devem, em condições normais, operar dentre os limites de freqüência situados entre 59,9 Hz e 60,1 Hz.
2. As geradoras conectadas ao sistema de distribuição devem garantir que a freqüência retorne para a faixa de 59,5 Hz e 60,5 Hz, no prazo de 30 segundos após
sair desta faixa, permitindo assim a recuperação do equilíbrio carga-geração.
3. Nos casos onde há necessidade de corte de geração ou de carga, para garantir a
recuperação do equilíbrio carga-geração, a freqüência: não pode exceder 66 Hz
ou ser inferior a 56,5 Hz em condições extremas; pode permanecer acima de 62
Hz por no máximo 30 segundos e acima de 63,5 por no máximo 10 segundos;
pode permanecer abaixo de 58,5 Hz por no máximo 10 segundos e abaixo de
57,5 Hz por no máximo 5 segundos [28].
3.2.1.4 VARIAÇÕES DE TENSÃO
Na transmissão, as variações de tensão em regime permanente não devem produzir uma
variação superior a 5% no ponto de conexão no caso de manobra do parque gerador. No caso
de operações entre 90% e 110% da tensão nominal, as proteções de subtensão e sobretensão
temporizados não devem atuar. No caso de operação de tensão entre 85% e 90% da tensão
nominal, a proteção não deve atuar por até 5 segundos.
CAPÍTULO 3 – Uma Visão Geral Da Regulamentação Internacional Para Acesso dos Parques Eólicos aos Sistemas Elétricos De Potência.
40
No caso de fenômenos de flutuação de tensão nos barramentos da rede básica, provocado principalmente por cargas não lineares, são utilizados os Indicadores: Pst - Indicador de
Severidade de Cintilação de Curta Duração e Plt - Indicador de Severidade de Cintilação de
Longa Duração. O indicador Pst é calculado a partir dos níveis de cintilação num período de
10 minutos e o indicador Plt é calculado a partir da flutuação em um período de 2 horas.
3.2.1.5
SUPORTABILIDADE A FALTAS (CURVAS LVRT)
Os Procedimentos de Rede definem que cada unidade geradora, juntamente com seus
serviços auxiliares, deve suportar durante curtos-circuitos trifásicos, sem serem desligados ou
desconectados, variações de tensão causadas por defeitos na rede que causem a redução de até
75% da tensão nominal por um período de até 0,20 segundos, crescendo linearmente para 5%
de afundamento após 0,75 segundos do afundamento. Este tipo de curva Low Voltage Ride
Through pode ser vista na Figura 3.18.
Figura 3.18 – Requisito de tensão para suportabilidade a Faltas na transmissão [27].
Durante um curto-circuito assimétrico, onde existe circulação de correntes de seqüência inversa, as unidades geradoras deverão suportar a circulação destas correntes, durante todo
o tempo decorrido desde o início da falta até a atuação da última proteção de retaguarda.
Para parques eólicos conectados na rede básica, existe um critério específico para suportabilidade a faltas, onde caso haja um afundamento de tensão em uma ou mais fases no
ponto de conexão da central de geração eólica, esta deverá continuar operando se a tensão em
seus terminais permanecer acima da curva LVRT da Figura 3.19.
CAPÍTULO 3 – Uma Visão Geral Da Regulamentação Internacional Para Acesso dos Parques Eólicos aos Sistemas Elétricos De Potência.
41
Figura 3.19 – Requisito de tensão para suportabilidade a Faltas em parques eólicos na transmissão no
Brasil [27].
Para tensões no ponto de conexão entre 90% e 110%, na faixa de freqüência entre 58,5
Hz e 60 Hz, não é permitido redução da potência de saída. Para a faixa de freqüência entre 57
Hz e 58 Hz, é admitida uma redução de potência de até 10% [27].
Na distribuição não existe requisito para suportabilidade a faltas [28].
3.3 CONCLUSÃO
Neste capítulo foi possível realizar um levantamento da regulamentação de acesso aos
sistemas de potência vigente em alguns dos principais produtores de energia eólica. Os requisitos básicos de acesso foram apresentados, como requisitos de operação em subtensão, sobretensão, subfrequência, sobrefrequência e curvas de suportabilidade a faltas. Cada país apresenta características diferentes. A Alemanha e a Dinamarca mostraram ter os sistemas mais
exigentes. Com estas informações, foi possível então ter uma visão geral da regulamentação
internacional para acesso dos parques eólicos aos sistemas de potência.
CAPÍTULO 3 – Uma Visão Geral Da Regulamentação Internacional Para Acesso dos Parques Eólicos aos Sistemas Elétricos De Potência.
42
CAPÍTULO 4
IMPLEMENTAÇÃO DE CURVAS DE SUPORTABILIDADE A FALTAS
DE AEROGERADORES EM RELÉS NUMÉRICOS
4.1 - INTRODUÇÃO
Este capítulo apresenta um exemplo de implementação de “curvas low voltage ride through” em relés numéricos. A curva utilizada trata-se da curva de suportabilidade a faltas
definidas pelo ONS para o sistema de geração eólico brasileiro, conforme apresentado no Capítulo 3, Figura 3.19.
O passo inicial será a apresentação dos modelos de relés utilizados na aplicação, juntamente com suas especificações e capacidades técnicas para a aplicação de curvas LVRT.
Será apresentado também o resultado das curvas em cada relé utilizado, o comportamento perante vários afundamentos de tensão e a sua capacidade de resposta e acionamento
da proteção.
Por último, serão apresentados os resultados obtidos, mostrando a curva obtida em cada relé numérico.
4.2 – RELÉS NUMÉRICOS UTILIZADOS NA APLICAÇÃO
Os relés numéricos são equipamentos de proteção que são uma evolução dos relés eletromecânicos, estáticos e digitais. Possuem microprocessadores e microcontroladores, processadores eletrônicos de alta velocidade, conversores analógico-digitais de alto desempenho,
além de possuir filtros passa-baixa contra ruídos de alta freqüência.
Os relés numéricos possuem comunicação com outros relés, através da seletividade
lógica, e também com sistemas de controle remoto, como o sistema SCADA. A comunicação
remota é feita através de fibra óptica e protocolos de comunicação.
Outro diferencial dos relés numéricos é o processamento de sinais, através de transformadas (Fast Fourier Transformer e Walsh), possibilitando a opção de oscilografia dos dados medidos via software. Alguns relés mais modernos utilizam de tecnologias de inteligência
artificial e redes neurais para aperfeiçoar a proteção.
Na aplicação foram usados dois relés numéricos, um do fabricante EFACEC e outro
do fabricante AREVA.
CAPÍTULO 4 – Aplicação de Curvas de Suportabilidade a Faltas em Relés Numéricos
43
4.2.1 – RELÉ MODELO TPU S420 – FABRICANTE EFACEC
O relé “TPU S420” (Figura 4.1) é um relé numérico fabricado pela indústria portuguesa EFACEC, produzido para ser utilizado principalmente como unidade terminal de proteção
e controle de linhas de média tensão. Por ser de um fabricante português, a sua interface gráfica tanto no equipamento como no software, além dos manuais, estão na língua portuguesa, o
que facilita bastante a interação com usuários brasileiros.
Como unidade terminal, o TPU S420 efetua medidas de grandezas de uma linha de
transmissão, como corrente, tensão, fator de potência, energia, freqüência, e funções de monitoramento de defeitos como Oscilografia e Registro Cronológico de Acontecimentos.
O software integrado para computadores, com a função de fazer a interface com o equipamento, local ou remotamente, é o WinProt. O aplicativo disponibiliza o acesso e alteração de todas as parametrizações e configurações do relé.
O processamento interno é realizado por três microcontroladores de 32 bits, realizando
a aquisição de grandezas analógicas a uma taxa de 40 amostras por ciclo. Possui também interface por fibra óptica ou em cobre em arquiteturas Ethernet para integração com o sistema
SCADA.
Figura 4.1 – Vista frontal do relé TPU S420 do fabricante EFACEC.
CAPÍTULO 4 – Aplicação de Curvas de Suportabilidade a Faltas em Relés Numéricos
44
As proteções que o relé possui são: sobrecorrente instantânea e temporizada de fases
(50/51); sobrecorrente instantânea e temporizada de neutro (50/51N); direcional de fases (67);
direcional de neutro (67N); sobretensão de fases (59); máximo de tensão residual (59N); mínimo de tensão de fases (27); subfreqüência e sobrefreqüência (81); corrente de seqüência inversa (46); sobrecarga (49); religamento automático (79); bloqueio por seletividade lógica
(68); falha de disjuntor (62BF) e supervisões de manobras.
Para cada função de proteção, existe a possibilidade de 4 ajustes diferentes, chamados
de “Cenários”, mas somente um poderá estar ativo por vez. A mudança de ajustes pode ser
feita através do software WinProt, através de ajustes manuais no painel do relé, e através de
seletividade lógica.
Além das proteções padrão, o TPU S420 disponibiliza a utilização das medidas lidas,
como: tensão, corrente, freqüência, etc.; para criar proteções genéricas, de acordo com a necessidade da proteção do sistema. Esta opção é encontrada na função “Medidas” no menu de
proteções.
Outra função importante é a lógica programável, onde, para cada alarme e ajuste configurado, existe a possibilidade de se usar uma lógica de funcionamento, trabalhando com variáveis de entrada e saída. As variáveis de entrada podem estar relacionadas com: entradas
físicas, funções de proteção e controle, comandos do utilizador, e variáveis da rede de área
local. As variáveis de saída podem ter seus estados refletidos em: saídas físicas, sinalizações
para a rede local, sinalizações para funções de proteção e controle [38].
4.2.2 – RELÉ MODELO P142 – FABRICANTE AREVA
O relé de modelo P142 do fabricante AREVA (Figura 4.2) é um relé voltado para o
gerenciamento de alimentadores, para níveis de tensão de transmissão e distribuição, realizando a proteção, o controle e o monitoramento das linhas aéreas e cabos subterrâneos.
A faixa de operação do relé é adequada para todas as aplicações em que é requerida a
proteção de sobrecorrente. Além disso, é apropriado para vários tipos de aterramentos de sistema: sistemas solidamente aterrados, aterrados por impedância, aterrados por bobina de Petersen e para sistemas isolados.
As funções de proteção que o relé possui são: sobrecorrente de fase direcional ou não
direcional, instantânea ou temporizada (67, 50, 51); Falta a terra direcional ou não direcional,
instantânea ou temporizada ( 67N, 50N, 51N); partida a frio (64); sobrecorrente com tensão
controlada (51V); sobrecorrente de seqüência negativa (46); sobrecarga térmica em valor efiCAPÍTULO 4 – Aplicação de Curvas de Suportabilidade a Faltas em Relés Numéricos
45
caz; subcorrente de fase e de neutro (37P e 37 N); subtensão (27); sobretensão (59). A visão
geral das proteções pode ser vistas na Figura 4.3.
Figura 4.2 – Vista frontal do relé P142 do fabricante AREVA [39]
A configuração do relé possibilita qualquer tipo de automação de subestação ou
utilização do sistema SCADA, possuindo uma grande variedade de protocolos de
comunicação, incluindo o padrão “IEC 61850”.
Existem 4 grupos de ajustes de proteção independentes, mas somente um ajuste é
permitido por vez. A mudança de ajustes pode ser realizada manualmente, ou por entradas
externas digitais.
Figura 4.3 – Esquemático das proteções do relé P142 do fabricante AREVA, baseado na numeração ANSI [39]
CAPÍTULO 4 – Aplicação de Curvas de Suportabilidade a Faltas em Relés Numéricos
46
A lógica programável interna permite ao usuário customizar as funções de controle e
proteção, além de realizar a programação das funcionalidades das entradas opticamente isoladas, relés de saída e indicações de LED. O esquema lógico programável é composto por portas lógicas e temporizadores de uso geral. As portas lógicas incluem "OU", "E" com suas
principais funções, com a capacidade de inverter entradas e saídas e fornecer realimentação
[39].
4.3 TESTES EM LABORATÓRIOS
Os experimentos foram realizados em dois laboratórios:
•
Laboratórios de testes e programação em relés da Companhia Energética do Ceará
(COELCE), que concedeu o espaço e a utilização de uma amostra do relé TPU
S420 do fabricante EFACEC de seu estoque. A Figura 4.4 contém uma foto da
bancada de testes do laboratório da COELCE no momento da parametrização do
relé.
Figura 4.4 – Bancada de testes da COELCE
CAPÍTULO 4 – Aplicação de Curvas de Suportabilidade a Faltas em Relés Numéricos
47
•
Laboratório de testes do Grupo de Processamento de Energia e Controle (GPEC),
ligado ao Departamento de Engenharia Elétrica (DEE), da Universidade Federal
do Ceará (UFC). Neste laboratório foram feitos os testes com o relé “AREVAP142”. Também foi utilizada a fonte de distúrbios “California Instruments – 3KVA
AC Power Source” (Figura 4.5). A bancada de testes pode ser vista na Figura 4.6.
Figura 4.5 – Fonte de distúrbios CALIFORNIA INSTRUMENTS – 3kVA
CAPÍTULO 4 – Aplicação de Curvas de Suportabilidade a Faltas em Relés Numéricos
48
Figura 4.6 – Bancada de testes do GPEC – DEE – UFC
4.4 – APLICAÇÃO DAS CURVAS DE SUPORTABILIDADE A FALTAS NOS RELÉS
NUMÉRICOS.
A curva definida pelo Operador Nacional do Sistema brasileiro (ONS), encontrada na
Figura 3.19, pode ser dividida em quatro áreas de acordo com a variação de tensão durante o
tempo, conforme a Figura 4.7.
Figura 4.7 – Curva LVRT definida pelo ONS, divida por áreas de variação de tensão
CAPÍTULO 4 – Aplicação de Curvas de Suportabilidade a Faltas em Relés Numéricos
49
Na Figura 4.7, a área 1 define o estado mais crítico, onde os geradores devem permanecer conectados a rede até uma redução de 80% da tensão durante um período de 500 ms,
então esta deve ser a maior prioridade da configuração da proteção. A área 2 define um crescimento linear de recuperação de tensão, passando de uma queda de tensão de 80% para 15%
em um período de 500 ms. O maior desafio do ajuste da proteção é garantir a variação da área
2 com a maior fidelidade possível, pois a maioria dos relés só fornecem a opção de ajustes
discretos, em intervalos de tempo, e não com crescimento linear e contínuo. A área 3 trata-se
da recuperação do sistema, com uma queda de tensão de 15% por 4 segundos, e a área 4 tratase da normalização total, em que após 5 segundos do início do afundamento de tensão, a tensão estar igual ou maio que 90% do valor nominal, a proteção não deve atuar.
4.4.1 – APLICAÇÃO DA CURVA NO RELÉ EFACEC-TPU S420
As configurações e simulações no relé “EFACEC-TPU 420” foram realizadas através
do software WinProt, fornecido também pelo fabricante EFACEC, que permite realizar os
ajustes em cada função de proteção, as programações lógicas e simular testes.
Para conseguir uma aproximação maior da curva do ONS, principalmente no que diz
respeito à área 2 da Figura 4.8, foi utilizada a função de medidas genéricas chamada de “Medidas”, conforme explicado na Seção 4.2.1.
O programa WinProt disponibiliza um total de 8 medidas genéricas na opção “Medidas”. Cada medida genérica só pode ser utilizada por uma fase ou entre duas fases. Como o
requisito do ONS é para afundamentos de tensão por fase, existem duas opções: dividir as 8
medidas entre as três fases, diminuindo a precisão da curva e utilizando somente um relé; ou
utilizar um relé por fase, cada um utilizando 8 medidas e aumentando a precisão da curva. A
opção escolhida foi a segunda opção, para garantir uma maior precisão.
Cada medida genérica foi configurada para trabalhar com tensão fase-neutro na fase A
(Tensão UA). Os valores que devem ser entrados no programa são os da tensão de primário
do sistema. Foi considerado que a tensão de primário era de 13,8 kV, dando uma tensão de
fase de 7,96 kV. A curva foi dividida em 8 pontos ou intervalos, como mostrado na Tabela
4.1.
CAPÍTULO 4 – Aplicação de Curvas de Suportabilidade a Faltas em Relés Numéricos
50
Tabela 4.1 – Divisão da curva LVRT do ONS em 8 intervalos
Afundamento de
Tensão(T)
T > 80 %
67 % < T < 80 %
54 % < T < 67 %
41 % < T < 54 %
28 % < T < 41 %
15 % < T < 28 %
10 % < T < 15 %
T > 10%
Tensão Limite
(kV)
1,593
1,600
2,629
3,665
4,701
5,736
6,772
7,171
Tempo de Afundamento
(em segundos)
Instantâneo
0,500
0,6
0,7
0,8
0,9
1
5
Função
Medidas
Medida 1
Medida 2
Medida 3
Medida 4
Medida 5
Medida 6
Medida 7
Medida 8
Função Timers
Timer 3
Timer 3
Timer 5
Timer 6
Timer 7
Timer 8
Timer 9
Após as definições dos intervalos da curva, estes pontos foram configurados na opção
“Medida” no WinSettings do WinProt. Em cada medida a opção “Config” foi ajustada para
“Tensão UA”, as opções “Estado Alr Alto” em “OFF” e “Estado Alr Baixo” em “ON” ( para
obter sinais de trip quando a tensão atingir valores abaixo do valor definido). A opção “Limiar Alto” deve ser deixada com o valor nulo, e a opção “Limiar Baixo” com a tensão definida
da tabela. Após as definições, as configurações ficam como mostradas na Figura 4.8.
CAPÍTULO 4 – Aplicação de Curvas de Suportabilidade a Faltas em Relés Numéricos
51
Figura 4.8 – Configuração das medidas no WinSettings para a curva da Tabela 4.1
As configurações de tempo definidas na Tabela 4.1 foram configuradas na opção “Timers” no WinSettings do WinProt, configurando em cada Timer a opção “Tipo” para “Atraso” e a opção “Tempo” com cada valor. Após as definições, as configurações ficam como
mostradas na Figura 4.9.
CAPÍTULO 4 – Aplicação de Curvas de Suportabilidade a Faltas em Relés Numéricos
52
Figura 4.9 – Configuração dos timers no WinSettings para a curva da Tabela 4.1
A programação Lógica é definida no WinLogic do WinProt, selecionando a opção
“Medida” e depois a opção “Lógica”. Cada medida, para os valores de máximo e mínimo definidos, é apresentada na forma de portas lógicas. A entrada das portas é o próprio estado de
ativação da proteção, mas outras entradas podem ser adicionadas em conjunto se outra lógica
for necessária. A saída é associada às entradas de outras portas, a um timer, ou ao comando de
abertura de disjuntor.
A Medida 1 foi ajustada, conforme visto na Tabela 4.1, para que valores abaixo do
definido a atuação do disjuntor seja instantânea e as outras medidas foram temporizadas nos
vários Timers disponíveis. A Figura 4.10 mostra a configuração das medidas 1,2 e 3 no WinLogic: a Medida 1 foi associada à abertura do disjuntor, e as Medidas 2 e 3 associadas aos Timers 3 e 4.
CAPÍTULO 4 – Aplicação de Curvas de Suportabilidade a Faltas em Relés Numéricos
53
Figura 4.10 – Configuração das medidas no WinLogic
Os Timers são configurados selecionando a opção “Timers” e depois a opção “Lógica”. Assim como na opção “Medida”, os Timers são como registradores, cuja entrada foi definida na configuração das medidas, e a saída deve ser a abertura do disjuntor. A Figura 4.11
mostra a configuração dos timers de 3 a 6 no WinLogic.
Após a realização das configurações e da programação lógica, os dados foram passados para o relé através da porta serial.
O WinProt disponibiliza um ambiente de testes virtuais na opção WinTest. Neste ambiente o usuário pode entrar com valores de tensão em cada fase, vista pelo lado de baixa do
Transformador de Potencial (TP), e o relé entenderá como se fosse uma leitura real. A relação
de transformação do TP é de 120. A Figura 4.12 mostra a entrada do valor nominal de tensão
e a leitura respectiva no painel do relé.
CAPÍTULO 4 – Aplicação de Curvas de Suportabilidade a Faltas em Relés Numéricos
54
Figura 4.11 – Configuração dos timers no WinLogic
Figura 4.12 – Configuração da tensão nominal no WinTest e a leitura no relé
Para cada faixa de afundamento de tensão definido, foi testada a resposta do relé de
acordo com a programação definida. A Figura 4.13 ilustra um afundamento de 56%, a Figura
4.14 mostra a mensagem dada pelo simulador que ocorreu a abertura do disjuntor.
CAPÍTULO 4 – Aplicação de Curvas de Suportabilidade a Faltas em Relés Numéricos
55
Figura 4.13 – Configuração de um afundamento de tensão de 56% no WinTest e a respectiva leitura no relé
Figura 4.14 – Registro do afundamento de tensão e abertura do disjuntor no WinTest
Na Figura 4.14, o registro do afundamento ocorreu às 17 horas 02 minutos e 11, 466
segundos, e a abertura do disjuntor ocorreu às 17 horas 02 minutos e 12, 164 segundos, dando
uma diferença de 0, 698 segundos. O valor esperado era de 0,7 segundos, o que dá um erro de
apenas 0,28%, o que torna o resultado bem satisfatório.
Para todas as outras faixas de afundamento, os resultados foram satisfatórios, com erros desconsideráveis. A curva Low Voltage Ride Through final obtida pode ser vista na Figura
4.15.
CAPÍTULO 4 – Aplicação de Curvas de Suportabilidade a Faltas em Relés Numéricos
56
Figura 4.15 – Curva LVRT obtida através do relé EFACEC – TPU S420
4.4.2 – APLICAÇÃO DA CURVA NO RELÉ AREVA-P142
As configurações no relé “AREVA-P142” foram realizadas através do software MiCOM disponibilizado pelo próprio fabricante AREVA, que permite realizar os ajustes em cada função de proteção, as programações lógicas, visualizar oscilografia, interface de editor de
sistema GOOSE, dentre outras funções.
No relé P142 não existe a possibilidade de usar medidas genéricas como nos relés do
fabricante EFACEC, e a única forma de realizar a proteção dos afundamentos de tensão é através da proteção de subtensão (27). Como explicado na seção 4.2.2, existem quatro grupos
de ajuste de configuração independentes. Uma forma de melhorar a precisão da curva LVRT
implementada, seria a mudança de ajustes em tempo real.
O controle de grupo de ajustes é realizado através de duas entradas opto-isoladas, que
podem ser acessadas através das variáveis lógicas “DDB 526” e “DDB 527” no menu Progammable Scheme Logic Editor do MiCOM. A combinação da variação do estado lógico de
cada uma das duas variáveis possibilita a mudança para outro grupo de ajuste. As combinações estão na Tabela 4.2.
CAPÍTULO 4 – Aplicação de Curvas de Suportabilidade a Faltas em Relés Numéricos
57
Tabela 4.2 – Mudança de grupos de ajuste através das variáveis lógicas no relé AREVA-P142
Estado da variável
DDB 527
0
0
1
1
DDB 526
0
1
0
1
Grupo de
Ajuste Selecionado
Grupo 1
Grupo 2
Grupo 3
Grupo 4
Cada grupo de ajuste permite duas configurações por proteção, que podem ser instantâneas ou temporizadas. Cada uma das configurações possui duas variáveis lógicas de entrada
associada. Para a função de afundamentos de tensão, as variáveis são: “V<1 Start” “V<2
Start”, “V<1 Trip”, “V<2 Trip”. As duas primeiras dizem respeito ao início do registro do
evento, e as duas últimas ao envio do sinal de trip após a temporização. Os números “1”e “2”
das variáveis dizem respeito a qual das duas configurações disponíveis a variável pertence. As
quatro variáveis são as mesmas para qualquer grupo de ajuste, enviando o sinal referente ao
grupo de ajuste selecionado.
Para a lógica programável, foi definido que a variável “V<1 Start” seria o indicador
dos afundamentos de tensão (tensão menor que 90% da tensão nominal), acionando os Timers
e as mudanças de grupo de ajuste. A variável “V<2 Start” da cada grupo de ajuste fará o formato da curva, enviando o sinal de trip quando a tensão for menor do que a estabelecida. Como os grupos de ajuste irão alterar de acordo com o passar do tempo do registro do afundamento de tensão, “V<2 Start” terá diferentes limites em diferentes tempos, formando uma
curva LVRT.
Tabela 4.3 – Ajuste das variáveis e Timers para curva LVRT no relé AREVA-P142
Grupos de Ajuste
Grupo
1
2
3
4
Tempo de Mudança
0
0,5
0,66
0,85
Ajuste "V<1"
Ajuste "V<2"
Valor
Tempo
Tempo
(p.u.)
Trip (s) Valor (%)
Trip (s)
0,9
0
0,2
Instantâneo
0,9
0
0,44
Instantâneo
0,9
0
0,66
Instantâneo
0,9
4
0,85
Instantâneo
A Tabela 4.3 contém as informações dos Timers para mudança do grupo de ajuste e os
valores de cada configuração do grupo de ajuste. Em um afundamento de tensão, o valor de
CAPÍTULO 4 – Aplicação de Curvas de Suportabilidade a Faltas em Relés Numéricos
58
V<1 Start” será sempre igual ao estado lógico “1”, acionando os Timers e mudando os grupos
de ajuste de acordo com a tabela verdade mostrada na Tabela 4.4, formada a partir dos dados
das Tabelas 4.2 e 4.3.
Tabela 4.4 – Tabela verdade para lógica no relé AREVA-P142
A = 500
ms
0
0
0
0
1
1
1
1
Timers
B = 660
ms
0
0
1
1
0
0
1
1
Variáveis de mudança de
grupo de ajuste
C = 850
ms
0
1
0
1
0
1
0
1
DDB 527 DDB 526
0
0
0
1
X
X
1
0
X
X
X
X
X
X
1
1
Grupo
Grupo 1
Grupo 2
Grupo 3
Grupo 4
Com os dados da tabela verdade, um mapa de Karnaugh foi feito para encontrar as
equações lógicas, mostrado na Figura 4.16.
Figura 4.16 – Mapa de Karnaugh e equações lógicas
Para programar as equações lógicas na programação lógica, a opção Progammable
Scheme Logic Editor do software MiCOM deve ser selecionada. As variáveis de entrada
“V<1 Start” “V<2 Start”, “V<1 Trip”, “V<2 Trip” são adicionadas através do botão “Input
Signal”. As variáveis de saída “DDB 526” e “DDB 527” são adicionadas através do botão
“Output Signal”. Os contadores de tempo são adicionados através do botão “Timer”. A saída
de trip é adicionada através do botão “Contact Conditioner”. Por último, as portas lógicas são
CAPÍTULO 4 – Aplicação de Curvas de Suportabilidade a Faltas em Relés Numéricos
59
adicionadas através dos botões “AND Gate”, “OR Gate” e “Progammable Gate”. A implementação da lógica encontra-se na Figura 4.17.
Figura 4.17 – Configuração lógica para mudança de ajustes no MiCOM
A configuração dos valores dos ajustes é feito através da opção Setting software S&R
Courrier do MiCOM. Na opção “CONFIGURATION” todos os grupos de ajustes devem ser
ativados, juntamente com a função “Volt Protection” para ativar a proteção 27. Na opção
“Setting Group” deve ser escolhido “Select Via Opto” para ativar a mudança de grupos pelas
entradas opto-isoladas . A configuração dos grupos é feita selecionando o grupo específico,
em sua respectiva proteção “VOLT PROTECTION”, e programando de acordo com os valores
definidos na Tabela 4.3. Um exemplo da programação do grupo 1 pode ser visto na Figura
4.18, onde foi considerado que a tensão entre fases no secundário do TP era de 110 V e 63,5V
entre fase e neutro.
Ao testar a lógica no relé, a mudança de grupo de ajustes não ocorreu. Após contato
com representantes do fabricante AREVA, foi informado que a versão do modelo P142 utilizado (modelo “P142311D3M0300J”) não possibilita a alteração de grupo de ajustes por lógica interna. A atuação do relé ficou limitada somente aos ajustes do Grupo 1.
Através da fonte de distúrbios com tensão controlável (Seção 4.3), foi aplicado inicialmente um afundamento de tensão de 25%, sendo verificada a atuação do relé, enviando o
sinal de trip, após 0, 518 segundos, conforme Figura 4.19, o que dá um erro de 3,6%. Por úlCAPÍTULO 4 – Aplicação de Curvas de Suportabilidade a Faltas em Relés Numéricos
60
timo, foi aplicado um afundamento de tensão de 75%, sendo verificada a atuação do relé após
0, 016 segundos na Figura 4.21, quase instantaneamente como se queria verificar.
A Figura 4.20 mostra como seria a curva LVRT obtida com a mudança do grupo de
ajustes e a Figura 4.22 mostra a curva efetivamente obtida.
Figura 4.18 – Configuração do ajuste de subtensão do Grupo 1 no MiCOM
CAPÍTULO 4 – Aplicação de Curvas de Suportabilidade a Faltas em Relés Numéricos
61
Figura 4.19 – Oscilografia para um afundamento de 25% e envio de sinal de trip após 0, 518 segundos
Figura 4.20 – Curva LVRT obtida com a mudança do grupo de ajustes
CAPÍTULO 4 – Aplicação de Curvas de Suportabilidade a Faltas em Relés Numéricos
62
Figura 4.21 – Oscilografia para um afundamento de 75% e envio de sinal de trip após 0, 016 segundos
Figura 4.22 – Curva LVRT obtida sem a mudança do grupo de ajustes
CAPÍTULO 4 – Aplicação de Curvas de Suportabilidade a Faltas em Relés Numéricos
63
4.5 - CONCLUSÃO
Neste Capítulo foi possível realizar um estudo prático de aplicação de Curvas de Suportabilidade a Faltas em dois relés numéricos de fabricantes diferentes. Os resultados obtidos
foram apresentados. Cada equipamento utilizado apresentou características lógicas diferentes,
então uma opção de lógica para formar a curva definida pelo Operador Nacional do Sistema
brasileiro em cada equipamento foi detalhada. A configuração no software de cada relé foi
bem explicada, mostrando como inserir os dados de ajuste e realizar a programação lógica.
Com estas informações, foi possível então testar e validar uma Curva de Suportabilidade a
Faltas em cada relé. Foram apresentadas algumas telas de resultados e as curvas obtidas.
CAPÍTULO 4 – Aplicação de Curvas de Suportabilidade a Faltas em Relés Numéricos
64
CAPÍTULO 5
CONCLUSÃO E DESENVOLVIMENTO FUTURO
5.1 - CONCLUSÃO
Neste trabalho foi apresentado uma visão geral dos requisitos de acesso aos parques eólicos, com foco nos afundamentos de tensão e curvas de suportabilidade a faltas em geradores
eólicos, mostrando como programar estas curvas em relés numéricos. Os requisitos têm como
objetivo garantir a Qualidade da Energia entregue aos usuários.
Os afundamentos de tensão são fenômenos onde, por curtos-circuitos ou desequilíbrios
no sistema, a tensão alcança valores abaixo dos limites, causando impactos em equipamentos,
como alteração do seu funcionamento, desligamentos indesejados e até danos elétricos. Quando um afundamento de tensão ocorre, geradores elétricos tendem a se desconectar do sistema,
aumentando ainda mais a intensidade do problema. Para evitar estes desligamentos, as normas
internacionais criaram as Curvas de Suportablilidade a Faltas. As características de Qualidade
de Energia e afundamentos de tensão foram apresentadas, assim como as limitações dos geradores eólicos durante os afundamentos, e a característica das Curvas de Suportabilidade a Faltas.
Os requisitos de acesso aos sistemas de potência internacional de quatro dos principais
países produtores de Energia Eólica foram apresentados. Os países selecionados foram Dinamarca, Alemanha, Portugal e Brasil. A Alemanha por ter um maior desenvolvimento da tecnologia eólica, apresentam assim um maior rigor nas suas normas em comparação aos outros
países em estudo quanto aos afundamentos de tensão. Todos os países apresentaram Curvas
de Suportabilidade a Faltas, onde a Alemanha mostrou também ter um maior critério, onde os
geradores eólicos devem ser capazes de suportar um afundamento de até 100% por um período de 150 ms.
Por último, foi apresentado duas alternativas de se programar dois relés dos fabricantes
EFACEC e AREVA, para atuarem de acordo com a Curva de Suportabilidade a Faltas definida pela regulamentação brasileira. Toda a formulação da lógica foi apresentada, detalhando a
formação da lógica utilizada em cada equipamento, a programação nos relés, as telas e resultados obtidos.
O modelo de relé do fabricante EFACEC mostrou ser o mais adequado para a aplicação, apresentando uma curva mais próxima da desejada, detalhada no trabalho. O modelo do
CAPÍTULO 5 – Conclusão e Desenvolvimento Futuro
65
relé do fabricante AREVA utilizado apresentou limitações na programação lógica, não alcançando os resultados esperados. As duas curvas, idealizada e obtida na prática, são apresentadas.
5.2 - DESENVOLVIMENTO FUTURO
A segunda etapa deste Projeto será a aplicação das Curvas de Suportabilidade a Faltas
em outros relés numéricos, de diferentes fabricantes, e a simulação do desempenho dos relés
em softwares como PSCAD.
Uma opção de melhoria do trabalho apresentado seria o desenvolvimento de um hardware externo que interprete os afundamentos de tensão, com a curva Low Voltage Ride Through armazenada em uma memória interna, fazendo comparações da tensão com os pontos
da curva e enviando sinais para o relé atuar quando necessário. Esta alternativa é valida em
relés onde não é possível se obter a curva LVRT em sua lógica interna.
CAPÍTULO 5 – Conclusão e Desenvolvimento Futuro
66
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